Perfil de Proyecto de Grado

DISEÑO DE UNA UNIDAD DE HIDROCRAQUEO PARA LA OBTENCION DE GASOLINA Y DIESEL A PARTIR DE DESTILADOS PESADOS. 1. INTRODUCCIÓN La demanda creciente de destilados combustibles ha motivado la necesidad de convertir los gasóleos pesados en combustibles livianos, lo cual condujo al desarrollo de nuevos procesos de transformación del crudo entre los que se encuentra el hidrocraqueo. El hidrocraqueo juega un papel muy importante en la refinación del petróleo. Es uno de los principales procesos de conversión. Se destina principalmente a la conversión de gasóleos pesados en destilados livianos como nafta, diesel, etc., así como bases lubricantes, utilizando un catalizador de lecho fijo en presencia de hidrogeno bajo condiciones específicas de temperatura, presión y velocidad espacial. Mediante la adición de hidrogeno, se promueve una reacción de craqueo controlado de hidrocarburos pesados. Es un proceso en dos fases que combina el craqueo catalítico (ruptura de las moléculas en presencia de un catalizador) y la hidrogenación, por medio del cual los destilados pesados se descomponen en presencia de hidrogeno y de un catalizador en productos de mayor valor agregado. El hidrocraqueo es incuestionablemente el proceso más versátil que existe. Se utiliza para una amplia gama de materias primas y condiciones operativas. Este proceso es muy flexible. Con solo algunas pequeñas modificaciones, la misma unidad puede ser adaptada a diferentes aplicaciones El presente proyecto tiene la finalidad de diseñar una unidad de Hidrocraqueo para obtener como productos gasolina y diesel utilizando como alimentación destilados pesados de los que actualmente se extraen productos con menor valor agregado a diferencia de los que se pretenden obtener con la implementación de esta unidad. Los productos serán destinados a abastecer la demanda interna del país y así reducir los costos de importación en cuanto a productos terminados, para ello se desarrollara un estudio técnico económico. En primer lugar, se realizara un estudio de mercado para determinar el tamaño de la unidad y la cantidad de producto que se requiere para cubrir el déficit del mercado interno. Posteriormente, en la parte técnica se realizara un análisis de tecnologías disponibles de las que se seleccionara la más adecuada y que cumpla con las características técnicas buscadas en función de obtener mayores rendimientos. En base a la tecnología seleccionada se realizara el diseño de la unidad.

1

Finalmente, en el aspecto económico se realizara un estudio de costos para determinar cuánto se va a invertir y en qué tiempo se vería recuperada la inversión. 2. ANTECEDENTES Con la llegada de la producción a gran escala y la primera Guerra Mundial, el número de vehículos propulsados por gasolina aumentó, como lo hizo la demanda de gasolina. Con todo, los procesos de destilación atmosférica y al vacío sólo permitían obtener del petróleo crudo cierta cantidad de gasolina. El primer proceso de craqueo térmico se aplicó en 1913. El craqueo térmico sometía los combustibles pesados a presión y calor intenso, descomponiendo así físicamente sus grandes moléculas en otras más pequeñas, con lo que producía más gasolina y combustibles de destilación. A fines del decenio de 1930 se aplicó una forma más elaborada de craqueo térmico, la ruptura de la viscosidad, que permitía obtener productos más valiosos y apreciables. Al elaborarse motores de gasolina de compresión más elevada, se produjo una demanda de gasolina de mayor octanaje, con mejores cualidades antidetonantes. La introducción del craqueo catalítico y de los procesos de polimerización en la segunda mitad del decenio de 1930, satisfizo esta demanda al proporcionar gasolina de mayor rendimiento y octanajes más elevados. Al comienzo del decenio de 1940 se desarrolló la alquilación, otro proceso catalítico, para producir más gasolina destinada al campo de la aviación de alto octanaje y cargas petroquímicas para la fabricación de explosivos y caucho sintético. Le siguió la isomerización catalítica, cuyo objeto era convertir los hidrocarburos para producir mayores cantidades de materias primas para la alquilación. Después de la segunda Guerra Mundial se introdujeron diversos procesos de reforma que mejoraron la calidad y el rendimiento de la gasolina, y proporcionaron productos de mayor calidad. Algunos de ellos requerían el empleo de catalizadores y/o de hidrógeno para cambiar las moléculas y eliminar el azufre. Durante el decenio de 1960 se introdujeron mejoras en los catalizadores y se elaboraron métodos de proceso, como el hidrocraqueo y la reforma, para aumentar los rendimientos de la gasolina y mejorar las cualidades antidetonantes. Tales procesos catalíticos produjeron también moléculas de doble enlace, base de la moderna industria petroquímica. El número y tipo de los diferentes procesos utilizados en las modernas refinerías dependen principalmente de la naturaleza de los crudos empleados como materia prima y de los requisitos de los productos finales. También influyen en los procesos factores económicos: costes de los crudos, valores de los productos, disponibilidad de servicios básicos y transporte. El proceso de hidrocraqueo fue desarrollado comercialmente por la I.G. Farben Industrie en 1927 con la finalidad de convertir carbón en gasolina. A inicio de los años 30 este proceso fue llevado a EEUU por la Esso Research and engineering company para usarlo en la degradación del crudo. 2

El hidrocraqueo inicio su crecimiento rápidamente en los Estados Unidos entre los sesentas y setentas. A mediados de los setentas se convirtió en un proceso maduro y su crecimiento se moderó, al mismo tiempo tuvo un crecimiento significativo en Europa y Asia. Al 2001 se tenían trabajando 155 unidades de hidrocraqueo en todo el mundo procesando cerca de 4000000 barriles por día de alimentación El proceso de hidrocraqueo es actualmente la tecnología predominante en las refinerías modernas de alta conversión. 3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 3.1.

IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA

A raíz de los problemas por la escasez de diésel y gasolina en el país, la estatal petrolera YPFB comenzó a buscar una serie de alternativas para intentar abastecer al mercado nacional. Entre estas alternativas se ha recurrido a la importación de combustibles de países como Venezuela y Argentina, pero se debe tener en cuenta que los combustibles en nuestro país se encuentran subvencionados por lo que a más producto importado serán mayores las pérdidas económicas. Hasta hoy en día se ha optado por soluciones parche por lo que la escasez de combustibles se volverá a presentar debido a la creciente demanda del mercado. En la actualidad, el subsidio que asume el TGN supera los $us 160 millones, por ello YPFB busca sustituir la importación de diésel, por inversiones en el área de refinación. Y como resultado de la implementación del plan de inversiones de YPFB REFINACION S.A. se pretende lograr un incremento gradual en la capacidad de refino del país. 3.2.

FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

Una vez identificado el problema se propone como alternativa de solución a largo plazo la implementación de una unidad de hidrocraqueo con el objetivo de abastecer la demanda de combustibles en el país, invirtiendo en tecnología y desarrollo en lugar de continuar importando productos terminados que solo generan pérdidas económicas Además que de este proceso se pueden obtener diferentes productos esto en función de la alimentación, puesto que se trata de un proceso flexible.

4. OBJETIVOS Y ACCIONES 4.1.

OBJETIVO GENERAL 3



Diseñar una unidad de hidrocraqueo realizando un estudio para ubicarla estratégicamente con el fin de abastecer de diesel y gasolina al mercado nacional eliminando las pérdidas económicas en las que se incurre al importar productos terminados aumentando la capacidad de refino en el país.

4.2.



OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y ACCIONES

OBJETIVOS ESPECIFICOS ACCIONES Se realizara un estudio de mercado para Realizar un análisis del déficit de combustibles y determinar el el cual se recabaran datos acerca de producción, consumo e importación de tamaño de la unidad. diesel y gasolina.



Determinar la ubicación de la Se realizara una investigación del impacto ambiental, materia prima y unidad transporte para definir la ubicación.



Realizar la tecnología.



Diseñar el reactor de hidrocraqueo.

Se determinaran los parámetros de operación y los requerimientos del proceso.



Determinar la inversión y el tiempo en el que se verá recuperada.

Se investigara el costo de la unidad y de su puesta en marcha analizando todos los factores influyentes para determinar en años el tiempo en el que la inversión se verá recuperada.

selección

de

investigaran las tecnologías una Se disponibles en el mercado y se analizara en función del rendimiento y beneficio que cada tecnología ofrezca.

5. JUSTIFICACIÓN La proyección de las demandas de Diesel Oíl y Gasolina muestran una tasa de crecimiento promedio en el periodo 2009-2027 del 7%, en comparación a un 6% y 7% respectivamente, del periodo 2001-2008 de acuerdo con el plan de inversiones de YPFB. A pesar de implementar una política de incremento en la producción de hidrocarburos líquidos, la proyección de la oferta de Crudo muestra un incremento hasta el año 2015, para posteriormente declinar de forma persistente debido a la declinación de la mayoría de los campos productores de dicho producto. 4

Asumiendo un rendimiento del 30% de Diesel de las actuales refinerías, los volúmenes de crudo disponibles se traducen en volúmenes deficitarios que se agravan fundamentalmente para el Diesel en el mediano y largo plazo, déficit que pasa de un 53% sobre la demanda total en el 2009 a un 27% en el 2015 y un 100% en el 2026. En el caso de la Gasolina la implementación de proyectos de ampliación y optimización de las actuales refinerías mediante el Revamping de las unidades de crudo y la implementación de dos Unidades de Isomerización y una Planta de Reformación Catalítica, permiten incrementar la oferta de Gasolina con volúmenes excedentarios a partir del año 2013, alcanzando un tope de producción el 2015 en el que los volúmenes excedentarios representarían el 59% de la demanda. A partir del año 2020 se registraría nuevamente un déficit que se incrementa persistentemente hasta alcanzar un máximo de 88% el 2026. En base a los pronósticos presentados por la estatal petrolera se ve la necesidad de implementar un proyecto que brinde soluciones a largo plazo, por esta razón el presente proyecto propone como solución a esta problemática la implementación de una unidad de hidrocraqueo que abastezca la demanda nacional de diesel y gasolina eliminando la importación de productos terminados. 5.1.

JUSTIFICACIÓN TÉCNICA

Una característica particular del proceso de hidrocraqueo comparado con otras alternativas es la flexibilidad y la alta calidad del producto que se obtendrá. En las áreas donde existe desequilibrio cuantitativo de productos livianos, destilados medios y fuel, el hidrocraqueo es el proceso más adecuado para la corrección. Por otra parte, el hidrocraqueo no produce coque o brea como subproducto; toda la alimentación se convierte en el producto requerido, una importante consideración en una situación en la que la alimentación es limitada. En general, el hidrocraqueo puede operar un amplio rango de alimentaciones como los hidrocarburos cíclicos que otro proceso catalítico no puede procesar. La experiencia que se ha tenido con los diferentes procesos en el mundo ha demostrado que el hidrocraqueo es el proceso de más alta conversión. 5.2.

JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA

En este escenario se hace necesario establecer una estrategia de abastecimiento del mercado interno que asegure satisfacer la demanda proyectada en el mediano y largo plazo y que a su vez pueda reducir significativamente los costos involucrados en la importación de productos terminados en lo que se refiere a la subvención y los costos de importación a ser pagados por YPFB. Por lo que se ve conveniente la importación de crudo para ser tratado en el país y así obtener productos terminados. 5.3.

JUSTIFICACIÓN SOCIAL 5

La escasez de combustibles genera pérdidas económicas en todos los sectores puesto que tanto el transporte público como el transporte pesado se ven afectados deteniendo el flujo comercial y generando pérdidas económicas en el país. El gobierno actual ha visto como solución el retirar la subvención a los combustibles, pero esto generaría problemas de tipo social que ya se vieron en un intento anterior de retirar la subvención. Por esta razón se deben proponer soluciones definitivas ofreciendo alternativas en cuanto a tecnología y desarrollo en refinación. 5.4.

JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL

Por su alta conversión el proceso de hidrocraqueo es una tecnología amigable con el medio ambiente. 6. ALCANCE 6.1.

ALCANCE TEMÁTICO

El proyecto evaluara la demanda que se quiere cubrir estudiando el consumo, producción de diesel y gasolina a nivel nacional, además de evaluar el volumen de importación de ambos combustibles. Como en todo proyecto se realizara una proyección a 20 años para determinar la capacidad de la unidad de hidrocraqueo y así determinar cuánto de producto se obtendrá. En cuanto a la ubicación se realizará un estudio en el que se evaluaran diferentes factores para ubicar la unidad de manera estratégica, aumentando los beneficios económicos. Para el análisis de tecnología se recabara toda la información acerca de las tecnologías disponibles y se seleccionara la que más se adecue a las características buscadas, además de los costos en los que se incurrirá para llevar a cabo la implementación de la unidad y su operación durante los 20 años. 6.2.

ALCANCE GEOGRAFICO

Durante el desarrollo del proyecto se realizara un análisis de diferentes factores para la ubicación estrategica de la unidad dentro del territorio nacional. 6.3.

ALCANCE TEMPORAL

El alcance temporal del proyecto está limitado por la demanda que se obtendrá como resultado del estudio de mercado considerando además la proyección de 20 años, una vez pasado ese tiempo se debe realizar un nuevo estudio de mercado y replantear la cantidad de producto que será necesaria para cubrir la demanda. 7. MARCO TEÓRICO 7.1.

PETROLEO 6

El petróleo es una mezcla homogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua. También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo. La transformación química de la materia orgánica (craqueo natural) debida al calor y a la presión durante la diagénesis produce, en sucesivas etapas, desde betún a hidrocarburos cada vez más ligeros (líquidos y gaseosos). Estos productos ascienden hacia la superficie, por su menor densidad, gracias a la porosidad de las rocas sedimentarias. Cuando se dan las circunstancias geológicas que impiden dicho ascenso (trampas petrolíferas como rocas impermeables, estructuras anticlinales, márgenes de diapiros salinos, etc.) se forman entonces los yacimientos petrolíferos. En condiciones normales es un líquido bituminoso que puede presentar gran variación en diversos parámetros como color y viscosidad (desde amarillentos y poco viscosos como la gasolina hasta líquidos negros tan viscosos que apenas fluyen), densidad (entre 0,66 g/ml y 0,95 g/ml), capacidad calorífica, etc. Estas variaciones se deben a la diversidad de concentraciones de los hidrocarburos que componen la mezcla. Las actividades relativas a la exploración, producción y entrega a una terminal de exportación de petróleo crudo se denominan upstream. Aquellas actividades que tienen lugar entre la carga de aceite crudo en la terminal de transportación y la utilización del crudo por el usuario final, esto comprende el transporte, abastecimiento, comercialización, refinación, distribución y mercadeo de los productos derivados se denominan downstream. Figura 7.1: Instalaciones Superficiales. Destinos de Los Hidrocarburos

7

Fuente: oil & gas

Es un recurso natural no renovable y actualmente también es la principal fuente de energía en los países desarrollados. El petróleo líquido puede presentarse asociado a capas de gas natural, en yacimientos que han estado enterrados durante millones de años, cubiertos por los estratos superiores de la corteza terrestre. 7.1.1.

COMPOSICIÓN

Los crudos están constituidos por mezclas de un número muy elevado de componentes puros, aumentando la dificultad de la descripción de las distintas fracciones al hacerlo el número de átomos de carbono Figura 7.2: Principales Productos Petrolíferos, Intervalos de Temperatura de Ebullición y Numero de Átomos de Carbono.

8

Fuente: J.-P. Wauquier (2004)

Haremos un breve repaso de las distintas familias de hidrocarburos, sin tener la pretensión de hacer un resumen de un curso de química orgánica. En particular nos remitiremos a obras generales en lo relativo a la nomenclatura y propiedades de estos productos. Los hidrocarburos constituyen los elementos esenciales del petróleo, sus moléculas no contienen más que carbono e hidrogeno y se dividen en varias familias químicas según su estructura. Todas estas estructuras están basadas en la tetra valencia del carbono. -

Parafínicos Cn H2n + 2

Están constituidos por una cadena de átomos de carbono enlazados cada de 0 a 3 átomos de hidrogeno, excepto en el más sencillo, el metano (CH 4). Cada carbono está ligado siempre a otros cuatro átomos (carbono o hidrogeno).

9

Su punto de ebullición aumenta con el número de átomo de carbono en las cadenas más cortas, la adición de un carbono aumenta el punto de ebullición en unos 25 C, disminuyendo el incremento al aumentar la cadena. La densidad aumenta con el peso molecular. Los isómeros tienen un punto de ebullición inferior al de las normal parafinas del mismo número de átomos de carbono. -

Olefínicos Cn H2n, Cn H2n – 2

Son compuestos insaturados, donde una misma molécula puede tener varios enlaces múltiples (para dobles enlaces sufijo ENO y para triples enlaces el sufijo INO); y se les llama conjugados en el caso de que dos enlaces múltiples estén separados por un enlace simple. -

Nafténicos Cn H2n

En estos hidrocarburos hay una ciclación total o parcial del esqueleto carbonado. El número de átomos de carbono del anillo formado puede ser variable. Tienen temperaturas de ebullición y densidades superiores a los de los alcanos del mismo número de átomos de carbono. En los petróleos crudos, los anillos más frecuentes son los de cinco o seis átomos de carbono. En estos anillos, cada átomo de hidrogeno puede ser sustituido por una cadena parafínica recta o ramificada, llamada alquilo. -

Aromáticos

Son hidrocarburos cíclicos poliinsaturados que están presentes en una gran proporción en los crudos de petróleo. La presencia en su fórmula de uno o más ciclos con tres dobles enlaces conjugados les confiere unas notables propiedades. Así, los primeros compuestos (benceno, tolueno, xilenos) son materias primas fundamentales de la petroquímica (además contribuyen igualmente a aumentar el número de octano de las gasolinas), mientras que los homólogos superiores son, en general nefastos problemas de medio ambiente, de sanidad publica, deterioro de la actividad de los catalizadores por su capacidad de formar coque. -

Otros Hidrocarburos

En los productos de procesos de conversión se encuentran otros hidrocarburos como las diolefínas, hidrocarburos acetilénicos, etc., que no están presentes en los crudos de petróleo o si lo están es solo como trazas. -

Compuestos Distintos De Los Hidrocarburos

En esta categoría se encuentran las moléculas que contienen átomos distintos al carbono e hidrogeno. Entre ellas se distinguen los compuestos orgánicos con heteroátomos y los órgano - metálicos. 1 0

7.1.1.1.

COMPUESTOS INDEFINIDOS QUIMICAMENTE

El análisis no es capaz de aislar y caracterizar perfectamente las moléculas presentes en las fracciones más pesadas de los petróleos crudos. A la vista de esta imposibilidad, el analista separa estas fracciones pesadas en diferentes clases, dando lugar a definiciones clases, dando lugar a definiciones puramente operativas y no en términos de estructuras bien determinadas. -

Asfáltenos

Los asfáltenos se obtienen por precipitación. Están constituidos por una acumulación de láminas poliaromáticas condensadas, unidas por cadenas saturadas. Una representación de su estructura consiste en láminas aromáticas apiladas, enlazadas entre sí por los electrones  de los dobles enlaces del anillo bencénico. Son sólidos negros, brillantes, cuyo peso molecular puede variar de 1.000 a 100.000. El rendimiento en asfáltenos y su constitución varían con la naturaleza del disolvente utilizado. La operación industrial de eliminación de asfáltenos de un aceite se realiza con propano o butano. La utilización de una parafina más ligera hace que las parafinas más pesadas precipiten también, disminuyendo de esta forma el carácter aromático de dichos asfáltenos. El aceite separado de su fracción asfalténica, se llama aceite desasfaltado (en inglés DAO: DeAsfalted Oil), y la parte precipitada se llama, por lo tanto, asfalto. Los heteroátomos se concentran en el asfalto (azufre, nitrógeno, níquel y vanadio), siendo su contenido muy variable según la procedencia del crudo. Estos heteroátomos son la causa de numerosos problemas en la industria del petróleo. Tabla 7.1: Algunas Características de las Fracciones 250+.

Fuente: J.-P. Wauquier (2004)

La industria del refino generalmente encuentra que la presencia de heteroátomos, ya sea al eliminarlos o al convertir los productos pesados en productos ligeros, provocan problemas de contaminación (azufre y nitrógeno), de envenenamiento de catalizadores y de corrosión (formación de vanadatos metálicos en la combustión). 1 1

-

Resinas

Al someter los máltenos a una cromatografía liquida los productos separados con los disolventes más polares se llaman resinas. Por lo tanto su composición depende del método utilizado. En general son moléculas con un fuerte carácter aromático, conteniendo heteroátomos (N, O, S y a veces Ni y V) y de masa molecular entre 500 y 1.000. 7.1.2.

CLASIFICACIÓN DE LAS DISTINTAS CLASES DE PETRÓLEO

La industria petrolera clasifica el petróleo crudo según su lugar de origen (p.e. "West Texas Intermediate" o "Brent") y también con base a su densidad o gravedad API (ligero, medio, pesado, extrapesado); los refinadores también lo clasifican como "crudo dulce", que significa que contiene relativamente poco azufre, o "ácido", que contiene mayores cantidades de azufre y, por lo tanto, se necesitarán más operaciones de refinamiento para cumplir las especificaciones actuales de los productos refinados. 7.1.2.1.

CRUDOS DE REFERENCIA

Brent Blend, compuesto de quince crudos procedentes de campos de extracción en los sistemas Brent y Ninian de los campos del Mar del Norte, este crudo se almacena y carga en la terminal de las Islas Shetland. La producción de crudo de Europa, África y Oriente Medio sigue la tendencia marcada por los precios de este crudo.            

West Texas Intermediate (WTI) para el crudo estadounidense y Bolivia. Dubái se usa como referencia para la producción del crudo de la región AsiaPacífico. Tapis (de Malasia), usado como referencia para el crudo ligero del Lejano Oriente. Minas (de Indonesia), usado como referencia para el crudo pesado del Lejano Oriente. Arabia Ligero de Arabia Saudita Bonny Ligero de Nigeria Fateh de Dubái Istmo de México (no-OPEP) Minas de Indonesia Saharan Blend de Argelia Merey de Venezuela Tia Juana Light de Venezuela

Figura 7.3: Países Productores de Petróleo

1 2

Fuente: wikipedia.org

La OPEP intenta mantener los precios de su Canasta entre unos límites superior e inferior, subiendo o bajando su producción. Esto crea una importante base de trabajo para los analistas de mercados. La Cesta OPEP, es más pesada que los crudo Brent y WTI. 7.1.2.2.

CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO SEGÚN SU GRAVEDAD API Y SU DENSIDAD

Relacionándolo con su gravedad API el American Petroleum Institute clasifica el petróleo en "liviano", "mediano", "pesado" y "extrapesado": Tabla 7.2: Clasificación Del Crudo Según Su Gravedad API PETROLEO Extra Pesado

DENSIDAD gr/ cm3 >1.0

GRAVEDAD API 10

Pesado

1.0 –0,92

10,0 –22,3

Mediano

0,92 –0,87

22,3 –31,1

Ligero

0,87 –0,83

31,1 –39

Súper Ligero

< 0,83

>39

Fuente: Ing. Flores R. Presentaciones refinación del petróleo (2010)

A partir de la densidad de la fracción de nafta pesada y de la del residuo de destilación atmosférica a una temperatura superior a 350 C se han definido 11 grupos diferentes de crudos que se muestran en la siguiente tabla. 1 3

Tabla 7.3: Estimación de La Naturaleza de Un Crudo Por Medida de dos densidades.

Fuente: J.-P. Wauquier.(2004)

En efecto, la densidad de un hidrocarburo puro está ligada a la relación H/C de dicho hidrocarburo, siendo la densidad menor al aumentar la cantidad de hidrogeno. 7.1.3.



CLASIFICACION DEL PETROLEO SEGÚN EL CONTENIDO DE AZUFRE PETROLEO DULCE (Sweet Crude Oil), es aquel que contiene menos de 0.5% en peso de contenido de azufre. Es un petróleo de alta calidad y es ampliamente usado para ser procesado como gasolina.



PETROLEO AGRIO (Sour Crude Oil), es aquel que contiene al menos 1% en peso de contenido de azufre en su composición. Debido a la mayor presencia de azufre su costo de refinamiento es mayor, razón por la cual es usado mayormente en productos destilados como el diesel, dado su menor costo de tratamiento.

7.1.4.

FACTOR DE CARACTERIZACION KUOP O FACTOR DE WATSON FW

El factor de caracterización KUOP fue introducido por los investigadores de la sociedad “Universal Oil Products Co.”. 1 4

Dicho factor parte de la base de que la densidad de los hidrocarburos está ligada a la relación H/C y que su punto de ebullición está relacionado con el número de átomos de carbono. Así, la KUOP de los hidrocarburos puros es de:    

13 para parafinas. 12 para hidrocarburos en los que el peso relativo de las cadenas y de los anillos son equivalentes. 11 para naftenos puros. 10 para aromáticos puros.

Para extender la aplicación de ese factor de caracterización a las mezclas complejas de hidrocarburos como son las fracciones del petróleo, ha sido necesario introducir el concepto de temperatura media ponderada de ebullición, calculada a partir de las curvas de destilación ASTM o TBP. La temperatura media ponderada (TMP) se define a partir de la temperatura a la que destila el 10, 20, 50, 80, o 90% del producto estudiado. 7.2.

EL REFINADO DE PETRÓLEO

Muy a menudo la calidad de un Petróleo crudo depende en gran medida de su origen. En función de dicho origen sus características varían: color, viscosidad, contenido. Por ello, el crudo a pie de pozo no puede ser utilizado tal cual. Se hace, por tanto, indispensable la utilización de diferentes procesos de tratamiento y transformación para la obtención del mayor número de productos de alto valor comercial. El conjunto de estos tratamientos constituyen el proceso de refino de petróleo o refinación del petróleo. Las refinerías de petróleo son grandes plantas de producción continua y gran densidad de capital. En las refinerías se transforma el petróleo crudo en productos terminados y refinados (en especial GLP, gasolina, combustible pesado, combustible diésel, materias primas de petroquímicos, gasóleo de calefacción, aceite combustible y asfalto) mediante (1) la separación de crudos en diferentes fracciones (cada una con un punto de ebullición y distribución de la cantidad de carbono únicos) y luego (2) el procesamiento de estas fracciones en productos terminados, mediante una secuencia de transformaciones físicas y químicas. La Figura 7.4 muestra un diagrama de flujo simplificado de una refinería típica moderna que produce una amplia variedad de combustibles de alta calidad y otros productos. Este diagrama es sólo una estimación del alcance y la complejidad de las acciones de capital de una refinería, la cantidad de unidades de proceso en una refinería típica y los subproductos que se producen en la refinería. La valoración de esta complejidad es fundamental para tener una noción básica de la industria de la refinería.

1 5

Figura 7.4: Diagrama de Flujo de Una Refinería Típica Compleja.

Fuente: oil & gas

7.2.1.1.

CLASIFICACION DE UNA REFINERIA

En términos generales, todas las refinerías pertenecen a una de cuatro clases, que se definen según la configuración del proceso y la complejidad de la refinería, como se muestra en la Figura 7.5.

1 6

Figura 7.5: Esquema de Clasificación de Una Refinería.

Fuente: ¶ MathPro (2011).



Las refinerías con unidades de destilación atmosférica o topping sólo realizan la destilación del crudo y ciertas operaciones de apoyo esenciales. No tienen capacidad de modificar el patrón de rendimiento natural de los petróleos crudos que procesan. Sólo realizan el fraccionamiento del crudo en gas liviano y combustible de refinería, nafta (punto de ebullición de la gasolina), destilados (queroseno, combustible pesado, diésel y combustible de calefacción) y el aceite combustible residual o pesado. Una parte de nafta puede ser apropiada en algunos casos para la gasolina con índices de octano muy bajos.



Las refinerías con esquema de hydroskimming no sólo incluyen la destilación del crudo y los servicios de apoyo, sino también el reformado catalítico, diferentes unidades de hidrotratamiento y mezcla de productos. Estos procesos permiten (1) convertir la nafta en gasolina y (2) controlar el contenido de azufre de los productos refinados. El reformado catalítico convierte la nafta de destilación directa de modo que cumpla con las especificaciones de índices de octano de la gasolina y elabora subproductos del hidrógeno para las unidades de hidrotratamiento. Las unidades de hidrotratamiento extraen el azufre de los productos livianos (incluida la gasolina y el combustible diésel) para cumplir con las especificaciones del producto y/o permitir el procesamiento de crudos con mayor contenido de azufre. Las refinerías con esquema de hydroskimming, comunes en las regiones con una alta demanda de gasolina, no tienen la capacidad de alterar los patrones de rendimiento natural de los crudos que procesan.



Las refinerías de conversión (o craqueo) incluyen no sólo todos los procesos presentes en las refinerías con esquema de hydroskimming, sino también, y lo que es más importante, el craqueo catalítico y/o hidrocraqueo. Estos dos procesos de conversión transforman las fracciones de petróleo crudo pesado (principalmente gasóleo), las cuales tienen altos rendimientos naturales en la mayoría de los 1 7

petróleos crudos, en flujos de refinación liviana que se añaden a la gasolina, combustible pesado, diésel y materias primas de petroquímicos. Las refinerías de conversión tienen la capacidad de mejorar los patrones de rendimiento natural de los crudos que procesan, según lo necesario para satisfacer las demandas de mercado de productos livianos. Sin embargo, éstas aún elaboran (ineludiblemente) productos pesados, de bajo valor, como el combustible residual y el asfalto. 

Las refinerías de conversión profunda (o coquización) son, según lo indica su nombre, una clase especial de refinerías de conversión. Éstas incluyen no sólo el craqueo catalítico y/o hidrocraqueo para convertir las fracciones de gasóleo, sino también la coquización. Las unidades de coquización “destruyen” la fracción del petróleo crudo más pesado y menos valioso (aceite residual) mediante su conversión en flujos más livianos que sirven como alimentación adicional a otros procesos de conversión (por ejemplo, el craqueo catalítico) y para los procesos de mejoramiento (por ejemplo, el reformado catalítico) que elaboran los productos livianos más valiosos. Las refinerías de conversión profunda que poseen suficiente capacidad de coquización destruyen básicamente todo el aceite residual de sus crudos para refinación y los convierten en productos livianos.

En la Figura 7.6 se presenta un resumen de las características destacadas de los distintos tipos de refinerías y con sus patrones característicos de rendimiento del producto en los que la calidad del crudo es constante. Figura 7.6: Tipos de Refinerías y Patrones de Rendimiento Característicos.

1 8

Fuente: ¶ MathPro. (2011). 7.2.2.

PROCESOS DE REFINACION

Se denominan procesos a las técnicas de refinación que involucran reacciones químicas durante su desarrollo. Los procesos se diseñan para lograr la mayor cantidad de producto de reacción buscado, a partir de una carga o reactante, en un marco de condiciones de reacción tecnológicamente razonables (Temperatura y Presión) y costos competitivos. Figura 7.7: Procesos de Refinación

1 9

Fuente: Ing. Flores R. Presentaciones refinación del petróleo. (2010)

La siguiente figura muestra con más detalle los procesos de refinación. Figura 7.8: Características de Los Procesos de Refinación

2 0

Fuente: Proceso del refino del petróleo. Industrias químicas. Richard S. Kraus.(2011)

7.2.2.1.

PROCESOS DE CONVERSION

Los procesos de conversión provocan reacciones químicas que rompen (“descomponen”) moléculas de hidrocarburo (de escaso valor económico) de gran tamaño y de alta ebullición, lo que da origen a moléculas apropiadas más pequeñas y livianas, después del procesamiento, para mezclar con gasolina, combustible pesado, combustible diésel, materias primas de petroquímicos y otros productos livianos de alto valor. Las unidades de conversión forman el núcleo central de las operaciones de refinación modernas debido a que: (1) permiten que las refinerías alcancen altos rendimientos de transporte de combustibles y otros productos livianos valiosos. (2) brindan flexibilidad operativa para mantener la elaboración de productos livianos conforme a las fluctuaciones normales en la calidad del petróleo crudo. (3) permiten el uso económico de los crudos sulfurosos pesados. La conversión es la intensidad con que ocurre una reacción. Conversión = Moles del reactante consumido = ΧO Moles iniciales de reactante En sistemas simples, las variables que afectan la conversión son principalmente la temperatura y presión. 2 1

En sistemas complejos (multicomponentes) es difícil identificar los factores que inciden en el rendimiento y la conversión. 7.2.2.1.1. PROCESOS DE CONVERSION CATALITICOS La siguiente figura ofrece una breve comparación de algunas propiedades destacadas de estos procesos. Figura 7.9: Características Destacadas de Los Procesos de Conversión.

Fuente: ¶ MathPro. (2011)

Se debe proporcionar una explicación del dato sobre el Ajuste de Proporción de C/H del cuadro que se incluye en la Figura 7.9 Como se indicó anteriormente, cuanto más pesado (más denso) es el crudo, más alta es su proporción de C/H. Del mismo modo, en un petróleo crudo en particular, cuanto más pesada es la fracción del punto de ebullición, más alta es su proporción de C/H. Este mismo fenómeno se aplica a los productos refinados: Cuanto más pesado es el producto, más alta es su proporción de C/H. En consecuencia, las operaciones de refinación deben, en conjunto, reducir la proporción de 2 2

C/H del petróleo crudo y los flujos intermedios que procesan. Gran parte de esto (aunque no toda) recae sobre los procesos de conversión. En términos generales, la reducción de la proporción de C/H se puede lograr de alguna de estas dos maneras: ya sea mediante el desecho del exceso de carbono (en la forma de coque de petróleo) o la adición de hidrógeno. El FCC y la coquización adoptan la primera opción. El hidrocraqueo sigue la segunda opción. A. CRAQUEO CATALITICO FCC El craqueo catalítico fluidizado (FCC) es el proceso de refinación desde el origen más importante en la destilación del crudo, en lo que respecta a la capacidad de producción de toda la industria y el efecto general que posee en las operaciones de refinación y en su aspecto económico. El proceso opera a altas temperaturas y baja presión y emplea un catalizador5 para convertir el gasóleo pesado a partir de la destilación del crudo (y otros flujos pesados) en gases livianos, materias primas de petroquímicos, mezcla de componentes de gasolina (nafta de FCC), y mezcla de componentes de combustible diésel (aceite cíclico ligero). El FCC ofrece: (1) altos rendimientos de gasolina y material destilado (en el rango de 60-75 vol% en la carga de FCC). (2) alta confiabilidad y bajos costos operativos. (3) flexibilidad operativa para adaptarse a los cambios en la calidad del petróleo crudo y los requisitos de los productos refinados. En sentido amplio, las refinerías orientadas a la producción de combustibles para transporte, la unidad de FCC representa más del 40% del total de la producción de gasolina y combustibles destilados (por ejemplo, diésel) que elabora una refinería. La proporción de gasolina en destilados (G/D) en el proceso de FCC depende de las condiciones operativas del FCC y el catalizador. En las refinerías de los Estados Unidos, la proporción de G/D es más alta en verano que en invierno, lo que refleja los cambios que se producen en el patrón de demanda de combustible. En otros lugares, la proporción de G/D tiende a ser más baja que la que se registra en los Estados Unidos, nuevamente, para dar respuesta a los patrones de demanda local. El FCC también produce cantidades significativas de gases livianos (C1 a C4), incluidas las olefinas. Las olefinas livianas son químicos altamente reactivos y valiosos, ya sea como materias primas de petroquímicos o como materia prima para los procesos de mejoramiento de las refinerías (las cuales producen alto octanaje, mezcla de componentes de gasolina con bajo contenido de azufre). Mediante una adecuada selección de catalizadores, las unidades FCC se pueden diseñar para maximizar la producción de mezcla componentes de gasolina (nafta de FCC), 2 3

mezcla de componentes de destilados (aceite cíclico ligero) o materias primas de petroquímicos. El azufre es un “contaminante” para los catalizadores de FCC, es decir, el contacto con el azufre reduce la efectividad de los catalizadores de FCC. Para corregir este problema, muchas refinerías tienen unidades de desulfuración frente al FFC que remueve la mayoría del azufre de la carga de FCC. Incluso si dichas unidades están en su lugar, el flujo de refinación producido por la unidad de FCC aún contiene algo del azufre que se encontraba en la carga de FCC. En realidad, los productos del FCC no tratados (la nafta de FCC y el aceite cíclico ligero) son las principales fuentes de azufre presentes en la gasolina y el combustible diésel. La carga de FCC no tratada (denominada “aceite lodoso”) tiene varias disposiciones en la refinería, incluso la carga para la unidad de coquización (en las refinerías que tienen unidades de FCC y de coquización). B. COQUIZACION La coquización es proceso de conversión térmica, no catalítico que descompone el aceite residual, el residuo más pesado que resulta de la destilación del crudo, en un rango de intermedios más livianos para continuar su procesamiento. En la industria de la refinación, la coquización es el medio principal (aunque no el único) de conversión del aceite residual, el “fondo del barril de crudo”, en productos más livianos y valiosos. Los productos craqueados a partir de la coquización incluyen gases livianos (incluidas las olefinas livianas), nafta de baja calidad (nafta del proceso de coquización) y flujos destilados (destilado de coque), los cuales deben continuar su procesamiento, y grandes volúmenes de gasóleo de coque y coque de petróleo (≈ 25–30 % en la carga). El gasóleo de coque se utiliza principalmente como carga de FCC adicional. Sin embargo, el gasóleo de coque contiene altos niveles de azufre y otros contaminantes, los cuales disminuyen el valor de la carga de FCC, en comparación con el gasóleo de destilación directa. Según el tipo de petróleo crudo, el coque de petróleo que se produce en el coquizador se puede vender para varios fines de uso, por ejemplo, como combustible en refinerías o plantas de energía externas, o simplemente ser enterrado. C. HIDROCRAQUEO El hidrocraqueo, al igual que el FCC, convierte los destilados y el gasóleo a partir de la destilación del crudo (como así también otros flujos de refinería pesados), principalmente en gasolina y destilados. Este es un proceso catalítico que opera a temperatura moderada y a alta presión. Aplica hidrógeno generado externamente para descomponer el destilado y las cargas de gasóleo pesado en gases livianos, materias primas de petroquímicos, y mezcla de componentes de gasolina y combustible diésel. 2 4

Como sucede con el FCC, el hidrocraqueo ofrece altos rendimientos de productos livianos y una extensa flexibilidad operativa. El rendimiento del producto a partir del hidrocraqueo depende del modo como está diseñada y opera la unidad. Desde un extremo operativo, un hidrocraqueador puede convertir esencialmente toda su carga en mezcla de componentes de gasolina, con rendimientos de ≈ 100 vol% en la carga. De manera alternativa, un hidrocraqueador puede producir combustible pesado y diésel, con rendimientos combinados de 85% a 90 vol%, junto con bajos volúmenes de gasolina. El hidrocraqueo presenta una notable ventaja respecto del FCC. La entrada de hidrógeno al hidrocraqueador no sólo causa reacciones de craqueo, sino también otras reacciones que extraen los heteroátomos, en especial el azufre, de los flujos hidrocraqueados. Estas reacciones de “hidrotratamiento” producen flujos hidrocraqueados con contenido de azufre muy bajo y mejores propiedades. Los flujos hidrocraqueados no sólo que casi no contienen azufre, sino que también tienen un bajo contenido de aromáticos. Los aromáticos son hidrocarburos que tienen moléculas en forma de anillo. Los aromáticos en el punto de ebullición de destilados tienen un deficiente funcionamiento del motor (es decir, baja cantidad de cetano) y deficientes características de emisión en el combustible diésel. Las reacciones químicas en el hidrocraqueo rompen los anillos aromáticos y, de ese modo, producen una mezcla de componentes de destilados especial, con un destacado funcionamiento y características de emisión. En consecuencia, los hidrocraqueadores en las refinerías con FCC y/o unidades de coquización, a menudo reciben como carga el alto contenido de aromáticos, flujos de destilados de alto contenido de azufre, a partir de estas unidades. El hidrocraqueo es más efectivo que el FCC o la coquización en cuanto a la conversión del gasóleo pesado y la elaboración de productos de bajo contenido de azufre. PARAMETROS OPERACIONALES El hidrocraqueo combina la rotura de los enlaces de carbono-carbono con el agregado de hidrogeno. Existen diversas formas de hidrocraqueo, dependiendo de la aplicación. Estas abarcan desde el hidrocraqueo medio de los gasoils pesados de vacío efectuado a una presión parcial de hidrogeno oscila entre 5.5 y 10.4 Mpa, hasta el hidrocraqueo severo del petróleo residual llevado a cabo a una presión de 20.7 Mpa. Fuertes presiones de hidrogeno y temperaturas relativamente bajas (250 a 400 °C). la destilacion progresiva de los catalizadores por deposicion de coque sobre ellos, se ve claramente disminuida por la presencia de hidrogeno. Se puede rebajar a mas bajas temperaturas y mejor selectividad pero hay que contar el precio de hidrogeno y su utilizacion.

2 5

Figura 7.10: Esquema del Proceso de Hidrocraqueo

Fuente: ¶ MathPro. (2011)

REACCIONES DEL PROCESO -

Saturacion de olefinas y diolefinas.

EC. (7.1)

-

Desulfurizacion de mercaptanos, sulfuros y tiofenos.

EC. (7.2)

EC. (7.3)

-

Saturacion de aromaticos

EC. (7.4)

2 6

EC. (7.5)

EC. (7.6)

VENTAJAS DEL PROCESO    

Mejor balance en la produccion de gasolina y destilados. Mejor rendimiento en gasolina Mejoramiento de la calidad y sensibilidad de octano de la gasolina Produccion de cantidades relativamente altas de isobutanos en la fraccion de butanos.

TECNOLOGIAS DEL PROCESO DE HIDROCRAQUEO Existen numerosas licencias disponibles para procesos de hidrocraqueo, algunas de ellas se muestran en la siguiente tabla. Tabla 7.4: Licencias Disponibles en Procesos de Hidrocraqueo

Fuente: James H. Gary – Glenn E. Handwerk, Petroleum Refining Technology And Economics, 2001.

7.3.

7.3.1.

PROPIEDADES FUNDAMENTALES DE LA MEZCLA DE COMPONENTES DE GASOLINA Y COMBUSTIBLE DIESEL MEZCLAS DE COMPONENTES DE GASOLINA 2 7

Cada refinería produce de uno a cuatro grados de gasolina (diferenciados por su índice de octano, contenido de azufre y otras propiedades físicas). Por lo general, cada grado es una mezcla de seis a diez componentes de mezcla (producidos en la refinería o comprados). Todos los grados se mezclan a partir del mismo conjunto de componentes de mezcla, pero con diferentes fórmulas. La Figura 7.11 enumera las mezclas de componentes de gasolina más comunes e indica los rangos típicos para las propiedades de mezcla más importantes de cada componente de mezcla, incluido el contenido de azufre.

Figura 7.11: Proporción Típica y Propiedades Características del Estándar de Mezclas de Componentes de Gasolina

Fuente: ¶ MathPro. (2011).

La Figura 7.11 muestra los rangos de las distintas propiedades de los componentes de mezcla debido a que los valores patrimoniales específicos dependen de las propiedades del petróleo crudo y (para algunas mezclas de componentes, en particular el reformado y la nafta de FCC) el índice de procesamiento en las unidades que los producen. Por ejemplo, como norma general, el contenido de azufre de la nafta de FCC es de alrededor de 1/10 del crudo a partir del cual se produce. Por esta causa, el petróleo crudo que contiene 2 % de azufre (20.000 ppm) podría producir una nafta de FCC con contenido de azufre de ≈ 0,2 % (2000 ppm). Las propiedades indicadas son de los flujos “crudos”, es decir, los flujos que no continuaron su procesamiento para mejorar sus propiedades. En particular, los contenidos 2 8

indicados de azufre no reflejan el hidrotratamiento descendente de las unidades que produjeron los flujos. Debido a su alto contenido de azufre y alta proporción por contenido en el yacimiento de gasolina, la nafta de FCC es la fuente principal de azufre en la gasolina, que aporta hasta un 90% del azufre que ésta contiene, antes del procesamiento para el control de azufre. La nafta del proceso de coquización y de destilación directa aporta la mayor parte del azufre restante. 7.3.2.

MEZCLA DE COMPONENTES DE COMBUSTIBLE DIESEL

Cada refinería produce uno o dos grados de diésel (que se distinguen principalmente por sus contenidos de azufre, al igual que por su cantidad de cetano, densidad y otras propiedades físicas). Por lo general, cada grado es una mezcla de tres a cinco componentes de mezcla producidos en la refinería (y, en algunos lugares, biodiésel comprado y (en unos pocos casos) diésel Fischer-Tropsch). Como sucede con la gasolina, todos los grados de diésel se mezclan a partir del mismo conjunto de componentes de mezcla, pero con diferentes fórmulas. La Figura 7.12 enumera las mezclas de componentes de combustible diésel más comunes e indica los rangos típicos de las propiedades de mezcla más importantes de cada componente de mezcla. Figura 7.12: Proporción Típica y Propiedades Características del Estándar de Mezclas de Componentes de Combustible Diésel

Fuente: ¶ MathPro. (2011).

Esta figura no muestra los rangos de las propiedades de los componentes de muestra, pero (como sucede con las mezclas de componentes de gasolina) los valores de estas propiedades dependen de las propiedades del petróleo para refinación. Como se mencionó anteriormente, las propiedades indicadas son de los flujos “crudos”, es decir, los flujos que no continuaron su procesamiento para mejorar sus propiedades. En particular, los contenidos indicados de azufre no reflejan el hidrotratamiento descendente de las unidades que produjeron los flujos.

2 9

El aceite cíclico ligero de FCC es el contribuyente más grande de contenido de azufre del yacimiento de diésel, antes del procesamiento para el control de azufre. El destilado de coque (que se produce en las refinerías de conversión profunda) y los destilados de destilación directa representan el azufre restante. 7.4.

PANORAMA NACIONAL

7.4.1.

REFINERIAS EN BOLIVIA

En Bolivia se tienen cinco refinerías en operación, sin embargo solo tres de ellas producen diesel y gasolina para cubrir la demanda en el país. 7.4.1.1.

REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL

Ubicación: Valle Hermoso – Cochabamba Capacidad: 25,500 BPD Figura 7.13: Refinería Gualberto Villarroel

Fuente: Ing. Flores R. Presentaciones refinación del petróleo (2010).

Tabla 7.5: Características de la RGV UNIDADES Planta carburantes Planta lubricantes Servicios técnicos

PRODUCTOS PRINCIPALES GLP Gasolina especial. Gasolina Premium. AVGAS Jet fuel Keroseno Diesel fuel

PRODUCTOS SECUNDARIOS Lubricantes Grasas lubricantes Parafinas y asfaltos Crudo reconstituido


7.4.1.2.

REFINERIA GUILLERMO ELDER BELL 3 0

Ubicación: Palmasola – Santa Cruz Capacidad: 18500 BPD Figura 7.14: Refinería Guillermo Elder Bell


Tabla 7.6: Características de la RGEB UNIDADES

PRODUCTOS PRINCIPALES

Planta carburantes Servicios técnicos

GLP Gasolina especial. Gasolina Premium. AVGAS Jet fuel Keroseno Diesel fuel

PRODUCTOS SECUNDARIOS Crudo reconstituido


7.4.1.3.

REFINERIA ORO NEGRO

Ubicación: campo La Peña – Santa Cruz Capacidad: 3600 BPD Figura 7.15: Refinería Oro Negro

3 1


Tabla 7.7: Características de la RON UNIDADES Unidad de destilación primaria. Unidad de recuperación catalítica. Servicios técnicos.

PRODUCTOS PRINCIPALES GLP Gasolina especial. Diesel.

PRODUCTOS SECUNDARIOS Crudo reconstituido. Crudo reducido. Gasolina blanca.


7.4.2.

PRODUCCION CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL EN BOLIVIA

3 2

Figura 7.16: Producción de los Campos En Bolivia.

Fuente: Boletín Estadístico Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (Enero – Septiembre 2012).

La producción promedio de hidrocarburos líquidos en el período de enero a septiembre de 2012 superó a la producción promedio de la gestión 2011 en 12,15%. La producción promedio de condensado se incrementó en 15,54%, la producción de gasolina natural se incrementó en 9,12% y la producción de petróleo disminuyó en 3,69%. Los campos que más aportan a la producción total de hidrocarburos líquidos son Sábalo y San Alberto, campo gasíferos que producen condensado asociado al gas natural. La producción de condensado de estos campos al tercer trimestre de 2012 representa el 50,1% de la producción total de hidrocarburos líquidos. 7.4.3.



COMBUSTIBLES LÍQUIDOS OBTENIDOS POR REFINERÍAS.

GASOLINA ESPECIAL (Bbl/día)

Tabla 7.8: Producción de Gasolina Especial por Refinerías

3 3


La gasolina especial es el combustible de mayor producción. Las refinerías de YPFB Refinación S.A. produjeron al tercer trimestre de 2012 el 94,4%. La refinería Oro Negro produjo gasolina especial de 5,6% del total de producción. La producción de gasolina especial de enero a septiembre de 2012 alcanzó un promedio de 16.074 Bbl/día superando en 12,06% a la producción promedio del mismo período de la gestión 2011. El mes de mayor producción al tercer trimestre fue septiembre alcanzando un promedio de 18.130 Bbl/día. 

DIESEL OIL (Bbl/día) Tabla 7.9: Producción de Diesel Oil por Refinería


3 4

El diesel oíl es el segundo combustible de mayor producción de las refinerías después de la gasolina especial. Al tercer trimestre de 2012 el 91,4% de la producción de este combustible se realizó en las refinerías de YPFB Refinación S.A. y el restante 8,6% en las demás refinerías. La producción promedio al tercer trimestre de 2012 alcanzó los 12.305 Bbl/día. 

IMPORTACIONES Tabla 7.10: Importación de Productos Terminados


El promedio de las importaciones de Diesel Oíl al tercer trimestre se incrementó en 3,66% en relación al período 2011. Los precios de importación, que se señalan a continuación, varían en función al precio internacional del petróleo, punto de entrega, tipo de producto, medio de transporte y costo de flete. Figura 7.17: Precios de Importación.

3 5


8. TEMARIO TENTATIVO CAPITULO I. GENERALIDADES 1.1. 1.2. 1.3. 1.3.1. 1.3.2. 1.4. 1.4.1. 1.4.2. 1.5. 1.5.1. 1.5.2. 1.5.3. 1.5.4. 1.6. 1.6.1. 1.6.2. 1.6.3.

INTRODUCCION ANTECEDENTES PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA IDENTIFICACION DEL PROBLEMA FORMULACION DEL PROBLEMA OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECIFICOS JUSTIFICACION JUSTIFICACION TECNICA JUSTIFICACION ECONOMICA JUSTIFICACION SOCIAL JUSTIFICACION AMBIENTAL ALCANCE ALCANCE TEMATICO ALCANCE GEOGRAFICO ALCANCE TEMPORAL

CAPITULO II. ESTUDIO DE MERCADO 2.1. 2.1.1. 2.1.2. 2.2. 2.2.1. 2.2.2. 2.2.3. 2.3. 2.3.1. 2.3.2. 2.3.3. 2.4. 2.4.1. 2.5. 2.5.1. 2.5.2. 2.5.3. 2.5.4.

PETROLEO CRUDO PRODUCCION DE CRUDO EN BOLIVIA PROYECCION DE LA PRODUCCION DE CRUDO PRODUCCION DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS EN BOLIVIA PRODUCCION DE DIESEL PRODUCCION DE GASOLINA ESPECIAL PROYECCION DE LA PRODUCCION DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS CONSUMO DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS EN BOLIVIA CONSUMO DE DIESEL CONSUMO DE GASOLINA ESPECIAL PROYECCION DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS CALCULO DEL DEFICIT DE DIESEL Y GASOLINA DETERMINACION DEL TAMAÑO DE LA PLANTA UBICACIÓN Y MEDIO AMBIENTE DISPONIBILIDAD DE MATERIA PRIMA REDES DE DISTRIBUCION EVALUACION DE IMPACTO AMBIENTAL ELECCION DEFINITIVA DE LA UBICACIÓN

CAPITULO III. INGENIERIA DEL PROYECTO 3.1.

EL REFINADO DEL PETROLEO 3 6

3.1.1. 3.1.1.1. 3.1.1.1.1. 3.1.1.1.2. 3.1.1.1.3. 3.2. 3.2.1. 3.2.1.1. 3.2.1.1.1. 3.2.1.1.2. 3.2.1.1.3. 3.3. 3.3.1. 3.3.2. 3.3.2.1. 3.3.2.1.1. 3.3.2.1.1.1. 3.3.2.1.1.2. 3.3.2.1.2. 3.3.2.1.2.1. 3.3.2.1.2.2. 3.3.2.2. 3.3.2.3. 3.3.2.4. 3.4. 3.4.1. 3.4.2. 3.4.3. 3.4.4. 3.4.5. 3.4.6. 3.4.7. 3.5.

CLASIFICACION DE REFINERIAS REFINERIAS EN BOLIVIA REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL REFINERIA GUILLERMO ELDER BELL REFINERIA ORO NEGRO PROCESOS DE REFINACION PROCESOS DE CONVERSION PROCESOS DE CONVERSION CATALITICA CRAQUEO CATALITICO FLUIDIZADO COQUIZACION HIDROCRAQUEO HIDROCRAQUEO REACCIONES QUIMICAS DEL PROCESO ALIMENTACION DEL PROCESO COMPOSICION DE LOS PETROLEOS CRUDOS Y DE LOS PRODUCTOS PETROLIFEROS CONSTITUYENTES PUROS HIDROCARBUROS COMPUESTOS DISTINTOS DE LOS HIDROCARBUROS COMPUESTOS INDEFINIDOS QUIMICAMENTE ASFALTENOS RESINAS CONTENIDO DE NITROGENO CONTENIDO DE SULFURO DE HIDROGENO CONTENIDO DE HPNA PROCESOS DE HIDROCRAQUEO PROCESO ISOMAX PROCESO UNICRACKING PROCESO GOFINING PROCESO ULTRACRACKING PROCESO SHELL PROCESO BASF – IFP HYDROCRACKING PROCESO UNIBON SELECCIÓN DE LA TECNOLOGIA

CAPITULO IV. DISEÑO DE LA PLANTA 4.1. 4.2. 4.2.1. 4.2.2. 4.2.3.

BALANCE DE MATERIALES VARIABLES DEL PROCESO TEMPERATURA DEL REACTOR PRESION DEL REACTOR VELOCIDAD ESPACIAL

CAPITULO V. FLUJO DE CAJA 5.1. 5.1.1. 5.1.2. 5.2. 5.2.1.

COSTOS DE LA UNIDAD E INSTALACION COSTOS DE EQUIPOS COSTO DE INSTALACION DE LA UNIDAD CALCULO DE INDICADORES ECONOMICOS VALOR AGREGADO NETO VAN 3 7

5.2.2. TASA INTERNA DE REGRESO TIR 5.2.3. CONCLUSION CAPITULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1. 6.2.

CONCLUSIONES RECOMENDACIONES

BIBLIOGRAFIA ANEXOS 9. CRONOGRAMA DE TRABAJO SEMANA

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13 14 15

16

Elección del tema Form. Problema Justific. Y alcance Marco teórico Marco practico Elab. de borrador Defensa borrador Defensa final

10. BIBLIOGRAFÍA 1. James H. Gary – Glenn E. Handwerk, Petroleum Refining Technology And Economics, 4th. ed., Marcel Dekker Inc., New York, 2001. 2. J. –P Wauquier, El Refino Del Petróleo, Diaz De Santos, (2004). 3. Max S. Peters - Klaus D. Timmerhaus, Plant Design And Economics For Chemical Engineers, 4th ed., McGraw – Hill International Editions, New York, 1991. 4. Robert A. Meyers, Handbook Of Petroleum Refining Processes, 3 rd. ed., McGraw-Hill Handbooks 5. W. Behrens - P. M . Hawranek, Manual Para La Preparación De Estudios De Viabilidad Industrial, Organización De Las Naciones Unidas Para El Desarrollo Industrial, Viena, 1994. 6. Yacimientos Petrolíferos Septiembre), 2012.

Fiscales

Bolivianos,

Boletín

Estadístico,

(Enero

-

7. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. Plan De Inversión 2009-2015. 8. ¶ MathPro, Introduccion A La refinacion Del Petroleo Y Produccion De Gasolina Y Diesel Con Contenido Ultrabajo De Azufre, 2011.

3 8

Perfil de Proyecto de Grado

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