DATOS DE CATALOGACIÓN BIBLIOGRÁFICA Calle Martínez Marco Antonio Introducción a la industria de los hidrocarburos Tomo I 4ta. Edición Colección Maestría en Gestión en la Industria de los Hidrocarburos U VIRTUAL Centro de excelencia Santa Cruz – Bolivia Enero, 2012
Derechos Reservados Esta publicación no puede reproducirse, registrarse o transmitirse, total o parcialmente, por ningún medio ni sistema de recuperación o captura de información, sea electrónico, mecánico, digital, fotoquímico, magnético ni electro-óptico o cualquier otro, sin previo permiso del editor U VIRTUAL Centro de Excelencia. Tampoco está permitido copiar todo, salvo las citas bibliográficas usuales en materia de investigación y el material recopilado y referenciado de otros trabajos. Este texto no podrá usarse en cursos, seminarios, clases o actividades de ninguna naturaleza, sin permiso previo del autor. La violación o transgresión de los derechos de autor y/o edición serán objeto de proceso penal a los autores, cómplices y encubridores, conforme c onforme a Ley.
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DATOS DE CATALOGACIÓN BIBLIOGRÁFICA Calle Martínez Marco Antonio Introducción a la industria de los hidrocarburos Tomo I 4ta. Edición Colección Maestría en Gestión en la Industria de los Hidrocarburos U VIRTUAL Centro de excelencia Santa Cruz – Bolivia Enero, 2012
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En un mundo en el que vivimos hoy en día y por la importancia de los hidrocarburos como principal fuente de energía, se requieren profesionales con una sólida formación técnica, financiera, económica, legal y de gestión de proyectos en el área gerencial de los hidrocarburos, para el manejo y procesamiento eficiente de la información que permita una correcta toma de decisiones en el área. Los textos que comprenden esta colección tienen el objetivo de formar competencias relevantes para el exitoso desempeño de los profesionales formados en esta área de gestión, es por ello que los textos se diseñaron para tocar un área específica, de tal forma, que el conjunto de los mismos abarquen todos los temas que un profesional en funciones de gerencia de negocios o con cargos de responsabilidad en gestión técnica o administrativa encuentre valiosas herramientas para desarrollar sus actividades. Se realizó una recopilación de los más importantes autores sobre el tema, en la parte técnica se usaron herramientas de cálculo propuestas por el GPSA, manuales de la serie de Marcías Martínez, información de empresas, proyectos de ingeniería, experiencias de investigación en universidades, textos universitarios, publicaciones libres de internet, revistas y artículos de fuentes variadas. Por lo tanto el presente trabajo es producto de la recopilación ordenada de varias fuentes y que sirve como base para comenzar a leer los textos de apoyo más especializados del programa. Agradezco a todas las personas que colaboraron con el presente trabajo y pondero el abnegado esfuerzo de las personas que apuestan por la superación para mejorar los días de la población humana en busca de aquel inmenso castillo de amor y prosperidad en el que todos deseamos vivir.
Marco Antonio Calle Martínez
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ÍNDICE CAPÍTULO 1 ........................................................................................ ....................................................................................................................6 ............................6
EL PETRÓLEO ........................................................................................................................ 6 1.1. GENERALIDADES ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 6 1.2. YACIMIENTOS.......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 8 1.2.1. BÚSQUEDA O LOCALIZACIÓN DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO ................ .............................. ........................... .................... ....... 9 1.3. PRODUCCIÓN DEL PETRÓLEO ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 11 1.4. REFINACIÓN DE PETRÓLEO .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................ ..................... ....... 13 1.4.1. DERIVADOS Y USOS DEL PETRÓLEO .................................. ................................................ ............................ ............................ ............................ .............. 19 1.5. PETROQUÍMICA............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 21 1.6. TRANSPORTE DEL PETRÓLEO ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 23 1.7. HISTORIA ECONÓMICA DEL CRUDO ............................. ........................................... ............................ ............................. ............................ .................. ..... 30 1.8. LA ORGANIZACIÓN DE PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO P ETRÓLEO (OPEP) ....................... ..................................... .............. 35 1.9. PRINCIPALES PETROLERAS ESTATALES DE AMÉRICA ....................................... .................................................... ......................... ............ 48 1.10. DERRAMES, AMENAZAS PARA LA SOCIEDAD Y EL MEDIOAMBIENTE ......................... ....................................... .............. 50 1.11. EL PICO HUBBERT H UBBERT EN EL MUNDO ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 51 1.12. ENERGÍAS ALTERNATIVAS A LOS HIDROCARBUROS ............................ .......................................... ............................ ....................... ......... 55 1.12.1. LA ENERGÍA NUCLEAR Y EL FUTURO ............................... ............................................. ............................ ............................ ............................ ................ .. 55 1.12.2. ENERGÍA EÓLICA ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ..................... ....... 64 1.12.3. ENERGÍA GEOTÉRMICA ........................... .......................................... ............................ ............................ ............................. ........................... ......................... ............ 66 CAPÍTULO 2 .................................................................................................. .................................................................................................................. ................ 68
GAS NATURAL ...................................................... ............................................................................................................ ............................................................... ......... 68 2.1. GENERALIDADES ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ..................... ....... 68 2.2. HISTORIA Y ECONOMÍA DEL GAS NATURAL ...................... .................................... ............................ ............................ ............................ .............. 69 2.2.1. EL GAS NATURAL EN LA DEMANDA DE ENERGÍA [INFORME DEL FONDO MONETARIO INTERNACIONAL 2009]. ............................ .......................................... ............................ ........................... ........................... ............................. ............................ ......................... ............ 70 2.2.2. DEMANDA Y MERCADO DEL GAS NATURAL PROYECCIÓN............................. PROYECCIÓN........................................... .......................... ............ 73 2.2.3. EL GAS NATURAL Y EL MEDIO AMBIENTE .................................. ................................................ ............................ ........................... .................. ..... 75 2.3. REDES DE TRANSPORTE DEL GAS NATURAL........................... ......................................... ............................ ............................ ....................... ......... 76 2.4. REDES CONCEPTUALES DE GAS NATURAL .......................... ......................................... ............................. ........................... ......................... ............ 77 2.5. RECOLECCIÓN, TRATAMIENTO Y PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL ............................. .................................... ....... 79 2.6. INSTALACIONES COMERCIALES, INDUSTRIALES Y DOMICILIARIAS ............................. ........................................... .............. 85 2.6.1. INSTALACIONES DOMICILIARIAS Y COMERCIALES CO MERCIALES ................................... ................................................. ........................... .................. ..... 86 2.6.1.1. INSTALACIONES INDUSTRIALES........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ .............. 87 2.7. GAS NATURAL VEHICULAR (GNV) ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 89 2.8. GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP) A PARTIR DEL GAS .................................... ................................................. ......................... ............ 94 2.8.1. TRENES DE FRACCIONAMIENTO DEL GAS NATURAL............................ .......................................... ............................ ....................... ......... 96 2.8.2. PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE GLP POR MEDIO DE LA EXTRACCIÓN DE LÍQUIDOS Y FRACCIONAMIENTO ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 96 2.9. PETROQUÍMICA DEL METANO .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 97 2.9.1. FERTILIZANTES ........................... ......................................... ............................ ........................... ........................... ............................. ............................ ......................... ............ 98 2.9.2. DIESEL A PARTIR DE GAS NATURAL REFORMADO .......................... ........................................ ............................ ............................ .............. 98 2.9.3. REDUCCIÓN DE HIERRO CON GAS DE SÍNTESIS ............................ .......................................... ............................ ............................ ................ .. 99 2.9.4. PRODUCCIÓN DE METANOL .......................... ........................................ ............................ ............................. ............................. ............................ .................. .... 99 CAPÍTULO 3 ........................................................................................ ................................................................................................................ ........................ 100
PROPIEDADES PROPIEDADES QUIMÍCAS Y FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS ............................................ 100 3.1.
PROPIEDADES QUÍMICAS DE LOS HIDROCARBUROS ............................... .............................................. ............................ ................ ... 100
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3.1.1. PRINCIPALES REACCIONES REACC IONES QUÍMICAS DEL D EL GAS NATURAL............................ .......................................... .......................... ............ 102 3.1.2. CORROSIÓN EN LAS INSTALACIONES DE GAS NATURAL ............................... ............................................. .......................... ............ 105 3.1.3. COMPOSICIONES TIPO DE GAS NATURAL .............................. ............................................ ............................ ............................ ..................... ....... 110 3.2. PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS ................... .................................. ............................. ........................... ................ ... 112 3.2.1. TABLAS DE CONSTANTES FÍSICAS ........................ ...................................... ............................ ............................ ............................ .......................... ............ 113 3.2.2. CÁLCULO DE LA COMPRESIBILIDAD C OMPRESIBILIDAD DE GASES.......................... ......................................... ............................. ............................ ................ .. 114 3.2.3. CÁLCULO DE DENSIDADES ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ................... ..... 117 3.2.4. CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE VAPOR............................... VAPOR............................................. ............................ ............................ ............................ .............. 117 3.2.5. CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GASEOSOS .......................... .......................... 117 3.2.6. CÁLCULO DE LA CONDUCTIVIDAD TÉRMICA DE HIDROCARBUROS .......................... ...................................... ............ 118 3.2.7. CÁLCULO DE LA TENSIÓN SUPERFICIAL DE HIDRO CARBUROS ........................... ......................................... ..................... ....... 118 3.2.8. CALCULO DEL GPM (Galones de líquidos C3+ por mil pies cúbicos de gas medios en condiciones normales) .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .......................... ............ 119 3.2.9. PORCENTAJE DE INFLAMABILIDAD DE LOS HIDROCARBUROS .......................... ........................................ ..................... ....... 120 3.2.10. CONTENIDO DE D E AGUA DEL GAS NATURAL ...................... .................................... ............................ ............................ ............................ .............. 120 3.2.11. CÁLCULOS DE FASES PARA GASES NATURALES Y CONDENSADOS ........................... ..................................... .......... 120 3.3. EJEMPLO DE CÁLCULO DE D E PROPIEDADES PR OPIEDADES FÍSICAS: ........................... .......................................... ............................ ....................... .......... 124 3.3.1. CÁLCULO DE LA COMPRESIBILIDAD DE GASES .......................... ......................................... ............................. ............................ ................ .. 133 CAPÍTULO 4 ........................................................................................ ................................................................................................................ ........................ 200
PRINCIPIOS DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO EN PLANTAS DE GAS Y PETRÓLEO.................................. 200 4.1. HISTORIA Y EVOLUCIÓN DEL MANTENIMIENTO. ..................... ................................... ............................ ............................ ................... ..... 200 4.1.1. PROCESO DE GESTIÓN DE MANTENIMIENTO ............................... ............................................. ............................ ............................ .............. 205 4.1.2. CLASES DE MANTENIMIENTO POR NIVELES ............... ............................. ............................ ............................ ............................ ................... ..... 205 4.1.3. CLASES DE MANTENIMIENTO POR EL TIPO DE ACCIÓN ........................... .......................................... ............................ ................ ... 206 4.1.3.1. CORRECTIVO ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .......................... ............ 207 4.1.3.2. PREVENTIVO............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .......................... ............ 209 4.1.3.3. PREDICTIVO ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .............. 210 4.1.3.4. MODIFICATIVO ........................... ......................................... ............................ ........................... ........................... ............................. ............................ ....................... .......... 211 4.1.3.5. MANTENIMIENTO PROGRAMADO ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ..................... ....... 211 4.2. LOS TIEMPOS DEL PROCESO DE GESTIÓN .................. ................................. ............................ ........................... ............................ ................... ..... 212 4.3. TIEMPOS DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO .......................... ......................................... ............................. ............................ ................ .. 212 4.4. FALLOS EN EL MANTENIMIENTO ........................... ........................................ ........................... ............................. ............................ ....................... .......... 213 4.5. CONCEPTOS Y DEFINICIONES ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ..............214 APÉNDICE ........................... .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................. ............................ ........................... ................ ... 226 TEMAS DE ANÁLISIS........................ ANÁLISIS...................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................... ..... 240 ANÁLISIS HAZOP Y WHAT IF ........................... .......................................... ............................ ............................ ............................. ............................ ........................... ................ ... 240 CLASIFICACIÓN NFPA........................................ ...................................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .............. 244 CLASIFICACIÓN DE LA GASOLINA .......................... ......................................... ............................ ............................ ............................. ........................... ....................... .......... 249 ROMBO DE LA GASOLINA............................. ........................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................... ..... 249 CLASIFICACIÓN DEL GAS LICUADO LIC UADO DE PETRÓLEO ........................... ......................................... ............................ ............................ .......................... ............ 251 ROMBO DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO ........................... ........................................ ........................... ............................. ............................ ....................... .......... 251 ROMBO DE CLASIFICACIÓN DE D E RIESGOS NFPA .......................... ........................................ ............................ ............................. ............................ ................ ... 253
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1.1. GENERALIDADES El petróleo es un líquido aceitoso de color generalmente obscuro a ámbar, sus componentes principales son el carbono y el hidrogeno, aunque puede contener azufre, oxígeno, agua y trazas de otros componentes como sales y metales. En condiciones de producción pueden generarse líquidos o en su caso gases que se desprenden del mismo y de acuerdo a la composición del hidrocarburo [scribd.com]. Su origen está relacionado con procesos de sedimentación y transformación a lo largo de millones de años. Este proceso complejo en el interior de la tierra descompuso las materias orgánicas de diverso origen como el fitoplancton, zooplancton, materias animales y vegetales que se reunieron en grandes lechos, además de condiciones favorables de capas de rocas y sedimentos hasta transformar estas materias en hidrocarburos a lo largo de millones de años.
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Figura.1.1 Muestras de crudo de varios yacimientos
Fuente: Elabor ación propia.
Los componentes del crudo se pueden clasificar en los siguientes grupos [scribd.com]:
Alcanos o Parafinas: Son hidrocarburos saturados de cadena lineal y saturados de hidrogeno como el metano. Etano, propano, etc.
Cicloalcanos o Naftenos: Son hidrocarburos cíclicos saturados, derivados del ciclopropano (C3H6) y del ciclohexano (C6H12). Es decir son alcanos con cadenas ccíclicas y también saturados con hidrogeno.
Aromáticos: Son hidrocarburos cíclicos insaturados constituidos por el benceno (C6H6) y sus homólogos.
Alquenos u Olefinas: Son moléculas lineales o ramificadas que contienen un enlace doble de carbono (-C=C-) en su estructura. Normalmente no se encuentran en cantidades importantes en el crudo virgen.
Alquinos: Son moléculas lineales o ramificadas que contienen un enlace triple de carbono. Normalmente no se encuentran en cantidades importantes en el crudo virgen.
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Asfaltos: Son moléculas lineales o ramificadas de alto peso molecular hasta 5000 a 10000 g/mol, tienen incluso densidades mayores a la del agua.
Compuestos no hidrocarburos: Los compuestos más importantes son combinaciones de azufre, nitrógeno y oxígeno. También hay trazas de compuestos metálicos, tales como el Sodio (Na), Hierro (Fe), Níquel (Ni), Vanadio (V), Plomo (Pb), etc.
Sedimentos varios y agua: En los procesos de producción se pueden producir sedimentos varios y agua de formación (H2O).
1.2. YACIMIENTOS Un yacimiento o reservorio es una acumulación de hidrocarburos del subsuelo donde se retienen y almacenan en formaciones de rocas supra yacentes con baja permeabilidad y pueden tener un campo petrolífero de gas natural, que es una zona donde se perforan pozos de producción de hidrocarburos. En cientos de kilómetros se pueden perforar varios pozos de producción y de desarrollo para aumentar la producción del campo, los pozos exploratorios investigan los límites del campo petrolífero [scribd.com]. Se conocen los yacimientos primarios y secundarios: Yacimientos primarios cuando se encuentra en la misma roca en que se ha formado sin fluir a otros sectores Yacimientos secundarios son aquellos donde el hidrocarburos ha fluido dentro de la roca madre y por este motivo cambiaron algunas propiedades. Los campos petrolíferos pueden encontrarse cerca o lejos de la civilización, en este caso las operaciones y trabajo debe realizarse en condiciones especiales y complicadas por la logística a utilizarse. Según estimaciones existen más de 40.000 campos petrolíferos extendidos a los largo del planeta, tanto en tierra como mar adentro y esta cifra se encuentra en crecimiento a la fecha.
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Figura. 1.2 Planta petrolera y su sistema de iluminación nocturna
1.2.1. BÚSQUEDA O LOCALIZACIÓN DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Hace algo más de cien años era muy sencillo localizar yacimientos porque se descubrían al azar o su existencia era conocida. Pero el aumento de la demanda y producción ocasiono que la búsqueda cada vez sea más compleja, intensiva y costosa. Las necesidades crearon una verdadera ciencia para la búsqueda y localización de los nuevos yacimientos con el aporte de la geología, física, química, etc. El hallazgo de yacimientos petrolíferos no es obra librada al azar y obedece a una tarea científicamente organizada, que se planifica con mucha antelación. Instrumental de alta precisión y técnicos especializados deben ser trasladados a regiones a menudo deshabitadas en el desierto, mar o en la selva, obligando a construir caminos y sistemas de comunicación, disponer de helicópteros, instalar campamentos, laboratorios, etc.[Isgro, M.: 2010].
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Las técnicas de exploración superficial se basan en: a) M apas de afl orami entos de rocas b) Sismi ca de reflexi ón c) Aeromagnetometr ía d) Aerogr avimetr ía
En las regiones que se consideran favorables se usan las técnicas de exploración profunda con perforación del pozo: a) Perfilaje elé ctr ico. b) Perf ilaje geoquími co. c) Perfilaje té rmi co. d) Cronometr aje de perfor ación. e) F otogr afía de las par edes de los pozos.
En la actualidad se han ideado métodos muy modernos y rápidos los cuales se basan en:
La radioactividad de las capas, que es mucho mayor en las capas areniscas que pueden contener petróleo El uso de la televisión para control de las perforaciones La absorción de neutrones o modificación de su velocidad, producida por los yacimientos, que se practica para determinar su extensión.
Estos métodos [Isgro, M.: 2010] y los datos reunidos, solamente proporcionan una posibilidad de existencia del yacimiento, que autoriza a realizar la gran inversión de capital requerida por la perforación de un pozo. Estos datos se concretan en la ejecución de planos estructurales, que determinan la ubicación más favorable para la perforación, y permiten el cálculo de las posibles reservas petrolíferas.
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Figura.1.3 Pozo en producción de crudo
1.3. PRODUCCIÓN DEL PETRÓLEO El petróleo crudo una vez extraído del pozo, sube por los cabezales de producción que se encuentran ubicados en la parte superior del mismo. Existen cabezales o colectores de producción de grupo donde se recepcionan los aportes de varios pozos y cabezales o colectores de prueba que sirven para probar la producción de cualquiera de los pozos del campo. El crudo es transportado por ductos a los trenes de separación donde se separan los gases, líquidos como el crudo y el agua donde se separan también los sedimentos. Los sedimentos y el agua se decantan en la parte inferior, el crudo en la parte media y los gases por la parte superior de los separadores. Una vez que el crudo se encuentra totalmente limpio, se transporta por medio de oleoductos a los puntos de refinación o refinerías. En las refinerías se realiza la producción de los derivados del petróleo.
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Figura. 1.4 Sistema de recolección de hidrocarburos
Figura. 1.5 Tanque de almacenamiento de crudo
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Figura. 1.6 Pantallas de los paneles de control de los tanques de crudo
1.4. REFINACIÓN DE PETRÓLEO El crudo se transporta a las refinerías que son instalaciones implementadas con todos los procesos para la producción de los derivados del petróleo. En las refinerías se producen gas, gasolinas, kerosene, diesel, fuel oil, asfaltos entre otros productos. Para realizar estos se requieren de varios procesos físicos y químicos para lograr las especificaciones de los productos.
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Figura.1.8. Refinación de petróleo desde extracción marina
Fuente: Petrox .com
Figura.1.9. Destilación atmosférica de petróleo
Fuente: Tugasolina.com
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Los procesos son convencionales y utilizados en casi todas las refinerías del planeta. Algunos de los procesos más importantes son [Periñan, M.: 2009].
Procesos de Destilación: Los procesos de destilación atmosférica y al vacío son clásicos en la industria del petróleo. La diferencia entre el proceso atmosférico y el de vacío es que este último permite obtener más altas temperaturas a muy bajas presiones y lograr la refinación de fracciones más pesadas. La carga que entra a la torre de destilación atmosférica se somete previamente a temperatura de unos 350 ºC en un horno especial. El calentamiento del crudo, permite que, por orden de punto de ebullición de cada fracción o producto, se desprendan de las cargas, y a medida que se condensan en la torre salen de ésta por tuberías laterales apropiadamente dispuestas desde el tope hasta el fondo. La torre lleva en su interior bandejas circulares que tiene bonetes que facilitan la condensación y la recolección de las fracciones. Además, al salir los productos de la torre pasan por otras torres o recipientes auxiliares para continuar los procesos. Cuando la temperatura de ebullición de ciertos hidrocarburos es superior a 375 ºC se recurre a la destilación al vacío o a una combinación de vacío y vapor. La carga con que se alimenta el proceso al vacío proviene del fondo de la torre de destilación atmosférica.
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Figura.1.7 Iluminación nocturna de la destilación atmosférica
Desasfaltación: A medida que se obtienen los productos por los diferentes procesos, muchos de estos requieren tratamiento adicional para remover impurezas o para aprovechar ciertos hidrocarburos. Para estos casos se emplea solvente. La desasfaltación con propano se utiliza para extraer aceites pesados del asfalto para utilizarlos como lubricantes o como carga a otros procesos. Este proceso se lleva a cabo en una torre de extracción líquido-líquido.
Proceso térmico continuo ("THERMOFOR") con utilización de arcilla: Varios procesos de crepitación catalítica (descomposición térmica molecular) tienen uso en los grandes complejos refineros. De igual manera, los procesos para desulfuración de gasolina. Casi todos estos procesos tienen sus características propias y aspectos específicos de funcionamiento. El proceso de thermofor tiene por objeto producir lubricantes de ciertas características y es alimentado por los productos semielaborados que salen de las plantas de procesos con disolventes (refinación y desparafinación).
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Descomposición Térmica: Al proceso de descomposición o desintegración molecular o crepitación térmica se le bautizo "Cracking", onomatopéyicamente craqueo, craquear. Fundamentalmente, la carga para este proceso la constituyen gasóleo pesado y/o crudo reducido, suplido por otras plantas de la refinería. Las temperaturas para la descomposición térmica están en el rango de 200 – 480 ºC y presión de hasta 20 atmósferas. La descomposición térmica se aplica también para la obtención de etileno, a partir de las siguientes fuentes: etano, propano, propileno, butano, querosén o combustóleo. Las temperaturas requeridas están en el rango de 730 – 760 ºC y presiones bajas de hasta 1,4 atmósferas.
Reformación Catalítica: Este proceso representa un gran avance en el diseño, utilización y regeneración de los catalizadores y del proceso en general. Los catalizadores de platino han permitido que mayores volúmenes de carga sean procesados por kilogramos de catalizador utilizado. Además, se ha logrado mayor tiempo de utilización de los catalizadores. Esta innovación ha permitido que su aplicación sea muy extensa para tratar gasolinas y producir aromáticos. La reforma catalítica cubre una gran variedad de aplicaciones patentadas que son importantes en la manufactura de gasolinas (Ultraforming, Houdriforming, Rexforming y otros). La carga puede provenir del procesamiento de crudos nafténicos y parafínicos, que rinden fracciones ricas en sustancias aromáticas. Por la reforma catalítica se logra la deshidrogenación y deshidroisomerización de naftenos, y la isomerización, el hidrocraqueo y la ciclodeshidrogenación de las parafinas, como también la hidrogenación de olefinas y la hidrosulfuración. El resultado es un hidrocarburo muy rico en aromáticos y por lo tanto de alto octanaje.
Proceso Flexicocking (Exxon): La aplicación general se basa en el manejo de cualquier carga de hidrocarburo que pueda ser bombeada, inclusive arena bituminosa. Es particularmente adaptable para mover el alto contenido de metales y/o carbón que quedan en los residuos de la carga tratada a temperaturas de 565 ºC o más en plantas al vacío.
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Los productos líquidos logrados pueden ser mejorados mediante la hidrogenación. El coque bruto puede ser gasificado. Luego de removerle el sulfuro de hidrogeno, el gas puede ser utilizado en los hornos de procesamiento, inclusive los de las plantas de hidrogeno. Además del coque producido, las otras fracciones más livianas producidas pueden ser procesadas proces adas en equipos convencionales de tratamientos. La planta seleccionada tiene una capacidad de procesamiento de 52.000 b/d, y convierte el asfalto o residuo de procesos al vacío en destilados. De acuerdo con las especificaciones y detalles de funcionamiento de la planta Flexicocking, lo requerimientos de servicios por servicios por barril de carga son los indicados en la Tabla 1.1.
Tabla 1.1. Especificaciones por barril de carga DESCRIPCIÓN
VALORES
Vapor (a 42 kg/cm 2man), kilos
91
Vapor requerido (a 9 kg/cm 2man), kilos
45
Electricidad, Kwh
13
Agua para enfriamiento, litros
1.325
Agua para alimentación de calderas, litros
114
Aire para instrumentos y servicios, m3
0,71
La desintegración catalítica hace posible el tratamiento de una serie de crudos en su estado original y de los derivados tratados por hidrogenación, desintegración o desasfaltación para lograr productos de menor peso molecular como olefinas, gasolina de alto octanaje, destilados medios y otros que se pueden convertir adecuadamente.
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Proceso de Isomerización "Butamer" (Universal Oil Products): Este proceso permite, mediante reacción catalítica, transformar butano normal en su isómero, isobutano. El isobutano se requiere como insumo para producir componentes de la gasolina de muy alto octanaje en el proceso de alquilación.
Proceso de Alquilación "HF" (Ácido fluorhídrico, Universal Oil Products): El proceso se emplea para la combinación de isobutano con olefinas tales como propileno o butileno para producir componentes para la gasolina de alto octanaje. El isobutano logrado mediante el proceso de isomerización se emplea como carga para su alquilación con propileno, butileno, amilenos u olefinas de alto ponto de ebullición. La carga entra en intimo contacto con el catalizador, que lo constituye el ácido fluorhídrico. El efluente pasa por un recipiente de asentamiento. La parte ácida, o sea el ácido fluorhídrico es bombeado al reactor. El producto que sale por la parte superior del recipiente de asentamiento, se despoja de isobutano y componentes más livianos en la despojadora y lo que sale del fondo de esta es alquilato para gasolina de motor. La producción diaria de alquilatos en Amuy es de 14.200 b/d.
1.4.1. DERIVADOS Y USOS DEL PETRÓLEO Los siguientes son los diferentes productos derivados del petróleo y su utilización[Periñan, M.: 2009]:
Gasolina motor corriente y extra, para consumo en los vehículos automotores de combustión interna, entre otros usos.
Turbocombustible o turbosina, para aviones jet, también conocida como Jet-A. Gasolina de aviación, para uso en aviones con motores de combustión interna. ACPM o Diesel, de uso común en camiones y buses. Querosene, se utiliza en estufas domésticas y en equipos industriales. Es el que comúnmente se llama "petróleo".
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Cocinol, especie de gasolina para consumos domésticos. Su producción es mínima. Gas propano o GLP, se utiliza como combustible doméstico e industrial. Bencina industrial, se usa como materia prima para la fabricación de disolventes alifáticos o como combustible doméstico.
Combustóleo o Fuel Oil, es un combustible pesado para hornos y calderas industriales.
Disolventes alifáticos, sirven para la extracción de aceites, pinturas, pegantes y adhesivos; para la producción de thinner, gas para quemadores industriales, elaboración de tintas, formulación y fabricación de productos agrícolas, de caucho, ceras y betunes, y para limpieza en general.
Asfaltos, se utilizan para la producción de asfalto y como material sellante en la industria de la construcción.
Bases lubricantes, es la materia prima para la producción de los aceites lubricantes. Ceras parafínicas, es la materia prima para la producción de velas y similares, ceras para pisos, fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc. Polietileno - Materia prima para la industria del plástico en general.
Alquitrán aromático (Arotar), materia prima para la elaboración de negro de humo que, a su vez, se usa en la industria de llantas. También es un diluyente.
Ácidonafténico, sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas, resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y fungicidas.
Benceno, sirve para fabricar ciclohexano. Ciclohexano, es la materia prima para producir caprolactama y ácido adípico con destino al nylon.
Tolueno, se usa como disolvente en la fabricación de pinturas, resinas, adhesivos, pegantes, thinner y tintas, y como materia prima del benceno.
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Xilenos mezclados, se utilizan en la industria de pinturas, de insecticidas y de thinner.
Ortoxileno, es la materia prima para la producción de anhídrido ftálico. Alquilbenceno, se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes. El azufre que sale de las refinerías sirve para la vulcanización del caucho, fabricación de algunos tipos de acero y preparación de ácido sulfúrico, entre otros usos. En Colombia, de otro lado, se extrae un petróleo pesado que se llama Crudo Castilla, el cual se utiliza para la producción de asfaltos y/o para mejoramiento directo de carreteras, así como para consumos en hornos y calderas.
1.5. PETROQUÍMICA La petroquímica permite producir una cantidad enorme de productos y desarrollar nuevos materiales y materias primas de uso fundamental en la sociedad actual.Se tienen dos procesos comunes para la industria petroquímica:
Petroquímica a partir de los líquidos La petroquímica a partir de los líquidos de hidrocarburos se basa principalmente en el etano, propano, butanos y condensado como las materias primas para la producción de una gran cantidad de productos como las olefinas, cloro, éter de petróleo, polietilenos, etanol, etil benceno y muchos más como los cauchos sintéticos y fibras.
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Figura.1.10. Árbol Petroquímico
Fuente: IPA (Institu to Petroquímico Arg entino)
Petroquímica a partir del gas natural La petroquímica a partir del gas natural utiliza el gas metano reformándolo a gas de síntesis que es una mezcla de Hidrogeno y monóxido de carbono para producir fertilizantes, metanol, gasolinas y diesel sintético. También se pueden producir otros productos de acuerdo a los requerimientos y la disponibilidad de gas natural como materia prima.
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Figura.1.12. Petroquímica en base a gas natural
Fuente: Pdvsa.com
1.6. TRANSPORTE DEL PETRÓLEO Normalmente, los pozos petrolíferos se encuentran en zonas muy alejadas de los lugares de consumo, por lo que el transporte del crudo se convierte en un aspecto fundamental de la industria petrolera, que exige una gran inversión, tanto si el transporte se realiza mediante oleoductos, como si se realiza mediante buques especiales denominados “ petroleros”.
Figura. 1.8. Buques petroleros en el lago de Maracaibo
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Al principio de la industria petrolífera, el petróleo generalmente se refinaba cerca del lugar de producción. A medida que la demanda fue en aumento, se consideró más conveniente transportar el crudo a las refinerías situadas en los países consumidores. Por este motivo, el papel del transporte en la industria petrolífera es muy importante. Según la Asociación Española de Operadores de productos petrolíferos hay que tener en cuenta que, según los últimos datos publicados en el BP StatisticalReview of WorldEnergy June 2007, Europa importa el 68,5% de sus necesidades y Japón, el 99%[AOP: 2012]. Los países que se autoabastecen también necesitan disponer de redes de transporte eficaces, puesto que sus yacimientos más importantes se encuentran a millares de kilómetros de los centros de tratamiento y consumo, como ocurre en Estados Unidos, Rusia, Canadá o América del Sur. En Europa, el aprovisionamiento de zonas industriales alejadas del mar exige el equipamiento de puertos capaces de recibir los superpetroleros de 300.000 y 500.000 Tm de carga, almacenamientos para la descarga y tuberías de conducción de gran capacidad[AOP: 2012]. “ Aunque todos los medios de transporte son buenos para conducir este producto (el mar, la carretera, el ferrocarril o la tubería), el petróleo crudo utiliza sobretodo dos medios de transporte masivo: los oleoductos de caudal continuo y l os petroleros de gran capacidad”.
Los otros medios de transporte (barcos de cabotaje, gabarras, vagones cisterna o camiones cisterna, entre otros) se utilizan, salvo casos excepcionales, como vehículos de distribución de productos terminados derivados del petróleo. En la actualidad no hay en el comercio internacional mercancía individual cuyo transporte supere en volumen o valor al del petróleo. La ventaja del petróleo es que su fluidez permite el transporte a granel, lo que reduce los gastos al mínimo y permite una automatización casi completa del proceso. Gracias a los adelantos técnicos de hoy en día, basta en muchos casos con hacer la conexión de tuberías y proceder a la apertura o cierre de válvulas, muchas veces de forma automática y a distancia con telecontrol.
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Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para el transporte de petróleo a grandes distancias. Los oleoductos son la manera más económica de transportar grandes cantidades de petróleo en tierra. Comparados con los ferrocarriles, tienen un costo menor por unidad y también mayor capacidad. El petróleo se mantiene en movimiento por medio de un sistema de estaciones de bombeo construidas a lo largo del oleoducto y normalmente fluye a una velocidad de entre 1 y 6 m/s.
Figura. 1.9. Oleoductos gemelos a la llegada a la terminal de bombeo
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Figura. 1.10. Terminal de Bombeo
Figura. 1.11. Pantallas de control de una planta de bombeo
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En ocasiones se utiliza el oleoducto para transportar dos productos distintos o más, sin hacer ninguna separación física entre los productos. Esto crea una mezcla en donde los productos se unen llamada la interfaz. Esta interfaz debe retirarse en las estaciones de recepción de los productos para evitar contaminarlos. En esta operación el oleoducto puede ser convertido a funciones de poliducto. El diámetro de la tubería de un oleoducto oscila entre 10 centímetros y un metro. El término oleoducto comprende no sólo la tubería en sí misma, sino también las instalaciones necesarias para su explotación: depósitos de almacenamiento, estaciones de bombeo, red de transmisiones, conexiones y distribuidores, equipos de limpieza, control medioambiental, etc. Los oleoductos de petróleo crudo comunican los depósitos de almacenamiento de los campos de extracción con los depósitos costeros o directamente con los depósitos de las refinerías.
Figura. 1.12. Ductos de transporte de gas
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En la actualidad hay en el mundo más de 1.500.000 kilómetros de tubería destinados al transporte de crudos y de productos terminados, de los cuales el 70 por ciento se utilizan para gas natural, el 20 por ciento para crudos y el 10 por ciento restante para productos terminados (carburantes). Los Estados Unidos tienen la red de oleoductos más densa del mundo. En Europa existen cinco grandes líneas de transporte de crudo que, partiendo de los terminales marítimos de Trieste, Génova, Lavera, Rotterdam y Wilhelnshaven, llevan el petróleo a las refinerías del interior. Esta red es de 3.700 kilómetros, una extensión que se queda pequeña si se compara con los 5.500 kilómetros del oleoducto del Comecón o de la Amistad, que parte de la cuenca del Volga-Urales (600 kilómetros al este de Moscú) y que suministra crudo a Polonia, Alemania, Hungría y otros países centro europeos.
El funcionamiento de un oleoducto es gracias al impulso que proporcionan las estaciones de bombeo, cuyo número y potencia están en función del volumen a transportar, de la viscosidad del producto, del diámetro de la tubería, de la resistencia mecánica y de los obstáculos geográficos a sortear. En condiciones normales, las estaciones de bombeo se encuentran situadas a 50 kilómetros unas de otras. El crudo parte de los depósitos de almacenamiento, donde por medio de una red de canalizaciones y un sistema de válvulas se pone en marcha la corriente o flujo del producto. Desde un puesto central de control se dirigen las operaciones y los controles situados a lo largo de toda la línea de conducción. El cierre y apertura de válvulas y el funcionamiento de las bombas se regulan por mando a distancia. La construcción de un oleoducto es una gran obra de ingeniería y por ello, en muchos casos, es realizada conjuntamente por varias empresas. También requiere de complicados estudios económicos, técnicos y financieros con el fin garantizar su operatividad y el menor impacto posible en el medio ambiente. El trazado debe ser recto en la medida de lo posible y, normalmente, la tubería es enterrada en el subsuelo para evitar los efectos de la dilatación. Los conjuntos de tubos se protegen contra la corrosión exterior antes de ser enterrados. Las tuberías se cubren con tierra y el terreno, tras el acondicionamiento pertinente, recupera su aspecto anterior.
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Figura. 1.13. Oleoducto
Los petroleros son los mayores navíos de transporte que existen hoy en día en el mundo. Son inmensos depósitos flotantes que pueden llegar a medir 350 metros de largo (eslora) y alcanzar las 250.000 toneladas de peso muerto (TPM). Actualmente se transportan por mar más de mil millones de toneladas de crudo al año en todo el mundo. El petrolero es el medio más económico para transportar petróleo a grandes distancias y tiene la ventaja de una gran flexibilidad de utilización. Su principal característica es la división de su espacio interior en cisternas individuales, lo que permite separar los diferentes tipos de petróleo o sus productos derivados.
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Figura. 1.14. Buque de extracción y almacenamiento de crudo.
POLIDUCTOS Los poliductos son sistemas de tuberías que transportan varios tipos de hidrocarburos terminados, como ser diesel, gasolinas, kerosene, gasolinas naturales, etc. De igual forma que en los oleoductos, la tubería se impulsa por medio de estaciones de bombeo” [AOP: 2012].
1.7. HISTORIA ECONÓMICA DEL CRUDO Se dice que el petróleo, es el energético más importante en la historia de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta un importante porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente, de menos de 200 años. En 1850 Samuel Kier, un boticario de Pittsburg, Pennsylvania (EE.UU.), lo comercializó por vez primera bajo el nombre de "aceite de roca" o "petróleo".
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A partir de entonces se puede decir que comenzó el desarrollo de la industria del petróleo y el verdadero aprovechamiento de un recurso que indudablemente ha contribuido a la formación del mundo actual. En 1852, el físico y geólogo canadiense Abraham Gessner logró una patente para conseguir del petróleo crudo un combustible para lámparas, el queroseno. En 1955, el químico estadounidense Benjamín Silliman hizo una publicación sobre los derivados útiles que se podían obtener de la destilación del petróleo[Educar.org: 2012]. La industria petrolera comienza en 1859, cuando Edwin L. Drake perforó el primer pozo para extraer petróleo, con la finalidad de obtener abundante kerosene para la iluminación. En Rusia se perforaron los primeros pozos entre 1806 y 1819. En Canadá y en Alemania comenzaron las perforaciones en 1857.
Figura. 1.15 Imagen de Yacimientos
Más adelante comenzó a explotarse la industria del petróleo, que fue avanzando cada vez más hasta convertirse en elemento esencial para el desarrollo industrial y económico actual. El de mejor calidad es el llamado "liviano".
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Los principales productores son el Reino Unido, Noruega, México, Rusia y Estados Unidos, que es el mayor consumidor. Los países árabes tienen una gran reserva petrolífera, que está en la mira de los países "desarrollados"[Educar.org: 2012]. El petróleo constituye una de las más importantes materias primas que se negocian, con precios regulados internacionalmente. Las realidades a nivel energético de los países que integran la región latinoamericana son realmente muy contrapuestas. Teniendo en cuenta esto, la misión de encarar la historia del petróleo en la zona debe efectuarse obligatoriamente separando el trabajo en las distintas naciones. Por consiguiente, vamos a desarrollar los datos existentes con respecto a la historia hidrocarburífera de algunos de los países más importantes de la región en el sector petrolero y gasífero. En ese sentido, puede destacarse a Venezuela, México y Brasil como los países claves del sector hidrocarburífero en general en la región, más allá del valor estratégico de
Bolivia en lo concerniente al gas. En este marco, es indudable que Venezuela y México han sido, hasta el momento, los protagonistas más importantes en cuanto a la producción hidrocarburífero en América Latina. Las historias de ambos países han marcado fuertemente la realidad energética de toda la región. Sobre todo en los últimos años, ha crecido en importancia la participación de
Brasil, hasta convertirse en otro de los actores primordiales. A continuación presentamos un resumen de la historia petrolera en algunos países de Latinoamérica [Panorama petróleo.com: 2012]:
VENEZUELA La verdad es que Venezuela conoce al petróleo desde el comienzo mismo de su historia como país, ya que en 1799 Alejandro Humbolt encontró un manantial de petróleo en la Península de Araya. Sobre 1839 ya se encaran las primeras investigaciones sistemáticas sobre el particular.
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En Venezuela se comenzó a explotar petróleo a partir del 1875 , y en base a un accidente. Luego de un terremoto, comenzó a sur gir petr óleo en gran des canti dades por un a grieta , en el estado de Táchira. Es así que el propietario de las tierras producida en l a tierr a donde se ubicaba el espontáneo yacimiento formó la primera compañía petrolera venezolana con producción comercial, bautizada “Petrolera del Táchira”. Sin embargo, recién en 1922 se in ici a en V enezuela la expl otación petr olera a gran
escala . Mientras tanto, en 1946 se concreta el primer ordenamiento legal sobre la conservación y utilización del gas, iniciando su uso racional como combustible y materia prima. Sobre 1960 se fun da la Cor poración Venezolan a de Petr óleo . En ese mismo año hace su ingreso al mercado la firma Petróleos de Venezuela Sociedad , que actualmente gestiona en forma estatal (en asociación con Anónima (PDVSA) privados en algunos bloques) la explotación de los yacimientos venezolanos. Vale recordar que Venezuela nacionalizó su industria petrolera a fines de 1975. La producción venezolana se duplicó prácticamente entre 1944 y 1948, y desde ese momento hasta hoy continuó aumentando a gran ritmo. En la actualidad, Venezuela es uno de los países más importantes a nivel mundial en cuanto a producción y reservas petroleras.
M ÉXI CO Con el muy reciente hal lazgo de un yacimi ento en l a zona de Chi contepec que contendría 139 mil millones de barriles de petróleo, una cifra confirmada por varias empresas internacionales, México parece haber recuperado el papel i mpor tante que tiene en l a , que se había opacado en los últimos años debido a la baja en la región a nivel energé ti co producción y la inversión. Sin embargo, ante la falta de la tecnología necesaria estos bloques no podrán ser operados hasta dentro de unos años. En México se conocen afloramientos naturales de petróleo desde la época prehispánica. Sin embargo, el pri mer pozo fue per for ado en 1869 , sin encontrar producción. En la década de 1880 se perforaron diferentes pozos someros pero tampoco se halló hidrocarburos, hasta que el 3 de abril de 1904 se concretó el h allazgo en cercanías del
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, por parte de la Mexican Petroleum Company of Cerr o de la Pez, en San L ui s Potosí California. De allí en más se sucedieron los hallazgos en diferentes zonas, muchos de los cuales fueron considerados hitos en la historia del petróleo a nivel mundial, debido a la cantidad de producción obtenida y a las reservas que pudieron comprobarse en ese momento. El estado decide nacional izar el recur so y crear Petr óleos M exi canos en 1938 , dividiéndose la actividad por zonas y creándose la Zona Noreste, la Zona Norte y la Zona Sur. Empieza la actividad de los técnicos mexicanos y aumenta en gran manera el descubrimiento de nuevos bloques con producción comercial de hidrocarburos, incluso en áreas offshore. A partir de 1945 se han descubierto 181 campos produ ctor es de gas , por ejemplo. Ya sobre 1994, Pemex contaba con 474 campos productores, en 74 de los cuales se concentra el 90% de la producción: 15 en la Región Norte, 40 en la Región Sur y 19 en la Región Marina. Todo esto ha encumbrado a México como uno de los líderes en la materia a nivel latinoamericano.
BRASIL Otro de los países más fuertes a nivel petrolero en Latinoamérica es, sin dudas, Brasil. Sobre todo teniendo en cuenta los últim os hal lazgos en zonas off shor e , que ya hemos desarrollado en otros artículos. La historia del petróleo en Brasil comenzó en 1858, cuando el Marqués de Olinda otorgó a José de Barros Pimentel el derecho de extraer bitumen en terrenos ubicados en las márgenes del Río Marau, en el estado de Bahía. Pero hubo que esperar hasta 1930 para que se concretaran las primeras perforaciones, en principio sin éxito. La historia cambió con el descubrimiento de petróleo en Lobato, Bahía, en 1939, gracias a la actividad de los pioneros Oscar Cordeiro y ManoelInácio Bastos, en el marco del Consejo Nacional del Petróleo, creado en 1938.
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Sin dudas, el desar rollo petrolero brasil eñ , ya que por ejemplo en Argentina o fue tar dío (un país con petróleo, no petrolero, debido a la menor importancia de su producción y reservas) el descubrimiento de hidrocarburos se concretó en 1907. A pesar de esta característica, en relativamente pocos años Brasil pasó de ser un país sin producción propia a lograr su autosuficiencia petrolera y a proyectarse al mundo como un operador de importancia.
ía Petr óleo B rasileñ o S.A . (Petr obr as) En 1953 se cr eó la compañ , que monopolizó las actividades en el ámbito hidrocarburífero. En tanto, en 1968 se comenzó con las actividades de prospección offshore, que años después significarían para Brasil el logro de su autosuficiencia petrolera y la posibilidad de convertirse en uno de los productores más importantes a nivel mundial. Desde 2002 y hasta hoy, Petrobras amplió su área de exploración buscando nuevos objetivos en cuencas offshore, lo que permitió concretar diferentes descubrimientos y ampliar la producción y las reservas brasileñas. [Panorama
petróleo.com, 2012]
1.8. LA ORGANIZACIÓN DE PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO (OPEP) La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se dedica a aplicar las políticas consensuadas de los países miembros. La historia de la OPEP se resume a continuación[OPEP.COM: 2012] redactada de forma oficial en la página web de esta organización: La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) da las primeras señales de establecimiento en 1949, cuando Venezuela se acercó a Irán, Irak, Kuwait y Arabia Saudita para sugerirles que intercambiaran opiniones y exploran las posibilidades para tener comunicaciones regulares y más cercanas. Diez años después, la necesidad de una colaboración más estrecha se hizo evidente. En 1959, un hecho clave marcaría la historia de este combustible. Las principales compañías petroleras redujeron unilateralmente el precio establecido para el petróleo bruto venezolano entre 5 y 25 centavos por barril y para el Oriente Medio de 18¢ por barril.
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Ante esto, el Primer Congreso Árabe del Petróleo, realizado en El Cairo, adoptó una resolución que llamaba a las compañías petroleras a consultar con los gobiernos de los países productores antes de tomar cualquier decisión unilateral sobre el precio, instalando de paso el acuerdo general para oficializar una Comisión de Consulta para el Petróleo. Pocos meses después, en agosto de 1960, las compañías petroleras nuevamente redujeron los precios a futuro fijados para el petróleo bruto. En esta ocasión la reducción fue entre 10 y 14 centavos por barril. Al mes siguiente, el gobierno de Irán invitó Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela a reunirse en Bagdad para discutir la reducción de precios del crudo. El resultado no se hizo esperar. Del 10 al 14 de septiembre de 1960, se llevó a cabo una conferencia en Bagdad, donde se dieron cita representantes de los gobiernos de Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela. Esta primera conferencia fue la génesis de la organización, ya que se estableció oficialmente la OPEP como una entidad intergubernamental permanente. Originalmente, la secretaría de la OPEP estaría ubicada en Ginebra, Suiza. Sin embargo, en abril de 1965, la conferencia de la OPEP decidiría mover la jefatura a Viena, Austria. En la actualidad la organización está presidida por PurnomoYusgiantoro (Indonesia) y cuenta con 11 miembros: Argelia, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Venezuela. No obstante, de los países participantes, Arabia Saudita y Kuwait son los de mayor importancia por los volúmenes de producción. Cabe destacar que Ecuador, fue miembro pleno desde 1973 pero suspendió su participación, a petición propia, desde el 31 de diciembre de 1992. Por su parte, Gabón fue miembro pleno desde 1975, pero terminó su participación con efecto inmediato desde el 1 de enero de 1995. Hoy la OPEP es sin lugar a dudad una organización poderosa. Según su propio sumario de 2002, el conjunto de los países agrupados en esta entidad concentran casi el 40% de la producción mundial de petróleo y más del 79% de las reservas mundiales de este combustible.
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Actualmente sus objetivos son: Coordinar y unificar las políticas petroleras de sus países miembros. Asegurar la estabilidad de los precios del petróleo en los mercados internacionales, evitar fluctuaciones innecesarias y perjudiciales de los precios. Mantener un suministro regular, eficiente y económico de petróleo a los países consumidores, y Preservar los intereses de las naciones productoras
Figura. 1.16 Sede de la OPEP en Viena
PAÍSES INTEGRANTES La OPEP estaba integrada por cinco países fundadores: Arabia Saudita y
Iraq,
Irán,
Kuwait,
Venezuela (Septiembre de 1960), posteriormente la organización se
amplió con ocho miembros más.
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La OPEP vivió su primera ampliación en 30 años en Enero de 2007 cuando Angola se convirtió de forma oficial en el duodécimo socio del grupo, tras pedir su ingreso en la reunión de la OPEP en Abuya (Nigeria) de Diciembre de 2006 y haber sondeado al grupo en la reunión de Caracas (Venezuela) de ese mismo año. Otros países productores de petróleo, aunque no son integrantes de la OPEP, como Sudán, México, Noruega, Rusia, Kazajistán, Omán y Egipto, participan regularmente como observadores en las reuniones ordinarias del grupo.
Tabla 1.4. Reservas de petróleo a nivel mundial por país
Fuente: Opep.com
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