Tesis Final - Optimización Refineria GV

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Gerencia de Industrialización Universidad Privada Boliviana Facultad de Ingeniería y Arquitectura

“ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD TECNICO-FINANCIERA DE UNA PLANTA DE HYDROCRACKING PARA PRODUCIR DIESEL OIL A PARTIR DEL CRUDO REDUCIDO Y ESTUDIO PROSPECTIVO DEL MERCADO INTERNO DEL DIESEL OIL”

(Trabajo Dirigido para Optar al Título de Licenciatura en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural de la UPB Cochabamba)

i

“…el futuro no se prevé sino que se prepara…el futuro debería convertirse en la razón de ser del presente ya que depende de lo que empecemos a hacer hoy y de la estrategia que adoptemos para alcanzar un futuro u otro”. Gastón Berge, Futurible Internacional.

ii

AGRADECIMIENTOS

Este trabajo no hubiera sido posible sin la colaboración y el apoyo de varias personas e instituciones. Agradezco a todos aquellos que voluntaria e involuntariamente han sido mis maestros tanto en lo académico como en la vida. En primer lugar quiero agradecer a dios por haberme dado la vida y la fuerza para realizar este proyecto. En los buenos y malos momentos quienes siempre estuvieron a mi lado fueron mis padres y hermanos, les doy las gracias por haberme comprendido y ayudado incondicionalmente. Agradezco toda la ayuda que me brindo el personal de la Gerencia de Industrialización ( GID). En especial deseo expresar mi más sincero agradecimiento al Dr. Saúl Escalera por haberme dado la oportunidad de realizar este proyecto, también por su paciencia y dedicación así como la ayuda constante en la supervisión de este proyecto. proyecto. A mis Tutores Ing. Eduardo Mejía y William Gonzales, Ph.D,

iii

RESUMEN EJECUTIVO La producción de Diesel oíl en Bolivia no abastece la demanda actual del mercado interno; por lo que se debe recurrir a la importación de este combustible. Además del problema problema de la importación importación el estado debe cubrir la subvención que que existe en el mercado interno. Esto produce la cuantiosa perdida de 178.9 millones de dólares en la gestión 2006 al estado boliviano. El presente estudio ha demostrado un marcado crecimiento anual del mercado nacional, esto obliga a YPFB dar una solución para poder satisfacer la demanda de dicho mercado sin recurrir a la importación de este combustible. Por las razones anotadas, el presente estudio propone añadir un nuevo proceso al proceso de refinación para incrementar la producción de diesel oíl. A este proceso se lo denomina hydrocracking, es uno de los procesos mas versátiles que transforma cualquier fracción desde gasóleo atmosférico (crudo reducido) a aceite desasfaltado, en productos de menor peso molecular y según catalizador maximiza la producción de nafta, destilados medios o lubricantes. Hydrocracking es un proceso por el cual se podrá obtener diesel oíl, y así

iv El hydrocracking es un proceso de refinamiento con catalizador bifuncional (dual) que utiliza carga de aceite pesado pesado agregándole hidrógeno, mientras mientras quita las impurezas y craquea a un rango rango de ebullición deseado. deseado. El Hydrocracking requiere la conversión de una variedad de tipos de moléculas y se carácteriza por el hecho de que sus productos son significativamente de menor peso molecular que la carga. Las reacciones de hydrocracking ocurren bajo alta presión parcial de hidrógeno y en la presencia de un catalizador dual, hidrogenación y craqueo. El exceso de hidrogeno hidrogeno inhibe la formación formación de residuos pesados por reacción de de los productos de craqueo e incrementa el rendimiento de destilados; la producción neta es mezcla de parafinas, naftenos y aromáticos. También se demuestra que el modo de operación de una sola etapa con reciclo, es la estructura con un grado de conversión del 97-98 % y además es la estructura mas económica cuando la planta de hydrocracking es de baja capacidad. Existen varias empresas que manejan la tecnología hydrocracking, como se muestra en la siguiente tabla:

PROCESO HYDROCRACKING

COMPAÑÍA Axens

v de diesel oíl, volumen que fue importado al país y que representó un 31,2 % de la demanda nacional. Por otro lado, se elaboró un modelo económico para la proyección de la demanda del 2007-2020. Con la aplicación de la regresión múltiple y el software Eviews5, se obtuvo una función de demanda de Diesel oil cuyas variables independientes son el PIB y WTI. Los resultados obtenidos muestran claramente un crecimiento del consumo del diesel oíl en Bolivia con un promedio anual del 4% aproximadamente. En el estudio de ingeniería basica se realizo la selección de la tecnología y se determinaron sus principales características. La tecnología escogida es UNICRACKING de la UOP, que tiene un 94% de rendimiento en volumen de Diesel Oíl; por tanto con esta tecnología se podrá producir 3 452,78 Bbl/día de diesel oíl. También se determino la localización de la planta hydrocracking, cuya ubicación macro será en la refinería Gualberto Villarroel, dado que existe áreas disponibles para su instalación, y además la materia prima para la planta hydrocracking en su mayoría proviene de esta refinería. Por otra parte la micro localización de la planta es el área aledaña a la zona de tanques y al flare de la

vi corresponde a costos por servicios, 17% costos de depreciación de activo fijo, seguro, mantenimiento y gastos generales El valor actual neto (VAN) del proyecto es de 24,53 y 49,71 millones de dólares en un horizonte de 10 años y para una tasa de descuento de 8% para una planta de 5 000 y 4 000 BPD respectivamente. Si tomamos en cuenta el VAN la planta de 4 000 BPD es mas recomendable económicamente que la de 5 000 BPD. La Tasa Interna de Retorno (TIR) del proyecto es de 16,79 % y 28,46 % en un horizonte de 10 años y para una tasa de descuento de 8% para una planta de 5 000 y 4 000 BPD respectivamente. Si tomamos en cuenta el TIR la planta de 4 000 BPD es mas recomendable económicamente y que la de 5 000 BPD. También se consideró en el análisis económico el periodo de repago que para la planta de 5 000 BPD tiene un tiempo de 5 años. Mientras la planta de 4 000 BPD tiene un tiempo de repago de 3 Años. Si se toma en cuenta la relación Costo/Beneficio, los valores para el proyecto son 1,33 y 1,47 para 5 000 y 4 000 BPD respectivamente; si se considera este factor las dos capacidades son económicamente recomendables.

vii

INDICE GENERAL Dedicatoria…………………………………………………………………………….i Agradecimientos……………………………………………………………….…......ii Resumen Ejecutivo…………………… …………………………………………...iii Indice General……………………………………………………………………….vii Indice de Figuras…………………………………………………………...………..xii Indice de Tablas………………………………………………………...……...…...xiv Glosario ………………………………………………………………...………...xvii CAPITULO 1 ............................................................................................................... 1 INTRODUCCION ....................................................................................................... 1 1.1 ANTECEDENTES....................................................................................... 1 1.2 PRESENTACION DEL PROBLEMA Y SELECCION DEL TEMA DE PROYECTO DE GRADO ....................................................................................... 3 1.3 OBJETIVOS DEL ESTUDIO ..................................................................... 7 1.3.1 Objetivo General .......................................................................................... 7 1.3.2 Objetivos Específicos ................................................................................... 7 1.4 DELIMITACION Y ALCANCE DEL PROYECTO .................................. 8 1.5 JUSTIFICACION DEL ESTUDIO ............................................................. 8 1.6 METODOLOGIA ...................................................................................... 10 CAPITULO 2 ............................................................................................................. 12 MARCO TEORICO ................................................................................................... 12 2.1 INTRODUCCION ..................................................................................... 12 2.2 CARACTERISTICAS TECNICAS DEL DIESEL OIL ........................... 12 2.2.1 Propiedades Fisicoquímicas del Diesel Oíl ............................................ 13 2.2.1.1 Viscosidad ...................................................................................... 13 2.2.1.2 Punto de Inflamación ..................................................................... 13 2.2.1.3 Contenido de Azufre y Corrosión en Lámina de Cobre 14

viii 2.3.1 Propiedades Fisicoquímicas del Crudo Reducido .................................. 25 2.4 EVALUACION DE MERCADO DE DIESEL OIL ................................. 26 2.4.1 Regresión Múltiple ................................................................................. 26 2.4.1.1 Estimaciones por Mínimos Cuadrados .......................................... 28 2.4.1.2 Aplicaciones de la Regresión Múltiple .......................................... 29 2.4.1.3 Requisitos y Limitaciones .............................................................. 30 2.4.1.4 Medidas de Bondad del Ajuste ...................................................... 32 2.4.1.5 Prueba de Raíz Unitaria ................................................................. 33 2.5 PROCESO DEL HYDROCRACKING ..................................................... 35 2.5.1 Reacciones del Hydrocraking ................................................................ 40 2.5.2 Reacciones de Tratamiento ................................................................... 43 2.5.2.1 Desulfurización .............................................................................. 44 2.5.2.2 Desnitrificación .............................................................................. 44 2.5.3 Reacciones de Craqueo .......................................................................... 45 2.5.3.1 Hidrogenación de Olefinas ............................................................. 50 2.5.3.2 Saturación de Aromáticos .............................................................. 50 2.5.3.3 Hydrocracking de Largas Moléculas ............................................. 51 2.5.4 Especificaciones de la Carga.................................................................. 51 2.5.4.1 Carga de Nitrógeno ........................................................................ 52 2.5.4.2 Rango de Destilación de la Carga .................................................. 53 2.5.4.3 Asfáltenos........................................................................................... 53 2.5.4.4 Metales ...............................................................................................53 2.5.4.5 Cloruros.............................................................................................. 54 2.5.4.6 Oxigeno .............................................................................................. 54 2.5.5 Propósito y Principios del Hydrocracking ............................................. 54 2.5.6 Configuración de Proceso ...................................................................... 57 2.5.6.1 Operación de una sola etapa........................................................... 58 2.5.6.2 Operación en Dos Etapas ............................................................... 60 2.5.7 Variables del Proceso de Hydrocracking ............................................... 61 2.5.7.1 Temperatura del Catalizador ............ ................ 61

ix 2.5.9.2 ISOCRACKING CHEVRON LUMMUS GLOBAL LLC ............ 79 2.5.9.3 LC-FINING-CHEVRON LUMMUS GLOBAL LLC ................... 82 2.5.9.4 HYDROCRACKING EXXONMOBIL RESEARCH AND ENGINEERING CO. ..................................................................................... 85 2.5.9.5 HALDOR TOPSOE-ULTRACRACKING ................................... 88 2.5.9.6 SHELL GLOBAL SOLUTIONS INTERNATIONAL B.V. ......... 90 2.5.9.7 UNICRACKING............................................................................ 92 2.5.9.8 HYDROCRACKING RESIDUO - HYDROCARBON TECHNOLOGIES, INC. ............................................................................... 94 2.6 EVALUACION FINANCIERA DEL PROYECTO ................................. 99 2.6.1 Valor Actual Neto (VAN). ..................................................................... 99 2.6.2 Tasa Interna de Retorno (TIR). ............................................................ 100 2.6.3 Relación Beneficio – Costo (B/C). ...................................................... 100 2.7 PROYECCION DEL PRECIO INTERNACIONAL DEL PETROLEO 101 2.7.1 Factores Determinantes en la Variación de Precios ............................. 102 2.7.2 Factores Coyunturales en la Variación de los Precios ......................... 105 2.7.3 Calculo de Precio Internacional ........................................................... 106 2.8 METODOLOGIA DE CALCULO DE LOS PRECIOS DE LOS PRODUCTOS REGULADOS ............................................................................. 107 2.8.1 Marco General del Cálculo de Precios de Acuerdo al DS 24914 ........ 107 2.8.2 Metodología Actual .............................................................................. 111 2.8.2.1 Marco General del Calculo de Precios Metodología Vigente ...... 111 CAPITULO 3 ........................................................................................................... 115 ESTUDIO DE MERCADO ..................................................................................... 115 3.1 INTRODUCCION ......................................................................................... 115 3.2 PRODUCCION DE LAS REFINERIAS DE BOLIVIA ......................... 115 3.2.1 Volúmenes de Petróleo Crudo Elaborados en las Refinerías de Bolivia. 115 3.2.2 Producción de Productos Refinados de Petróleo por Refinería ............... 117 3.3 PRECIOS DEL DIESEL OIL EN EL MERCADO BOLIVIANO Y

x 4.3.1.2 Esquema de Flujo de Una Sola Fase ............................................ 154 4.3.1.2.1 Efluente de Refrigeración ....................................................... 157 4.3.1.2.2 Inyección de Agua y Polisulfito ............................................. 158 4.3.1.2.3 Separador de Alta Presión ...................................................... 158 4.3.1.2.4 Separador de Baja-Temperatura ............................................. 158 4.3.1.2.5 Absorbedor de Gas de Reciclo ............................................... 159 4.3.1.2.6 Compresor del Gas de Reciclo ............................................... 160 4.3.1.2.7 Sección de Destilación ........................................................... 160 4.3.1.3 Condiciones de Operación ........................................................... 163 4.4 UBICACION DE LA PLANTA DE HYDROCRACKING .................... 166 4.4.1 Macrolocalizacion ................................................................................ 166 4.4.1.1 Refinería Guillermo Elder ............................................................ 166 4.4.1.2 Refinería Guillermo Villarroel ..................................................... 166 4.4.1.2.1 Ubicación................................................................................ 167 4.4.1.2.2 Características de la Región ................................................... 168 4.4.1.2.3 Población ................................................................................ 169 4.4.1.2.5 Servicios Técnicos .................................................................. 173 4.4.2 Micro localización ................................................................................ 175 4.4.2.1 Primera Opción Localización Planta Hydrocracking................... 175 4.4.2.2 Segunda Opción Localización Planta Hydrocracking.................. 177 4.4.3 Selección de Ubicación de la Planta Hydrocracking ........................... 179 4.5 ORGANIGRAMA ................................................................................... 179 4.6 PLAN DE HIGIENE Y SEGURIDAD INDUSTRIAL ........................... 181 4.6.1 Planta de Hydrocracking ...................................................................... 181 4.6.1.1 Calidad del Aire en el Área de Trabajo ........................................ 181 4.6.1.2 Ruido en el Área de Trabajo ........................................................ 181 4.6.1.3 Trabajo en Áreas Confinadas ....................................................... 182 4.6.1.4 Manipulación y Almacenamiento de Materiales Peligrosos ........ 182 4.6.1.5 Salud Ocupacional ....................................................................... 182 4.6.1.6 Seguridad Industrial ..................................................................... 183

xi 5.3.2.4 Resumen de Costos de Operación ................................................ 196 5.4 DETERMINACION DE LOS INGRESOS POR VENTAS DE PRODUCTOS ...................................................................................................... 199 5.5 ANALISIS DEL FLUJO DE FONDOS .................................................. 201 5.6 CALCULO DE LOS INDICADORES FINANCIEROS DEL PROYECTO 206 5.6.1 Valor Actual Neto (VAN). ................................................................... 206 5.6.2 Tasa Interna de Retorno (TIR). ............................................................ 207 5.6.3 Relación Beneficio – Costo (B/C). ...................................................... 207 5.6.4 Periodo de Repago ............................................................................... 208 5.7 ANALISIS DE SENSIBILIDAD DEL PROYECTO .............................. 209 5.8 ANALISIS DE LA INSTALACION Y NO INSTALACION DE LA PLANTA HYDROCRACKING .......................................................................... 211 CAPITULO 6 ........................................................................................................... 215 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 215 6.1 CONCLUSIONES ................................................................................... 215 6.2 RECOMENDACIONES .......................................................................... 218 ANEXO A ................................................................................................................ 221 PRODUCCION CARBURANTES EN LA REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL ......................................................................................................... 221 PLANILLA DEL MES DE JULIO 2007 CARBURANTES .............................. 222 PLANILLA HISTORIAL CARBURANTES 2003 HASTA JULIO 2007 ......... 227 PLANILLA EXCEDENTES DE LUBRICANTES JULIO 2007 ....................... 234 PLANILLA DE EXCEDENTES DE LUBRICANTES DEL 2003 A JULIO 2007 .............................................................................................................................. 239 ANEXO B ................................................................................................................ 248 ANALISIS QUIMICOS DE LABORATORIO ....................................................... 248 ANEXO C ................................................................................................................ 252 PLANO LOCALIZACION PLANTA HYDROCRACKING ............................. 253 ANEXO D .............................. ......................... 254

xii

Lista de Figuras Figura N° 1-1: Demanda, Producción e Importación de Diesel en Bolivia. ................ 6 Figura N°2-1: Diagrama de Flujo de la Planta Carburantes ...................................... 24 Figura Nº 2-2: Esquema de Refinería que Muestra la Posición Relativa de la Unidad de Hydrocracking. ...................................................................................................... 37 Figura Nº 2-3: Relación Atómica Hidrógeno/Carbono atómicas para Varios Tipos de Carga .......................................................................................................................... 38 Figura Nº 2-4: Rendimiento de los Productos de Hydrocracking para Varios Tipos de Carga .......................................................................................................................... 39 Figura Nº 2-5: Mecanismo del Hydrocracking ......................................................... 40 Figura Nº 2-6: Reacciones Típicas del Hydrocracking .............................................. 42 Figura Nº 2-7: Reacción de Desulfurización”............................................................ 44 Figura Nº 2-8: Reacciones de Desnitrificación” ........................................................ 45 Figura Nº 2-9: Mecanismo del Hydrocracking de n-Parafinas ................................. 47 Figura Nº 2-10: Las Posibles Sendas del Multi-anillo Aromático ............................ 49 Figura Nº2-11: Formación de HPNA ......................................................................... 49 Figura Nº 2-12: Reacciones de Hidrogenación de Olefinas ...................................... 50 Figura Nº2-13: Reacción de Saturación de Aromáticos............................................. 50 Figura Nº 2-14: Reacción de Hydrocracking ............................................................. 51 Figura Nº 2-15: Operación del Hydrocracker, Modo a Una Etapa sin Reciclo ........ 57 y con Reciclo Parcial.................................................................................................. 57 Figura Nº2-16: Proceso Hydrocracking a dos etapas. ................................................ 58 Figura Nº2-17: Hydrocracking de una etapa con reciclo ........................................... 59 Figura Nº2-18: Ejemplo de Calculo del Peso de la Temperatura Promedio del Reactor. ...................................................................................................................... 63 Figura Nº 2-19: Función del Catalizador ................................................................... 72 Figura Nº 2-20: Sitio Acido Silica-Alúmina .............................................................. 75

xiii Figura N° 3-2: Derivados Refinería Gualberto Villarroel. ...................................... 118 Figura N°3-3: Derivados Refinería Guillermo Elder Bell. ...................................... 119 Figura N°3-4: Derivados Refinería Oro Negro. ....................................................... 120 Figura N°3-5: Derivados Refinería Parapetí. ........................................................... 121 Figura N°3-7: Total Derivados Refinería................................................................. 123 Figura N°3-8: Comparación de Precios Finales con Países de Latinoamérica ........ 124 Productos Derivados del Petróleo a Diciembre de 2005. ......................................... 124 Figura N°3-9: Proyección del Consumo de Diesel Oíl ............................................ 132 Figura N°3-10: Consumo Real vs Consumo Proyectado de Diesel Oíl ................... 133 Figura N°4-1: Rendimiento del Crudo Promedio Mensual ..................................... 137 Figura N°4-2: Rendimiento del Crudo según °API ................................................. 138 Figura N°4-3: Rendimiento Actual de la Unidad de Crudo ..................................... 139 Figura N°4-4: Excedentes de la Planta Lubricantes. ................................................ 142 Figura N°4-5: Rendimiento Unidad de Crudo Santa Cruz. ..................................... 145 Figura N°4-6: Diagrama de Flujo UNICRACKING. .............................................. 151 Figura N°4-7: Destilador Hydrocracker (sección del reactor). K.O. = que deja. .... 156 Figura N°4-8: Destilador Hydrocracker (la sección de la destilación). ................... 162 Figura N°4-9: Selectividad de los Catalizadores de la UOP. ................................... 165 Figura N°4-10: Población Colindante a Refinería Gualberto Villarroel. ................. 171 Figura N°4-11: Cantidad de Personas ...................................................................... 172 Figura N°4-12: Primera Opción de Localización Planta Hydrocracking Vista 1 ... 176 Figura N°4-13: Primera Opción de Localización Planta Hydrocracking Vista 2 ... 176 Figura N°4-14: Segunda Opción de Localización Planta Hydrocracking Vista 1 .. 177 Figura N°4-15: Segunda Opción de Localización Planta Hydrocracking Vista 2 .. 178 Figura N°4-16: Segunda Opción de Localización Planta Hydrocracking Vista 3 .. 178 Figura N°4-17: Organigrama Planta Hydrocracking. .............................................. 180 Figura N°5-1: Diagrama de los Escenarios del Análisis de Sensibilidad. ............... 209 Figura N°5-2: VAN (MM$us) vs. Varaciones del Precio ........................................ 211 Figura N°5-3: TIR (%) vs. Variaciones del Precio. ................................................. 211

xiv

Lista de Tablas Tabla N°1-1: Clasificación de Crudos según Densidad y Grados API ........................ 3 Tabla N° 1-2: Características del Crudo Típico Boliviano .......................................... 4 Tabla N°1-3: Datos Históricos del Consumo, Producción e Importación de Diesel Oíl en Bolivia [Mm3/año]................................................................................................... 5 Tabla N°1-4: Costo de Subsidiar Derivados de Petróleo (En MM de $us.) ................ 9 Tabla Nº 1-5: Metodología ........................................................................................ 10 Tabla N°2-1: Especificaciones Técnicas del Diesel Oíl. ........................................... 21 Tabla Nº 2-2: Análisis de Laboratorio de Crudo Reducido Cochabamba ................. 25 Tabla Nº2-3: Tipo de Carga y Productos del Proceso Hydrocracking....................... 36 Tabla Nº2-4: Tipos de Crudo en el Mundo ................................................................ 39 Tabla Nº 2-5: Termodinámica de las Principales Reacciones en Hydrocracking ..... 48 Tabla Nº 2-6: Comparación del Hydrotreating, Hydrocracking ............................... 55 y Mild Hydrocracking ................................................................................................ 55 Tabla Nº 2-7: Hydrocracking en pocas palabras ....................................................... 56 Tabla Nº 2-8: Procesos de Hydrocracking Disponible para Licencia ....................... 77 Tabla Nº2-9: Calidad de Productos. ........................................................................... 78 Tabla Nº 2-10: Rendimientos Isocracking. ................................................................ 81 Tabla Nº 2-11: Rendimiento en % Volumen ISOCRACKING. ................................ 81 Tabla Nº 2-12: Calidad del Producto ISOCRACKING. ............................................ 82 Tabla Nº 2-13: Condiciones de Operación LC-Fining. ............................................. 84 Tabla Nº 2-14: Tipo de Carga de LC-Fining. ............................................................ 84 Tabla Nº 2-15: Rendimiento en % Volumen de LC-Fining. ...................................... 84 Tabla Nº 2-16: Inversión Estimada (Costa Golfo, US 2000). .................................... 85 Tabla Nº2-17: Condiciones de Operación MPHC. .................................................... 87 Tabla Nº 2-18: Rendimientos de MPHC. ................................................................... 87

xv Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. [5] ..................................................... 125 Tabla N°3-11: Demanda de Diesel Oíl de Bolivia. .................................................. 126 Tabla N° 3-12: Comercialización de Diesel Oíl Refinado Gestión 1999-2007 en Bbl/día. ..................................................................................................................... 127 Tabla N° 3-13: Comercialización de Diesel Oíl Importado Gestión 2001-2007 en Bbl/día. ..................................................................................................................... 127 Tabla N°3-14: Datos Históricos Consumo Diesel, PIB, Tasa de Cambio y WTI.... 129 Tabla N°3-15: Tasa de Crecimiento de las Variables Independientes del Modelo.. 130 Tabla N°3-15: Tasa de Crecimiento de las Variables Independientes del Modelo Proyectadas .............................................................................................................. 131 Tabla N°3-16: Proyección del Consumo de Diesel Oíl 2007-2020. ........................ 132 Tabla N°4-1: Historial de la Unidad de Crudo Planta Carburantes Cochabamba ... 140 Tabla N°4-2: Excedentes Planta Lubricantes Promedio Mensual Julio 2007 ......... 143 Tabla N°4-3: Historial Planta Lubricantes Cochabamba ......................................... 144 Tabla N°4-4: Rendimiento de la Planta Carburantes Santa Cruz de Junio 2007. .... 145 Tabla N°4-5: Historial del Crudo Reducido de Santa Cruz. .................................... 146 Tabla N°4-6: Promedio Anual de Crudo Reducido Santa Cruz............................... 146 Tabla N°4-7: Características del Crudo Reducido Cochabamba. ............................ 147 Tabla N°4-8: Características del Crudo Reducido Santa Cruz. ............................... 147 Tabla N° 4-9: Características del Crudo B. .............................................................. 148 Tabla N°4-10: Características del Gas oíl. ............................................................... 148 Tabla N°4-11: Características del Corte Lateral ...................................................... 148 Tabla N°4-12: Características del Carga PDA. ........................................................ 149 Tabla N° 4-13: Características del Crudo Reconstituido. ........................................ 149 Tabla N° 4-14: Características de Excedentes de Lubricantes. ............................... 149 Tabla N°4-15: Volumen y Características de la Carga a Hydrocracking. ............... 150 Tabla N°4-16: Composición de los Excedentes de Lubricantes. ............................. 150 Tabla N° 4-17: Propiedades Físicas del Catalizador DHC-39. ................................ 153 Tabla N°4-18: Propiedades de las Aminas .............................................................. 159 Tabla N°4-19: Condiciones de operación del Hydrocracker ................................... 163

xvi Tabla N°5-6: Resumen de Costos para la Planta de 5 000 BPD .............................. 190 Tabla N°5-8: Costos de Operación en Servicios...................................................... ...................................................... 191 Tabla N°5-9: Calculo del Costo del Personal. (Continuación) ................................ ................................ 192 Tabla N°5-10: Resumen de Costos para la Planta de 4 000 BPD ............................ 192 Tabla N°5-11: Servicio a la Deuda D euda ($Us/Año) Opción 1 ........................................ 194 Tabla N°5-12: Servicio a la Deuda D euda ($Us/Año) Opción 2. ....................................... 196 Tabla N°5-13: Calculo de Costos Fijos de la Planta Hydrocracking ....................... 197 Tabla N°5-14: Calculo de Costos Variables de la Planta Hydrocracking. ............... 198 Tabla N°5-16: Volumen de Producción del proceso UNICRACKING. ................. 199 Tabla N°5-17: Planilla de Precios Ex – Refinería de los Derivados de Petróleo Regulados. ........................................................... ........................................................................................ ..................................................... ........................ 200 Tabla N°5-18: Ingresos por Venta V enta de Productos Planta de Hydrocracking. ............ 200 Tabla N°5-19: Flujo de Fondos Antes de Impuestos para 5 000 BPD. ................... 201 Tabla N°5-20: Flujo de Fondos Antes de Impuestos para 4 000 BPD. ................... 201 Tabla N°5-21: Flujo de Fondos Con Pago de Impuestos para 5 000 BPD en MM$us ....................................................... ..................................................................................... ............................................................ ............................................. ............... 202 Tabla N°5-22: Flujo de Fondos Con Pago de Impuestos para 4 000 BPD en MM$us. ....................................................... ..................................................................................... ............................................................ ............................................. ............... 202 Tabla N°5-23: Flujo de Fondos Neto para 5 000 BPD en MM$us. ......................... 203 Tabla N°5-24: Flujo de Fondos Neto para 4 000 BPD en MM$us. ......................... 203 Tabla N°5-25: Flujo de Fondos con Base Efectivo para el Proyecto (Millones $us) Planta de 5 000 BPD ........................................................ ........................................................................................ ........................................ ........ 204 Tabla N°5-26: Flujo de Fondos con Base Efectivo para el Proyecto (Millones $us) Planta de 4 000 BPD ........................................................ ........................................................................................ ........................................ ........ 205 Tabla N°5-27: Flujo Efectivo Acumulado A cumulado para Planta P lanta de 5 000 BPD..................... 208 Tabla N°5-28: Flujo F lujo Efectivo Acumulado A cumulado para Planta de 4 000 BPD ..................... 209 En las Tabla N°5-29 y las Figura N°5-2 y Figura N°5-3 se puede observar el análisis de sensibilidad del proyecto. ................................... ................................................................ ................................................. .................... 210 Tabla N°5-29: Sensibilidad del Proyecto. ........................................................... ................................................................ ..... 210 Tabla N°5-30: Demanda, Producción e Importación de Diesel Oíl [Bbl/día] en

xvii

GLOSARIO ESPAÑOL INGLES

SIGNIFICADO

AAI

Autorización Ambiental Integrada

BPD

Barriles por día

CCR CEFIC COV COVNM

CCR Reformado Catalítico Continuo Conseil Europeen de I ' Industrie Chinique VOC Componentes Orgánicos Volátiles NMVOC Componentes Orgánicos Volátiles diferentes a Metano Cut back Asfalto fluidificado

DEA

Dietanolamina

DIPA

Diisopropanolamina

FCC FOE

FCC Craqueo Catalítico en Lecho Fluido Fuel Oíl equivalente

Floculador

DAF Disolved Air Flotation

Floculador

AAF Induced Air Flotation

GLP

LPG Gas Licuado de Petróleo

GOLV

Gasóleo ligero de Vacío

GOPV

Gasóleo Pesado de vacío

GOV

Gasóleo de Vacío (genérico)

xviii

ESPAÑOL INGLES RSNC

SIGNIFICADO

SNCR Reducción Selectiva No Catalítica

Separador

CPI

Separador de Hidrocarburos por gravedad en planta TAR

Separador

PPI


Separador

API


TAA

WWS Tratamiento Aguas Acidas

TAR

WWT Tratamiento Aguas Residuales

tpm UTGC

Toneladas de peso muerto (en buques) Unidad de Tratamiento para el gas de cola

xix

Capítulo 1: Introducción

CAPITULO 1 INTRODUCCION 1.1 ANTECEDENTES En la actualidad el desarrollo del sector hidrocarburífero esta limitado por el uso ineficiente de los recursos energéticos disponibles, que se manifiesta en que las reservas de petróleo y gas no son utilizadas en todo su potencial. potencial. Como por ejemplo; el proceso de refinación del petróleo sólo se realiza para el abastecimiento del mercado interno (diesel, gasolina, GLP, jet fuel); no se generan productos de mayor valor agregado, la comercialización de gas natural es en estado primario [1]. En cumplimiento del Art. 23 de la Ley N° 3058 de Hidrocarburos del país promulgada el 17 de mayo del 2005, es la Gerencia de industrialización (GID) de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) quien tiene como misión el


Producto de esta situación, el país puede enfrentar a corto plazo, problemas de provisión de carburantes y a sectores importantes de la economía como el agro y el transporte. Esto se contradice con las condiciones de exportador de hidrocarburos (en especial de gas y autoabastecido de crudo). Las potencialidades que tiene Bolivia, en esta área son: •

Presencia en su territorio de áreas con gran potencial hidrocarburífero.

•

Una ubicación estratégica que le permite convertirse

en el centro

energético de la región. Además, Bolivia tiene reservas de petróleo/condensado por 465 millones de barriles probadas y 391 probables; gas natural de 26,7 trillones de pies cúbicos (TCF) probadas (enero 2005), y probables 22 TCF. Convirtiéndose en el segundo país en Sudamérica con mayores reservas de gas, después de Venezuela. En aplicación de la Ley 3058 y Decreto Supremo 28701, el estado boliviano propuso las siguientes políticas que son: la recuperación de la propiedad de sus recursos hidrocarburíferos y el fortalecimiento de YPFB, la apropiación y uso de los excedentes económicos, la producción e industrialización, y la captación de nuevos mercados [1].


El presente proyecto está orientado a elaborar una propuesta para que YPFB Refinación SA incremente la producción de diesel oil y asi reducir la dependencia externa.

1.2 PRESENTACION DEL PROBLEMA Y SELECCION DEL TEMA DE PROYECTO DE GRADO El petróleo y el gas natural siguen siendo en la actualidad las principales fuentes de energía disponibles, manejables, y mejor adaptadas al empleo de toda clase de vehículos en Bolivia. La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad API (Instituto Americano de Petróleo), que diferencia las calidades del crudo, como se puede observar a continuación en la Tabla N°1-1.

Tabla N°1-1: Clasificación de Crudos según Densidad y Grados API Aceite Crudo Densidad [g/cm3] Densidad grados API Extra pesado >1,0 10,0 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


Tabla N° 1-2: Características del Crudo Típico Boliviano Densidad API a 60ºF 50,5 Gravedad Especifica a 60ºF 0,7775 Tensión de Vapor Reíd psi 4,85 Punto de escurrimiento ºF Infla +15 Color Visual Café Claro Color Saybolt Inf.A-16 Apariencia Cristalina Viscosidad SSU a 100 ºF 30,0 Agua y sedimentos Vol. % 0,05 Corrosión a la lamina de Cu 1–b Contenido de Cenizas % Peso 0,0 Residuos carbonosos % Peso -.Contenido de gasolina Vol. % 26,7 Contenido de Kerosene Vol. % 49,3 Contenido de Diesel Vol. % 16,7 Recup. Hasta Punto Final Vol.% 6,0 Residuos Finales o Fondo Vol. % 1,3 Pérdidas de Livianos o GLP Vol.% 0,0 Fuente: ConTechs Associates [7]

La producción de diesel oíl por parte de las refinerías no abastece la demanda del mercado interno. Como consecuencia de estas características del crudo boliviano, la producción de diesel oíl en Bolivia no abastece la demanda; por lo que se debe recurrir a la importación de este combustible


Tabla N°1-3: Datos Históricos del Consumo, Producción e Importación de Diesel Oíl en Bolivia [Mm 3 /año]. Año 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Producción 410,15 417,85 455,79 427,22 474,39 498,89 475,67 521,12 437,52 469,53 520,35 566,06 710,76 700,33 795,94

Demanda 415,00 527,56 578,64 627,84 597,52 973,45 792,69 797,88 751,21 826,33 774,95 886,36 951,10 1 052,63 1 157,36

Importación 4,84 109,71 122,85 200,62 123,13 474,56 317,03 276,76 313,69 356,80 254,60 320,31 240,34 352,29 361,43

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos [5]

Las principales causas para el incremento de la demanda de diesel oíl debido al [2]:

Capítulo 1: ntroducció


Ante el inminente crecimiento anual del mercado nacional, es importante dar una solución para poder satisfacer está demanda interna, sin recurrir a la importación de este combustible. Por esta razón, el presente estudio propone añadir un nuevo proceso a las refinerías para incrementar la producción de diesel oíl. A este proceso se lo denomina hydrocracking es uno de los procesos más versátiles que transforman cualquier fracción desde gasóleo atmosférico a aceite desasfaltado, en productos de menor peso molecular, según catalizador maximiza la producción de nafta, destilados medios o lubricantes. La principal alimentación del hydrocracking es gasóleo o crudo reducido de la torre de destilación atmosférica, el cual posee los hidrocarburos más pesados del proceso de refino. Hydrocracking es un proceso por el cual se podrá obtener diesel oíl, y así incrementar la producción de este combustible en las refinerías de Bolivia, de esta manera el gobierno reducirá la importación de diesel y se incrementara el rendimiento del petróleo.

1.3 OBJETIVOS DEL ESTUDIO


•

Revisar el marco regulatorio aplicado al diesel oíl.

•

Desarrollar un modelo económico para un análisis prospectivo del mercado de diesel oil.

•

Determinar la oferta disponible de materia prima

•

Determinar la capacidad de la planta.

•

Identificar la tecnología más apropiada para el hydrocracking.

•

Identificar equipos principales de la planta.

•

Obtener las condiciones de operación de la planta.

•

Estimar el rendimiento de la planta.

•

Determinar la ubicación de la planta

•

Estudio de Organización

•

Plan de Higiene y seguridad industrial

•

Evaluación ambiental

•

Realizar una evaluación financiera.

1.4 DELIMITACION Y ALCANCE DEL PROYECTO El proyecto pretende realizar la evaluación técnica financiera de una planta de hydrocracking a nivel de prefactibilidad y estudio prospectivo del mercado interno de


Los subsidios a los hidrocarburos tienden a generar el crecimiento de la demanda de productos más baratos como el diesel oíl que Bolivia debe importar en perjuicio del consumo de otros energéticos que el país produce en abundancia como la gasolina o el gas. Por otra parte, el subsidio provoca también casos de contrabando con lo cual Bolivia termina subvencionando también el consumo interno de poblaciones fronterizas de países vecinos. En la Tabla N° 1-4 se puede observar el costo de subsidiar hidrocarburos que son importados por el estado, para satisfacer la creciente demanda del mercado interno.

Tabla N°1-4: Costo de Subsidiar Derivados de Petróleo (En MM de $us.) 2000 2001 2002 2003 Productos EJEC EJEC EJEC EJEC Gasolina Especial 4,47 3,85 0 0 Diesel Nacional 7,3 4,04 0 0 11,76 7,9 0 0 Sub. Total Diesel Oíl Import.1/ 6,8 0 0 0 Diesel Oíl PD2/ 0 0 0 6,33 GLP 22,76 25,24 17,27 43,53 Total Subsidios

2004 2005 2006 3/ EJEC EJEC EJEC 0 0 0 0 0 0 0 0 0 14,15 74,2 99,81 11,91 0 0 28,73 20,23 17,46

41,32 33,14 17,27 49,86 54,79 94,43 117,27

1/ Para la gestión 2001, se aprobó el DS. 26028 de 22/12/00 donde se establece un mecanismo de ajuste para la tasa del IEHD, de manera de no generar deuda. Posteriormente, el DS.26225 del


vez mejora la calidad del diesel, minimizando los efectos de este combustible en el medio ambiente. Con la introducción de este proceso en el refino de petróleo, se reducirá la importación de diesel, y en consecuencia se evitara el gasto de fondos del estado que podrían ser utilizados en la industrialización del gas, en salud o educación. Pero sino se resuelve internamente el problema del abastecimiento de diesel, el gobierno seguirá perdiendo fondos para el abastecimiento del mercado interno y del mercado de los países vecinos a consecuencia del contrabando de este combustible por la subvención, que existe en Bolivia.

1.6 METODOLOGIA De acuerdo a los objetivos específicos que se quieren cumplir en el proyecto se elaboró la Tabla Nº 1-5, donde se puede observar la metodología que se aplicara.

Tabla Nº 1-5: Metodología Objetivo Específico Relevamiento de la información

Métodos Revisión de bibliográfica o o

Visita a las refinerías


Objetivo Específico

Métodos (Continuación...)

Aplicar modelos económicos de análisis

o

Revisión de la normativa legal

o

Revisión

prospectivo del mercado

bibliográfica

de

Econometría o

Revisión de datos históricos de consumo de diesel oíl

Determinar la oferta disponible de

o

Revisión de bibliográfica

materia prima

o


o

Revisión del historial de la superintendencia

de

Hidrocarburos •

Determinar la capacidad de la planta.

•

Identificar la tecnología más

o

Revisión de bibliográfica

o


o

Revisión de los sitios Web de las empresas de hydrocracking

apropiada para el hydrocracking. • •

Identificar equipos principales de

o

Selección de la tecnología

la planta.

o

Establecer

Obtener

las

condiciones

de

operación.

parámetros

de

Capítulo 2: Marco Teórico

CAPITULO 2 MARCO TEORICO 2.1 INTRODUCCION Este capitulo hace referencia a todos los conceptos necesarios para la elaboración del siguiente estudio. La parte técnica fue elaborado en base a Hydroprocessing [8], Petroleum Refining Technology and Economics [9], Refining Processes Handbook [10], Practical Advances in Petroleum Processing [11] y Hydrocarbon Processing [12]. Este capitulo también hace referencia a las características técnicas del diesel oíl (producto) y al crudo reducido (carga). Por otra parte, se abarca el análisis teórico del método de estimación del modelo que se usara para proyectar la demanda de diesel oíl

2.2 CARACTERISTICAS TECNICAS DEL DIESEL OIL


2.2.1 Propiedades Fisicoquímicas del Diesel Oíl 2.2.1.1 Viscosidad Para un óptimo desempeño de las bombas inyectoras de combustibles, este debe tener el “cuerpo” apropiado o viscosidad. Una viscosidad muy baja puede hacer necesario el mantenimiento más frecuente del sistema de inyección, mientras que una viscosidad muy alta puede causar excesiva alta presión en el sistema de inyección. Más aun, la viscosidad afecta el grado de automatización del diesel en la inyección en los cilindros. Se utilizan dos métodos para medir la viscosidad del combustible diesel, el ASTM D-88 que mide la viscosidad directamente en segundos Saybolt universal y el ASTM D-445 que mide la viscosidad cinemática en centistokes. Para usar en motores diesel de alta velocidad sujetos a frecuentes variaciones de carga y de velocidad, el rango recomendado de viscosidad cinemática es 1,4 a 2,5 centistokes a 40°C. Para motores similares con servicio que envuelvan relativamente pesada carga para el motor y velocidad uniforme, la viscosidad recomendada es 2,0 a 5,8 centistokes a 40°C, para combustibles diesel más viscosos y sus mezclas de fuel


calentado con una proporción de 10°F/minuto. Una llama de prueba es introducida en el espacio de vapor a intervalos de 30 segundos y la temperatura se informa como punto de inflamación. Las especificaciones del punto de inflamación varían con el grado del combustible diesel.

2.2.1.3 Contenido de Azufre y Corrosión en Lámina de Cobre Durante el funcionamiento del motor en forma intermitente o temperaturas bajas, la condensación de la humedad puede ser apreciable, y provocar corrosión y desgaste al motor, debido a excesivas cantidades de compuestos sulfurados en el combustible. Las especificaciones del contenido de azufre en el combustible diesel están basadas con la prueba de la lámpara ASTM D-1266. La prueba de corrosión con la tira de cobre ASTM D-130 es aplicado también en el diesel, siendo aceptables dentro de 1-2.

2.2.1.4 Punto de Fluidez


Existen distintos métodos de ensayo, para el control de las características antes detalladas. •

Punto de Enturbiamiento, ASTM D-2.500

•

Punto de Escurrimiento, ASTM D-97

•

Punto de Obstrucción de Filtro Frio (POFF).

2.2.1.5 Combustión en los Motores Diesel Es necesario tener algún conocimiento del proceso de combustión en motores diesel para el mejor entendimiento de los principales requerimientos de los combustibles. Distinto del motor a gasolina con encendido a chispa, el motor a diesel emplea ignición por compresión. A través de la acción de los pistones, solo es inyectado aire en los cilindros y comprimido. Luego, hacia el final del tiempo de compresión se inyecta el combustible con el aire comprimido y se produce la ignición por el calor de compresión. Durante la inyección el combustible de ser atomizado y mezclado con aire comprimido caliente para que se produzca el máximo de punto de ignición,


excesivamente rápido una vez que comienza la combustión, causando la indeseada subida en la presión.

2.2.1.6 Número de Cetano Se necesita un corto retardo de la ignición para evitar la operación brusca del motor. Además con un motor frio y temperatura exterior baja, el largo retardo de la ignición causa la combustión incompleta, siendo los resultados, pérdida de poder y humo en el escape. El procedimiento para medir la calidad de ignición de combustible diesel es ASTM D-613, es similar al que se usa para medir el número octano de la nafta. El cetano (N-Hexadecano) que tiene alta calidad de ignición (bajo retardo de ignición) representa 100 en la escala de números cetano. Originalmente, el alfa-metil-naftaleno era usado para el cero de la escala. Pero más recientemente, 2-2-4-4-6-8-8 heptametil-nonano (HMN) que tiene número cetano igual a 15 ha sido tomado como referencia de baja calidad, porque puede ser producido en forma muy pura. Cetano: n hexadecano C 16H34  Numero Cetano =100 Alfa-metil-nafteno: Numero Cetano = 0


cantidades, al igual que los aditivos para las gasolinas. Mejoran el NC en la fracción gasóleo, reducen el tiempo de retardo entre la inyección y la ignición del combustible. Los más comunes son los nitratos orgánicos, los peróxidos, los polisulfuros, los aldehídos, cetonas y los éteres muy volátiles.

Los nitratos presentan el problema de que son muy contaminantes. Los peróxidos son explosivos y además caros.

Es posible calcular el índice de cetano téoricamente a partir de la norma ASTM-D976. Se calcula según esta norma en función de la densidad API y el punto medio de ebullición, que responde a la siguiente fórmula:

IC  420.320.016G 0.192G·logM65.01logM  0.0001809M  Donde: IC= Índice cetano G=Gravedad API, determinado por ASTM D-1298 M=Punto medio de Ebullición [°F], determinado por ASTM D-86.

2.2.1.7 Volatilidad


2.2.1.8 Gravedad y Calor de Combustión Cuando más grande es la densidad de un combustible diesel, más alto es el contenido de calor por unidad de volumen, debido a que el combustible diesel es comprado en base a volumen. La medición común de densidad es °API, ASTM D-1298 o D-287. La relación entre °API y gravedad específica es:

141.560 131.5   ,

°

°

La gravedad de un combustible diesel influye en la elección de la refinería al hacer las mezclas para conseguir la volatilidad deseada y el número de cetanos, relativamente pocos fabricantes de motores especifican la gravedad de combustible a usarse en sus motores.

2.2.1.9 Residuo de Carbón La tendencia de un combustible diesel a formar depósitos de carbón en un motor puede ser detectado por uno de los siguientes ensayos de residuos de carbón.


2.2.1.10 Contenido de Cenizas Debido a que los inyectores de combustibles de los motores diesel están diseñados con tolerancias muy pequeñas, ellos son sensibles a cualquier material abrasivo que se halle en el combustible, tales como pequeñas partículas de material de combustible. Este método ASTM D-482, que consiste en que quemar una pequeña muestra de combustible en un crisol tapado hasta que el material no carbonizable ha sido consumido. La cantidad de residuo no quemado o cenizas, basado en el peso de la muestra no debe exceder de 0.01% a 0.02% en motores de alta velocidad pero puede ser tan alto como 0.10% con motores de baja velocidad media que operen bajo cargas constantes y a velocidad constante.

2.2.1.11 Estabilidad Como en el caso de la nafta los combustibles diesel pueden formar gomas durante el almacenamiento. Algunos tipos de goma de diesel son solubles en el mismo y solo pueden ser detectados como residuo luego que el combustible se ha evaporado. Esto puede causar taponamientos en el sistema de inyección.

Capítulo 2: Marco Teórico 2.2.1.12.1 Mejorador de la Ignición del Diesel

Se descubrió después de la segunda guerra mundial que los amil-nitratos primarios, no solo son altamente efectivos en aumentar el número de cetanos, sino que también retienen su efectividad durante el almacenamiento, no teniendo efecto adverso sobre el motor, limpieza, humo, olor. Este mejorador comercial que es una mezcla de nitratos de amil-alcoholes primarios es capaz de incrementar el número de cetano de un combustible diesel típico promedio de número cetano de 4 cuando se lo usa en concentraciones de 0.1% por volumen y número cetano de 7 con una concentración de 0.2%por volumen.

2.2.1.12.2 Mejoradores de Estabilidad

Como en el caso de las gasolinas, los combustibles pueden formar gomas durante el almacenamiento. Algunos tipos de gomas de diesel son solubles en el mismo solo pueden ser detectados como residuo luego que el combustible se ha evaporado. Esto puede causar taponamientos en el sistema de inyección. Los antioxidantes ordinarios son ineficaces de prevenir esta formación


propiedades de superficie activas protegen a los inyectores contra la herrumbre, durante periodos de inactividad del motor, y contra la corrosión en los sistemas de combustibles. Este aditivo es usado en concentraciones de 200 ppm, el kerosene es considerado como un aditivo para mejorar la calidad del diesel, al margen de aumentar el volumen en producción por la escases y por el incremento en el consumo de diesel oíl.

2.2.2 Especificación Técnica del Diesel Oíl La Tabla N°2-1, presenta las especificaciones técnicas del diesel oíl, según lo estipulado por el Decreto Supremo N°26276 y sus modificaciones, donde se pueden observar los requerimientos mínimos y máximos de este combustible, de acuerdo a la zona geográfica.

Tabla N°2-1: Especificaciones Técnicas del Diesel Oíl . ESPECIFICACION PRUEBA

ORIENTE (*) MIN.

Gravedad Específica

MAX.

METODO ASTM

OCCIDENTE MIN.

MAX.

UNIDAD

Alter. 1

Alter. 2

Alter. 3


2.2.3 Proceso de Obtención del Diesel Oíl Para describir el proceso de obtención del diesel oíl en Bolivia, se tomó en cuenta la operación de la Refinería Gualberto Villarroel que cuenta con la sección de Carburantes con una capacidad de 27 250 BPDO. En está unidad se obtienen los derivados del petróleo crudo mediante la operación de fraccionamiento, que consiste en fraccionar el crudo mediante destilación a presión atmosférica, separándose los cortes de hidrocarburos de acuerdo al punto de ebullición, logrando en determinados cortes un enriquecimiento de los componentes. Se obtienen los siguientes productos: • Naftas, • Destilado liviano, • Destilado medio, • Destilado pesado, • Crudo reducido

De los destilados mencionados, mezclados en las líneas dan origen a los siguientes productos: • Jet-Fuel, • Kerosene,


obteniéndose por destilación los cortes laterales ya mencionados. Los destilados livianos, medio y pesado son llevados a la torre Strippers, donde por inyección de vapor de agua son despojados de sus productos livianos. Por enfriamiento y mezcla en líneas dan origen a productos como: jet Fuel, Kerosene y Diesel Oíl. El producto de fondo de la torre de destilación denominado Crudo Reducido es enviado a la Planta de Lubricantes y el excedente a tanques para crudo reducido. [26] Además de la unidad de Carburantes, la Refinería Gualberto Villarroel cuenta con una planta de Lubricantes, ver en la Figura N°2-1. Los lubricantes son producidos mediante una serie de 10 procesos, pero en la unida de Destilación al vacio se produce diesel oíl.

2.2.3.2 Unidad de Destilación al vacío Sistemas I y II de la Planta de Lubricantes Esta unidad inició operaciones en octubre de 1978, con el proyecto de arranque de la planta de lubricantes. Esta unidad inició operaciones en octubre de 1978, con el proyecto de arranque de la planta de lubricantes. El objetivo de esta Unidad es el procesamiento


Figura N°2-1: Diagrama de Flujo de la Planta Carburantes Fuente: YPFB Refinación SA [26]

24


2.3 CARACTERISTICAS TECNICAS DEL CRUDO REDUCIDO (CARGA) El crudo reducido es el fondo de la Torre de Destilación Atmosférica, es la fracción más pesada del proceso de destilación, como se puede observar en la Figura N°2-1. Es la carga que se utilizará para el proceso hydrocracking, y así obtener más diesel oíl.

2.3.1 Propiedades Fisicoquímicas del Crudo Reducido Las características fisicoquímicas del crudo reducido están detalladas en la Tabla N°2-2, este análisis de laboratorio se hizo al crudo reducido que produce la Refinería Gualberto Villarroel

Tabla Nº 2-2: Análisis de Laboratorio de Crudo Reducido Cochabamba Nº 1 2 3 4

PRUEBA Gravedad API a 15,6/15,6ºC(60ºF) Gravedad a 15,6/15,6ºC(60ºF) Viscosidad cinemática a 100ºC Destilación a presiones reducidas (760mmHg) PI % Vol. 05 %Vol. 10 % vol. 20 % Vol. 30 % Vol.

METODO ASTM D 1298 ASTM D 1298 ASTM D 445 ASTM D 1160

UNIDAD RESULTADO 27,1 0,8922 cSt 10.91 ºF ºF ºF ºF ºF

460,22 608.54 665.06 738.32 788.72


2.4 EVALUACION DE MERCADO DE DIESEL OIL Para la realizar el estudio de mercado y poder elaborar el modelo para realizar la proyección de la demanda de diesel oíl en Bolivia se realizo la siguiente revisión bibliográfica de conceptos estadísticos y económicos. Esta sección fue elaborada a partir de los libros de Econometría [27] y Estadística [28]

2.4.1 Regresión Múltiple Utilizamos regresión múltiple cuando estudiamos la posible relación entre varias variables independientes (predictivas o explicativas) y otra variable dependiente (criterio, explicada, respuesta). Regresión lineal múltiple cuyo objetivo es estimar el

valor medio de ‘y’ o predecir valores particulares de ‘y’, basado en la información de k variables independientes o predictivas ‘x’. Supóngase que se desea relacionar el consumo per cápita de alimentos (y) con el precio de los alimentos (x 1) y el ingreso de los consumidores (x 2). Así se utilizarían la información obtenida a partir de ‘y, x 1, y x2’ para obtener la ecuación de predicción, que a su vez, sería utilizada para pronosticar el consumo per cápita de alimentos, según un precio determinado de los alimentos y según un ingreso de consumidores determinado.

Capítulo 2: Marco Teórico β j: es la pendiente de la relación lineal entre y x j

u j: término de error n observaciones de la forma (x i1,…, xik ,yi) x1,…,xk : variables independientes o explicativas y: variable dependiente o respuesta (a explicar) Los supuestos del modelo están dados por: I.

E (u j)=0 El

valor promedio de la perturbación es cero,

Homogeneidad 2

II.

Var( u j)=σ j Varianza de perturbaciones constante, Homoestacidad

III.

ui y u j son independientes ∀i ≠ j  Perturbaciones ui independientes entre sí

IV.

ui y x j son independientes ∀i y ∀ j

V.

u j tiene una distribución normal para todo i,  Las perturbaciones siguen distribución normal

Los cuatro primeros supuestos son necesarios para demostrar que el método de mínimos cuadrados proporciona estimadores de los parámetros del modelo insesgados y de varianza mínima dentro de la clase de estimadores lineales


Al igual que en el caso de regresión lineal simple, la media poblacional de la variable dependiente está dada por la ecuación de regresión lineal múltiple poblacional siguiente:

/,……..         .…. 

(2.2)

Los coeficientes se llaman coeficientes de regresión parcial, e indican la influencia parcial de cada variable independiente sobre ‘y’, cuando se mantiene constante la influencia de las otras variables independientes. Para estimar los parámetros del modelo (2.1) se utiliza la información de una muestra de n observaciones de las k variables independientes y de ‘y’. Se quiere encontrar la recta de regresión múltiple muestral que ajuste mejor a esos datos, y usar los coeficientes de esa ecuación como estimadores de los parámetros de la línea de regresión múltiple poblacional.

2.4.1.1 Estimaciones por Mínimos Cuadrados Las estimaciones por mínimos cuadrados se obtienen, al igual que en regresión lineal simple, minimizando la suma de los cuadrados de los errores, es decir se busca encontrar los estimadores de β0 y βi con i=1, 2, 3,….., k tal que

 ∑  ∑    

, sea mínimo.


               Donde:

                         

2.4.1.2 Aplicaciones de la Regresión Múltiple Es cierto que la regresión múltiple se utiliza para la predicción de respuestas a partir de variables explicativas. Pero no es ésta realmente la aplicación que se le


• Identificación de variables confesoras. Es un problema difícil el de su

detección, pero de interés en investigación no experimental, ya que el investigador frecuentemente no tiene control sobre las variables independientes.

2.4.1.3 Requisitos y Limitaciones Hay ciertos requerimientos necesarios para poder utilizar la técnica de regresión múltiple: • Linealidad: se supone que la variable respuesta depende linealmente de las

variables explicativas. Si la respuesta no aparenta ser lineal, debemos introducir en el modelo componentes no lineales (como incluir transformaciones no lineales de las variables independientes en el modelo). Otro tipo de respuesta no lineal es la interacción. Para ello se ha de incluir en el modelo términos de interacción, que equivalen a introducir nuevas variables explicativas que en realidad son el producto de dos o más de las independientes.


no el modelo de regresión, pero no están basadas en contrastes de hipótesis como hemos usado hasta ahora. Es la experiencia del investigador observando residuos la que le decide a usarlo o no. • Número de variables independientes : podemos estar tentados en incluir en el

modelo cualquier cosa que tengamos en una base de datos, con la esperanza de que cuantas más variables incluyamos, más posibilidades hay de que “suene la flauta”. Si nos aborda esta tentación, hemos de recordar que corremos el riesgo de cometer error tipo I. otra razón es que si esperamos ajustar unas pocas observaciones puede cambiar completamente el valor de los coeficientes del modelo. Esto se traducirá al realizar el contraste como justo todo lo contrario de lo que deseamos. Todas las variables independientes del modelo serán consideradas no significativas. Una regla que suele recomendar es la de incluir al menos 20 observaciones por cada variable independiente que estimemos a priori de interés del modelo, números inferiores nos llevaran posiblemente a no obtener conclusiones y errores tipo II. •

Colinealidad: si

dos variables independientes están estrechamente


2.4.1.4 Medidas de Bondad del Ajuste Al igual que en regresión simple aquí se necesita medidas que indiquen hasta que punto se ajusta la ecuación de regresión múltiple a los datos observados. Se presentarán el error estándar de la estimación, coeficiente de determinación correlación y de múltiple y parciales. • Error estándar de la estimación

El error estándar de la estimación para la regresión múltiple está definido por:

aciondenolexpl i c ada S  Varigrados ibertad •

Coeficiente de determinación múltiple

El coeficiente de determinación múltiple R 2 es el cociente de la variación explicada por la regresión respecto de la variación total. Se acostumbra usar como notación para este coeficiente la siguiente

/ ……..

, donde la

variable dependiente aparece antes del signo de división y las k independientes después de el.


proporcionados por la ecuación de regresión múltiple. El coeficiente R no toma valores menores que cero. •

Coeficiente de correlación parcial

El grado de asociación entre ‘y’ y una variables explicativa, eliminando el efecto lineal de todas las otras variables explicativas esta dado por el coeficiente de correlación parcial. Mide la fuerza de la relación entre ‘y’ y una sola variable independiente, considerando la cantidad en que se reduce la variación explicada al incluir esta variable en la ecuación de regresión. Esta correlación se denota por

,,,….

, donde las variables antes del punto son

aquellas cuya correlación esta midiéndose, y la o las variables después del punto son aquellas cuya influencia se mantiene constantes. Como antes esta cantidad elevada al cuadrado es el coeficiente de determinacion parcial que mide la proporción adicional de la variable no explicada en ‘y’ que esta explicada por la variable a la que no se mantiene constante. Considerando el caso en que existan 3 variables se tendría que:


Donde ut es el término de error estocástico que sigue los supuestos clásicos, a saber: tiene media cero varianza constante y esta autocorrelacionado. Un término de error con tales propiedades es conocido también como término de error de ruido

blanco. Ahora bien la resolver la regresión el coeficiente de Y t-1 es igual a 1, surge lo que se conoce como el problema de raíz unitaria, es decir una situación de no estacionariedad y se encuentra que ρ=1, entonces se dice que la variable Y t tiene una raíz unitaria. Bajo la hipótesis nula de que ρ=1, el estadístico t calculado convencionalmente como el estadístico



(tau), cuyos valores críticos han sido

tabulados por Dickey-Fuller simulciones de Montecarlo. En su forma más simple se estima la regresión con la ecuación 2.3, se divide el coeficiente ρ estimado por su



error estándar para calcular el estadístico (tau) de Dickey-Fuller y se consultan las tablas de Dickey-Fuller para ver si la hipótesis nula ρ=1 es rechazada. Sin embargo estas tablas no son totalmente adecuadas y han sido ampliadas por Mackinnon a través de simulaciones de Monte Carlo. Paquetes estadísticos como ET, Micro, TSP y Shazam, dan los valores críticos de Dickey-Fuller y de Mackinnon de estadístico DF. Si el valor absoluto calculado del estadístico



(tau), excede los valores


Si el término de error u t esta autocorrelacionado, se modifica la ecuación 2.6 de la siguiente manera: Δ

      ∑       ,    

Donde por ejemplo Δ

Δ

(2.7)

Δ

, etc.; es

decir, se utilizan términos en deferencias de rezagos. El número de términos en diferencia de rezagos que debe incluirse con diferencia se determina empriricamente, siendo la idea incluir suficientes términos, de tal manera que el término de error en 2.7 sea serialmente independiente. La hipótesis nula continua siendo que

01



, es decir que existe una raíz unitaria en Y. Cuando se aplica la prueba DF a

modelos como la ecuación 2.7 esta se llama prueba Dickey-Fuller aumentada (ADF). El estadístico de prueba ADF posee la misma distribución asintótica que el estadístico DF, de manera que pueden utilizarse los mismos valores críticos.

2.5 PROCESO DEL HYDROCRACKING Hydrocracking es un proceso de refinamiento con catalizador versátil que utiliza carga de aceite pesado agregándole hidrógeno, mientras quita las impurezas y craquea a un rango de ebullición deseado. El Hydrocracking requiere la conversión


Tabla Nº2-3: Tipo de Carga y Productos del Proceso Hydrocracking

Fuente: Practical Advances in Petroleum Processing [11].

El equilibrio del producto es de importancia mayor a cualquier refino de petróleo. Hay varias cosas que pueden hacerse, para equilibrar los productos con la demanda, pero hay relativamente pocas operaciones que ofrecen la versatilidad del hydrocracking. Algunas de las ventajas de hydrocracking son:


Separación

Conversion

Planta de Gas

C 4's

320ºF 320/450ºF

Crude Oil

Destilación Atm.

450/ 580º F

Acabado Al qu il aci on

Hydrofiner

Gasolina

Reformacion

hidrogeno

Hydrofiner

Cat Cracker

Gasoline Kerosene Diesel Oil

Hydrocracker

880/1050ºF

1050ºF

650/ 880ºF

Kerosene Destilado medio Nafta Kerosene Acei te Caliente Fuel Oil

580/650ºF

Torre de destilación Al vacío

Kerosene

Hydrocracker Hydrofiner

650ºF

Productos LPG, Fuel gas Carga petroquímica

Viscoreductor

Fuel Oil

Cat. Cracker

Livianos Nafta Kerosene

Hydrotreater

Gasoline Kerosene


Hydrocrackers se diseñan para operar a una variedad de condiciones que dependen de muchos factores como el tipo de alimento, longitud del ciclo deseado, clase de productos esperados ; pero en general operan en el siguiente rango de condiciones: velocidad espacial (LHSV) entre 0,5-2,0 h-1, circulación de H2 de 5 000 -10 000 SCFB (850-1 700 Nm3/m3), presión parcial del H2 1 500 – 2 000 psia (103-138 bar.) y temperaturas que están entre 675 y 725 ºF (357-385 ºC). La habilidad de los refinadores para enfrentarse a la renovada tendencia hacia la producción de destilados de cargas pesadas con relaciones atómicas bajas de hidrógeno/carbón (Figura N°2-3) ha creado un renovado interés en el hydrocracking. Sin las unidades requeridas de conversión, los petróleos crudos más pesados producen los rendimientos más bajos de nafta y destilado mediano. Para mantener los niveles de gasolina y los productos medios actuales se requiere, una capacidad adicional de conversión debido a las diferencias entre la cantidad de destilado producido del crudo ligero y del crudo más pesado (Figura. N°2-4).


Figura Nº 2-4: Rendimiento de los Productos de Hydrocracking para Varios Tipos de Carga Fuente: Refining Processes Handbook [10]

En la Tabla Nº 2-4 se muestra ejemplos de los tipos de crudo en el mundo.

Tabla Nº2-4: Tipos de Crudo en el Mundo Nombre del Petróleo Crudo País de Origen º API


2.5.1 Reacciones del Hydrocraking Aunque hay centenares de reacciones químicas simultáneas que ocurren en el hydrocracking, es de opinión general que el mecanismo del hydrocracking es de cracking catalítico con hidrogenación superpuesta (vea Figura. N°2-5). El craqueo catalítico es el corte de un enlace simple carbono-carbono, y la hidrogenación es la adición de hidrógeno a un doble enlace carbono-carbono.

H −

H

|

C =

|

H

H

H

H

H

H

H

|

|

|

|

|

|

H

C −

C −

C −

C −

C −

C −

CALOR Craqueo ⎯ → H − C − H ⎯ ⎯ ⎯ ⎯

H

H

H

H

H

H

H

H

H

H

|

|

C −

|

|

|

|

|

| |

H

H

H

H

H

|

|

H + C =

|

H

C −

H

|

C −

C −

H

H

|

|

H

H

|

|

H

H

H

H

H

H

|

|

H

C −

|

H

|

H

|

C −

|

H

|

C −

C −

|

H

|

C −

C −

|

H

|

C −

H 2 | | Hidrogenac ion ⎯ → H − C − C − H ⎯ ⎯ ⎯ ⎯ ⎯ ⎯ ⎯

|

H

| |

H + CALOR

Figura Nº 2-5: Mecanismo del Hydrocracking Fuente: Refining Processes Handbook [10]

Esto muestra que el craqueo y la hidrogenación son complementarios, el craqueo provee olefinas para la hidrogenación, mientras la hidrogenación mantiene el calor para


Isomerización es otro tipo de reacción que ocurre en el hydrocracking y acompaña la reacción de craqueo. Se hidrogenan los productos olefínicos formados rápidamente, así se mantiene una concentración alta de isoparafinas de alto octano y previniendo una reacción inversa para la cadena lineal de moléculas. Un punto interesante en relación al hydrocracking de estos compuestos son las cantidades relativamente pequeñas de propano y materiales livianos que producen; son comparados con los procesos de craqueo normales. El rendimiento volumétrico de productos líquidos puede ser tan alto como 125% de la carga porque los productos hidrogenados tienen un º API más alto que la carga

SATURACIÓN PARCIAL


Figura Nº 2-6: Reacciones Típicas del Hydrocracking Fuente: Refining Processes Handbook [10]

Las reacciones de hydrocracking normalmente se llevan a cabo en medio de las temperaturas del catalizador entre 550 y 750 ºF (290 a 400ºC) y a las presiones del reactor entre 1 200 y 2 000 psi (8 275 y 13 800 kPa). La circulación de grandes cantidades de hidrógeno con el flujo de carga previene la excesiva contaminación del catalizador y permite largos periodos, sin la regeneración del catalizador. También es necesaria la preparación cuidadosa de la carga para evitar el envenenamiento y prolongar la vida del catalizador por más tiempo. Frecuentemente el flujo de carga es hidrogenado para quitar el azufre y el nitrógeno que contiene, así como los metales antes de que se envíe a la primera fase del hydrocracking o, a veces, el primer reactor en el tren de reactores puede usarse para este propósito.


Aromáticos:

Cuando el hydrocracking se aplica a residuos pesados, se necesita un pretratamiento para eliminar el alto contenido de metales antes que las reacciones de hydrocracking se produzcan. La hidroconversión de residuos, de difusión muy limitada, es un tipo de hydrocracking diseñado para convertir residuo de vacío y otras corrientes pesadas de bajo valor a hidrocarburos más ligeros de mayor valor comercial. [3] Hydrocracking convierte la alimentación pesada en productos de menor peso molecular. Además quita azufre, nitrógeno y satura olefinas y aromáticos. El azufre orgánico se transforma en H2S, el nitrógeno se transforma en NH3 y los compuestos de los oxígenos (no siempre presentes) se transforman en H2O. Las reacciones de hydrocracking pueden ser clasificadas en dos categorías: deseable e indeseable. Deseable es el tratamiento, la saturación y las reacciones de craqueo. Las reacciones indeseables son contaminantes que envenenan el catalizador como ser el coque. Hay dos tipos de reacciones que tienen lugar en las unidades del hydrocracking:


manera: remoción de metales, saturación de olefinas, remoción de azufre, nitrógeno, oxígeno y halógenos. Un poco de saturación aromática también ocurre en la sección pretratamiento. Se consume el hidrógeno en todas las reacciones de tratamiento. En general, la reacción de desulfurización consume 100-150 SCFB/% peso (17-25 Nm3/m3/% peso) y la reacción de desnitrogenación consume 200-350 SCFB/% peso (34-59 Nm3/m3/% peso). Típicamente, el calor expulsado en el pre-tratamiento es aproximadamente 0,02 ºF/SCFB H2 consumido (0,002 ºC/Nm3/m3 H2).

2.5.2.1 Desulfurización El flujo de carga es desulfurizado por la hidrogenación del azufre que contiene para formar hidrocarburos y sulfito de hidrógeno (ver Figura N°2-7). El H2S está alejado del flujo al reactor que deja sólo el hidrocarburo producido. El calor de reacción para el desulfurización es aproximadamente 60 Btu/scf de hidrógeno consumido.


generalmente es muy pequeña, en el orden de unas partes por millón, y de su contribución al calor global de reacción es despreciable.

Figura Nº 2-8: Reacciones de Desnitrificación” Fuente: Practical Advances in Petroleum Processing [11]

2.5.3 Reacciones de Craqueo Las reacciones de Hydrocracking proceden a través de un mecanismo bifuncional. Un mecanismo bifuncional es uno que exige a dos tipos distintos de catalizadores para catalizar en pasos separados en la sucesión de la reacción. Estas dos funciones son la función ácida que mantiene el craqueo e isomerización, y la función metálica que promueve la formación de olefinas y la hidrogenación. La reacción de craqueo requiere calor, mientras la reacción de hidrogenación genera calor. Hay un descargo conjunto de calor, en el hydrocracking, al igual que en el tratamiento, es una función del consumo de hidrógeno (más alto consumo, más exotérmico). Generalmente, el consumo de hidrógeno en el hydrocracking (incluso en la


del ion del carbenio para formar una olefina en un sitio ácido y saturando la olefina en un sitio de metal. La Figura N°2- 9 ilustra los pasos específicos involucrados en el hydrocracking de parafinas. La reacción empieza con la generación de una olefina y la conversión de la olefina a un ion carbenio. El ion carbenio típicamente isómero para formar un ion del carbenio terciario más estable. Luego, de la reacción de craqueo ocurre un enlace, que esta a cargo del ion de carbenio. La posición es el segundo enlace de la carga iónica. Los iones de carbenio pueden reaccionar con las olefinas para transferir la forma de carga un fragmento al otro. De esta manera, la carga puede transferirse de un fragmento de hidrocarburo más pequeño a un fragmento más grande que puede acomodar bien la carga. Finalmente, la hidrogenación de la olefina completa el mecanismo. El mecanismo de hydrocracking es selectivo para craquear parafinas de número de carbonos más altos. Esta selectividad se debe en parte a un equilibrio más favorable para la formación de olefinas de número de carbono más alto. Además, la parafina grande adsorbe más fuertemente. El intermedio de ion carbenio causa isomerización extensa de los productos, sobre todo los isómeros del metilo, porque los iones del carbenio terciarios son más estables. Finalmente, la producción de C1 a C3 es baja porque la producción de estos gases livianos involucra la formación desfavorable del primero y secundario de los iones carbenio. Otras especies


Además de tratamiento e hydrocracking varias otras reacciones importantes tienen lugar en los hydrocrackers. Éstas son la saturación aromática, formación de Aromáticos Poli-Nucleares (PNA) y formación de coque. Un poco de saturación aromática ocurre en la sección de tratamiento y alguna en la sección de craqueo. La saturación aromática es la única reacción en hydrocracking que es de equilibrio limitado a las más altas temperaturas alcanzadas por los hydrocrackers hacia el extremo del ciclo de vida del catalizador. Debido a esta limitación de equilibrio, la saturación aromática completa no es posible hacia el fin del ciclo del catalizador cuando la temperatura del reactor tiene que ser aumentada; para recuperar la pérdida en actividad del catalizador que es el resultado de la formación de coque y deposición. En la Tabla N°2-5 se muestra la termodinámica que las reacciones mayores tienen lugar en un hydrocracker. Claro que, los principios termodinámicos proporcionan los medios para determinar que reacciones son posibles. En general, el equilibrio termodinámico para el hydrocracking es favorable. Las reacciones de craqueo, desulfurización y desnitrogenación están favorecidas en el hydrocracker a condiciones típicas de operación. A. Formación de Olefinas

RCH CH  CHCHI CH ETAL RCH  CHCHCHI CH  


El paso inicial en el hydrocracking de parafinas o naftenos es la generación de una olefina o ciclo-olefina. Este paso es desfavorable bajo la presión parcial alta del hidrógeno usado en el hydrocracking. El deshidrogenación de alquenos más pequeños es muy desfavorable. No obstante, la concentración de olefinas y ciclo-olefinas es suficientemente alta, y la conversión de estos intermedios a los iones del carbenio es suficientemente rápida para que la proporción del hydrocracking global no esté limitada por los niveles de olefina de equilibrio.

Tabla Nº 2-5: Termodinámica de las Principales Reacciones en Hydrocracking Reacción Equilibrio Calor de Reacción Formación de Olefina Desfavorable pero limitando Endotérmico Saturación de AromáticosDesfavorable a la temperatura alta Exotérmico Craqueo Favorable Endotérmico HDS Favorable Exotérmico HDN Favorable Exotérmico Fuente: Hydrocarbon Processing [12]

Los Aromáticos Poli-Nucleares (PNA), Aromático Poli-Cíclicos a veces llamados (PCA) o hidrocarburos Poli-Aromáticos (PAH), son compuestos que contienen dos bencenos por lo menos cerca de la molécula. Normalmente, la carga a un hydrocracker puede contener PNA con uno a siete bencenos cerca de la molécula. La


ellos pueden depositarse en el catalizador y formar coque que deja fuera de funcionamiento al catalizador, su presencia produce taponamiento del equipo. Para la mitigación de una corriente de 5 a 10% de material no convertido podría tener que ser sacado del hydrocracker, resultando mucho más baja la conversión de carga esperada

Figura Nº 2-10: Las Posibles Sendas del Multi-anillo Aromático Fuente: Practical Advances in Petroleum Processing [11]


2.5.3.1 Hidrogenación de Olefinas La hidrogenación de olefinas es una de las reacciones más rápida que tiene lugar, y por consiguiente casi todas las olefinas se saturan. El calor de reacción es aproximadamente 140 Btu/scf de hidrógeno consumido. El volumen de olefina es generalmente pequeño para los productos de una corrida de doble producción, pero porque las acciones derivaron de secundario / los procesos termales como el coking, visbreaking, o hydrocracking del residuo (H-Oíl), puede contribuir una cantidad considerable de calor liberado en el reactor del hydrocracker. (Ver Figura N°2-12)

Figura Nº 2-12: Reacciones de Hidrogenación de Olefinas Fuente: Practical Advances in Petroleum Processing [11]

2.5.3.2 Saturación de Aromáticos Algunos de los aromáticos en la carga se saturan, formando naftenos. La saturación de fracciones de los aromáticos, para una proporción significante del


2.5.3.3 Hydrocracking de Largas Moléculas Hydrocracking de moléculas largas de hidrocarburo ocurren en casi todos procesos llevados a cabo en la presencia de hidrógeno en exceso. Estas reacciones liberan aproximadamente 50 Btu/scf de hidrógeno consumido. El calor desprendido por las reacciones del hydrocracking contribuye apreciablemente al calor total liberado en el reactor. Reacciones de craqueo que involucran las moléculas pesadas contribuyen a bajar la gravedad específica y forman productos ligeros, como el gas y la nafta ligera. Un ejemplo de una reacción de hydrocracking es (ver Figura N°2-14):

Figura Nº 2-14: Reacción de Hydrocracking Fuente: Practical Advances in Petroleum Processing [11]

El rendimiento de hidrocarburos ligeros es dependiente de la temperatura. Por lo


El espectro de productos obtenidos se regula por medio del catalizador y condiciones de operación; tienen la característica común de excelente calidad: • Nafta ligera con un alto contenido en Isoparafinas • Nafta pesada con un alto contenido de hidrocarburos monociclitos •

Queroseno de bajo punto de congelación y alto punto de humo

•

Diesel con bajo punto de enturbiamiento y alto numero de cetano

•

Residuo, con relativamente elevada relación H/C y bajo en contaminantes, para alimentación a la unidades de FCC, plantas de etileno o lubricantes (directamente a desparafinado o acabado final)

El proceso consume cantidades sustanciales de hidrógeno obligando a la instalación de plantas de hidrógeno, generalmente por reformado con vapor o de parafinas ligeras. El catalizador del hydrocracking es muy sensible a ciertas impurezas, como el nitrógeno y metales, la alimentación debe satisfacer las especificaciones puestas por los fabricantes del catalizador para obtener una vida del catalizador razonable. Por esta


2.5.4.2 Rango de Destilación de la Carga Un más alto punto que el diseñado para la destilación de la carga acelera la desactivación del catalizador y requiere temperaturas más altas del reactor, así disminuye la vida del catalizador. Las propiedades de la carga tienen un directo efecto en el rendimiento de productos ligeros, pero ellos afectan la temperatura que el catalizador requiere para lograr la conversión deseada. El rendimiento de gases ligeros (C4-) y la gama de destilación del material nafta son aumentados cuando la temperatura del catalizador es aumentada.

2.5.4.3 Asfáltenos En el punto de corte destilación al vacío existe siempre la posibilidad de que el peso molecular sea excesivamente alto, pueden encontrarse aromáticos multianillo (asfáltenos) en el aceite de gas destilado al vacío. Además de causar el envenenamiento excesivo del catalizador, pueden combinarse químicamente los asfáltenos con el catalizador para dejarr permanentemente fuera de funcionamiento al catalizador.

2.5.4.4 Metales


2.5.4.5 Cloruros La carga puede contener cantidades de cloruros orgánicos e inorgánicos que se combinan con amoníaco producido como resultado de las reacciones de desnitrificación, en forma de depósitos muy corrosivos en el flujo del reactor al intercambiador y las líneas.

2.5.4.6 Oxigeno Los compuestos oxigenados, si están presentes en la carga, pueden aumentar la desactivación del catalizador. También, el oxigeno puede incrementar el rango de contaminación del efluente de carga caliente a los intercambiadores.

2.5.5 Propósito y Principios del Hydrocracking En la práctica, existen dos variantes importantes, que respondiendo a los mismos principios, obedecen a distintas filosofías de refino [3]. •

Hidrocraqueo

suave

(Mild

Hydrocracking):

Podría

considerarse


Las diferencias importantes se presentan en la Tabla Nº 2-6. Hydrocrackers tienden a operar a la presión más alta, mientras usan catalizadores diferentes, y con baja velocidad espacial de cada hora lineal (LHSV). LHSV es igual al volumen de alimento por hora dividida por el volumen del catalizador. Un valor más bajo de LHSV requerido que un volumen dado de alimento requiere más catalizador. Por lo que se refiere a las condiciones del proceso y conversión, el mild hydrocracking queda en alguna parte entre el hydrotreating y hydrocracking de conversión total.

Tabla Nº 2-6: Comparación del Hydrotreating, Hydrocracking y Mild Hydrocracking

Proceso, Tipo de Cargas Hidrotratamiento (hydrotreating) Nafta LGO(kerosén) HGO(Diesel), LCO VGO, VBGO, CGO, HCO Aceite Residual(Residual Oíl) Mild Hydrocracking VGO, VBGO, CGO, LCO, HCO Hydrocracking VGO, VBGO, CGO, LCO, HCO

Psig.

H2 Presión Parcial kPa Conversión

250 - 300 1 825 - 2 170 0 - 5% 250 - 600 1 825 - 4 238 0 - 5% 600 - 800 4 238 - 5 617 5 - 15% 800 - 2 000 5 617 - 13 890 5 - 15% 2 000 - 3 000 13 890 - 20 786 5 - 15% 800 - 1 500 5 617 - 10 443 20 - 40% 1 500 - 2 000 10 443 - 13 890 60 - 99%


Tabla Nº 2-7: Hydrocracking en pocas palabras Propósito: Convertir Hidrocarburos pesados en hidrocarburos livianos Usado para Aceites no convertidos: Carga FCC, Carga de planta de Olefinas materia prima de aceites base, Reciclo para extinguir

Otras Reacciones: Remoción de sulfuro(HDS), saturación de Olefinas Remoción de Nitrógeno, Saturación de Aromáticos

Licensores: Axens (IFP) (IFP), Chevron Lummus, KBR Exxon Mobil, Shell Global Solutions, UOP

Catalizador: NiMo en γ-alúmina (HDS, HDN, Saturación Aromática) NiMo o NiW en zeolita (hydrocracking) (continuación…) NiMo o NiW en silica-alúmina amorfo (hydrocracking) Pd en zeolita (hydrocracking)

Cargas/Alimentación: Gas oíl Pesado Gas oíl de Vacío Gas Oíl de Coque Residuo de aceites Presión del Reactor: 1 200 – 2 500 psi (8 375 – 17 338 kPa)

Rango de Rendimiento


2.5.6 Configuración de Proceso Las unidades de hydrocracking pueden ser operadas de las siguientes maneras posibles: una sola etapa de operación, de una sola etapa de operación con reciclo parcial o total y dos etapas de operación. Estos modos de operación se pueden observar en las Figuras Nº2-15 y 2-16.

Modo a Una Etapa


Figura Nº2-16: Proceso Hydrocracking a dos etapas. Fuente: Hydroprocessing [8]

La elección de la configuración del proceso esta relacionado al sistema del catalizador, los principales parámetros para ser considerados son la calidad de la carga, el producto programado, la calidad requerida, inversión y los costos de operación de la unidad.


•

Una etapa sin reciclo: Solamente procesa alimentación fresca. Se alcanza 8090% de conversión. El residuo es de marcada estructura parafinica y sin impurezas, por lo que puede utilizarse para materia prima en plantas de etileno, preparación de bases lubricantes y por supuesto, enviado a fuel oil u otros procesos de conversión.

•

Una etapa con reciclo: En esta estructura, la fracción no convertida se recicla a la entrada de la unidad donde se mezcla con la carga fresca. Es preciso realizar una pequeña purga del 2-3% de la carga para evitar la acumulación de hidrocarburos aromáticos policíclicos (HPA) muy refractarios a la ruptura de la molécula, con lo que el grado de conversión se sitúa en 97-98%. En la Figura Nº 2-17 se un esquema de este tipo de unidad.

El proceso a una etapa puede ser operado con reciclo parcial o total, del material no convertido. En reciclo total el rendimiento de la nafta es aproximadamente 0,45 Bbl. por barril de productos de destilado medio. En este caso, la capacidad de carga fresca de la unidad es reducida. Así la conversión aumenta, lo cual mejora básicamente el costo por unidad de capacidad de carga fresca y aumenta el margen de costo por utilidad.


2.5.6.2 Operación en Dos Etapas En el esquema dos etapas, el material no convertido del esquema a una etapa viene de carga para una segunda unidad de hydrocracking. En este caso, la carga esta ya purificada para remover el sulfuro, nitrógeno y otras impurezas, y la operación en dos etapas pueden convertir en un gran porcentaje de carga en productos de buena calidad. Una carga pesada de gas oíl contiene algunas moléculas de aromáticos con un muy alto punto de ebullición esto es muy difícil de craquear, en la operación de reciclo de la carga, guarda para concentrar el reciclo en el mismo. Una alta concentración de estas moléculas incrementa el régimen de contaminación del catalizador. En una operación de dos etapas, la primera etapa es una operación continua; por lo tanto las moléculas aromáticas no tienen oportunidad para concentrarse, ya que este no es reciclado. La primera etapa solo reduce la concentración de estas moléculas en la carga de la segunda etapa; por lo tanto, la segunda etapa solo ve baja concentración de estas moléculas aromáticas de alto punto de ebullición. La operación de dos etapas produce menos gases livianos y consume menos hidrógeno por barril de carga. Generalmente, la buena calidad de productos (menos


conseguir más del 80% en destilados. El residuo de la segunda etapa se recicla a la entrada, manteniendo la purga del 2-3% para eliminar HPA. Así la conversión total vuelve a ser del 97-98%. Comparando el esquema de reciclo parcial y total; el esquema de dos etapas requiere una alta inversión pero es más económico completamente.

2.5.7 Variables del Proceso de Hydrocracking El funcionamiento apropiado de la unidad dependerá de la selección cuidadosa y el control de las condiciones del proceso. Para monitorear las variables de la unidad de proceso cuidadosamente podemos operar a todo su potencial.

2.5.7.1 Temperatura del Catalizador La cantidad de conversión que tiene lugar en los reactores va a ser determinada por varias variables: tipo de carga, cantidad de tiempo que la carga está en presencia del catalizador, presión parcial del hidrógeno en el lecho del catalizador, y, lo más importante, la temperatura del catalizador y reactantes. La generalización obvia sobre la temperatura es que a más alta temperatura, más rápida la proporción de reacción y por


varía del proveedor del catalizador, el límite de aumento de temperatura en las camas del catalizador cargado con el catalizador de metal noble es aproximadamente 30 ºF (17 ºC). El aumento de temperatura en las camas del catalizador carga una actividad alta a catalizadores bajos de metal (para la producción de la nafta) se limita aproximadamente 40 ºF (22 ºC) y aquéllos cargados con zeolita bajo el catalizador (para el medio destile la producción) el levantamiento de temperatura se limita a 50 ºF (28 ºC). Finalmente, la máxima temperatura del lecho sube aproximadamente 75 ºF (42 ºC) se recomienda para catalizadores amorfos. El mismo incremento de temperatura de lecho máximo también se recomienda para la mayoría de los reactores de pre tratamiento. Para controlar bien las reacciones como los reactantes que pasan a través del lecho del catalizador, no es suficiente medir simplemente la temperatura de la corriente de fluido a la entrada y salida de cada lecho y/o el reactor. Es necesario observar la temperatura a la entrada, salida, y radialmente a lo largo de la cama del catalizador. Un trazado del perfil de temperatura es una herramienta útil por evaluar el funcionamiento del catalizador, efectividad de apagado, y modelos de flujo de reactor. Un perfil de temperatura puede construirse trazando la temperatura del catalizador contra la distancia de la cama del catalizador (o con más precisión contra %peso del catalizador). El reactor del hydrocracking debe ser operado con igual picos de


Figura Nº2-18: Ejemplo de Calculo del Peso de la Temperatura Promedio del Reactor. Fuente: Fuente: Practical Advances in Petroleum Processing [11]

2.5.7.2 Conversión El término "conversión" normalmente se define como: La conversión, %vol. = (Flujo de Carga Fresca - ((Fondo del Fraccionador)/


2.5.7.3 Calidad de la Carga Fresca La calidad del aceite crudo cargada a un Hydrocracker afectará la temperatura requerida en la cama del catalizador para alcanzar la conversión deseada, la cantidad de hidrógeno consumió en el proceso, la longitud de tiempo antes del catalizador se desactiva, y la calidad de productos. El efecto de la calidad de la carga en la actuación de la unidad es importante y debe entenderse bien, sobre todo con respecto a los contaminantes que puede reducir la vida del catalizador considerablemente.

2.5.7.4 Azufre y Compuestos de Nitrógeno En general, aumentando la cantidad del contenido de nitrógeno orgánico y compuestos de azufre de la carga aumenta la severidad de la operación. El contenido de azufre del alimento para una carga de gas de vacío puede variar a tan alto como 2.5 a 3.0% peso. El nivel más alto de azufre causará un aumento en el contenido de H2S correspondiente al gas de reciclo normalmente tendrá pequeño o ningún efecto en la actividad del catalizador.


la cantidad de compuestos no saturados y, por consiguiente, calores más altos de reacción y consumo de hidrógeno más alto. Las cantidades grandes de hidrocarburos no saturados también pueden causar un problema de equilibrio de calor si la unidad no se ha diseñado para procesar este tipo de carga.

2.5.7.6 Rango de Ebullición La materia prima típica de carga para un Hydrocracker esta a 700 ºF (370 C) el rango hirviente HVGO. Normalmente aumentando el rango hirviente hace la carga más difícil de procesar que significa temperaturas más altas del catalizador y la vida del catalizador más corta. Esto es verdad si la calidad de la carga permite disminuir significativamente el arrastre de venenos al catalizador debido al alimento. Superior al punto final también normalmente la carga tiene el azufre más alto y volúmenes de nitrógeno que de nuevo lo hacen más difícil procesar.

2.5.7.7 Componentes del Craqueo de Alimentación También pueden procesarse cargas derivadas del craqueo catalítico o térmico


contenido de metales en la carga es una variable crítica que debe controlarse cuidadosamente. Los metales normalmente existen en el gas oíl de vacío, en este tipo carga se encuentra el níquel, vanadio y arsénico naturalmente, así como algunos metales que se introducen aguas arriba por el procesamiento o contaminación con plomo, sodio y fósforo. Los naftenos de hierro son solubles en el aceite y serán un veneno para el catalizador. El sulfito férrico como producto de naturaleza corrosiva normalmente no es considerado un veneno para el catalizador y normalmente se lo omite cuando se describen el contenido total de los metales. La tolerancia del catalizador a los metales es difícil de cuantificar y es algo dependiente del tipo de catalizador que es empleado y a la severidad del funcionamiento, es decir, a más severidad, más baja será la tolerancia de los metales puesto que cualquier deterioro de la actividad afectará la habilidad de conversión deseada. Se recomienda tener un bajo contenido de metales tanto como sea posible y ciertamente no superior a 2 ppm.


proporción de desactivación del catalizador puede ponerse inaceptable. La Velocidad Espacial del líquido por hora (LHSV) puede definirse como: ⎛ C arg a Total de entrada al Re actor ⎞ ⎟ Volumen Total Catalizador ⎝ ⎠

LHSV (hr −1 ) = ⎜

2.5.7.10

Líquido Reciclado

Muchos Hydrocrackers son diseñados para reciclar la carga no convertida del fondo de los fraccionadores atrás de los reactores. Esta corriente normalmente es material destilado sobre el producto más pesado del corte lateral del fraccionador. Para un producto destilado de Hydrocracker, la corriente de reciclo normalmente es un 600700º F (315-370º C) más diesel pesado. El flujo de líquido reciclado se ajusta normalmente como una razón con la carga fresca. Esta variable se llama Razón de carga combinada (CFR), y se define como:

CFR =

Tasa

C arg a

Fresca + Tasa

Liquido

Re ciclado


2.5.7.11

Presión Parcial del Hidrógeno

La sección del reactor se controla por la presión que se mantiene en el separador de alta presión. Esta presión, multiplicado por la pureza de hidrógeno del reciclo del gas, determina la presión parcial del hidrógeno en el separador. La presión parcial del hidrógeno requerida para el funcionamiento de la unidad se escoge basándose en el tipo de carga ha ser procesada y la cantidad de conversión deseada. La función del hidrógeno es promover la saturación de olefinas, aromáticos y saturar los hidrocarburos craqueados. También es necesario impedir reacciones de condensación excesivas de formación de coque. Por esta razón, operar la unidad por periodos extendidos de tiempo debajo del diseño, producirá un incremento en la presión parcial del hidrógeno y la tasa de desactivación del catalizador se incrementara y por tanto el tiempo de regeneración es más corto. La presión parcial del hidrógeno tiene un impacto en la saturación de aromáticos. Una disminución en la presión del sistema o en la pureza del gas de reciclo tiene un efecto brusco en el contenido de aromáticos en el producto. Esto será verdad especialmente para el contenido de aromáticos del querosén que afectará el punto humo


en el flujo de hidrógeno, dando salida al gas fuera del separador de alta presión, o reduciendo la temperatura de separador de alta presión.

2.5.7.12

Tasa de Gas Reciclado

La tasa de gas de reciclo, además de mantener la presión parcial del hidrógeno en la sección del reactor, es igualmente importante mantener el contacto físico del hidrógeno con el catalizador y el hidrocarburo, para que el hidrógeno esté disponible en los sitios dónde la reacción tiene lugar. Esto se cumple circulando gas reciclado continuamente a lo largo del circuito del reactor con el reciclo de gas del compresor. La cantidad de gas que debe reciclarse es de nuevo una variable de diseño establecida por la severidad de operación diseñada. La medida normal de la cantidad de gas requerido es la tasa de gas a ser reciclada por la tasa de carga fresca que está siendo cargada al catalizador. Como con la presión parcial del hidrógeno, la tasa de reciclo gas/carga debe mantenerse a la tasa de diseño. El cálculo real para la tasa de gas-a-aceite, puede definirse como:

Tasa

Gas

a

Aceite =

CirculacioGasTotal Re actor, Nm3 / hr.

= Nm3 / m3 a lim entacion


unidad para el reemplazo del catalizador. La tasa de gas-a-aceite recomendada varía entre los licensors y/o vendedores del catalizador pero en general los mínimos recomendados son tal como sigue: (a) 40 SCFB (675 nm3/m3) para los sistemas del catalizador amorfos y 5 500 SCFB (925 nm3/m3) para los sistemas de catalizador de zeolita.

2.5.7.13

Materia Prima Hidrógeno

La calidad del gas hidrógeno-rico de la planta de hidrógeno es una variable importante para la actuación de Hydrocrackers desde que puede afectar la presión parcial del hidrógeno y se puede reciclar la proporción del gas/carga; por eso influye en la estabilidad del catalizador (proporción de desactivación). Las pautas siguientes deben usarse para la operación de una planta de hidrógeno para producir el gas de alimento aceptable para un Hydrocracker.

2.5.7.13.1 Pureza del Hidrógeno La pureza en la composición del gas hidrógeno a un Hydrocracker tiene una gran influencia, puesto que la presión parcial del hidrógeno y la proporción de reciclo del


Sin embargo, debe notarse que las cantidades excesivas de nitrógeno molecular que entra en la composición de la corriente de gas de un hydrocracker puede causar un aumento de nitrógeno en el gas de reciclo, desde que el nitrógeno es no-condensable. Si éste es el caso, el nitrógeno tendrá que ser quitado del circuito del reactor por una purga pequeña, a continuación del gas de reciclo fuera del separador de alta presión.

2.5.7.13.3 CO + el Volumen de CO 2 La especificación normal en la composición de la corriente de gas para CO más CO2 a un Hydrocracker está en el máximo de mol-ppm de dos-dígitos. Las cantidades más grandes pueden tener un efecto dañino en la actividad del catalizador. CO es considerado la peor impureza debido al hecho que tiene una solubilidad limitada en hidrocarburo y agua, por consiguiente, el aumento gradual de gas de reciclo CO2, por otro lado, es mucho más soluble y está ligeramente alejado del sistema de líquidos del separador de alta presión. CO y CO2 tienen los efectos similares en el catalizador de Hydrocracking; ellos en sitios activos del catalizador y en presencia de hidrógeno, se convierten en metano y


2.5.8 Catalizador Las funciones del catalizador se pueden observar en la Figura Nº2-19. Para preservar la vida del catalizador de hydrocracking, el primer reactor suele funcionar como purificador de la carga (azufre, metales, agua, nitrógeno) con catalizador de desulfuración.

Figura Nº 2-19: Función del Catalizador


isomerización tienen lugar en el medio acido. Los metales que proporcionan la función de hidrogenación pueden ser los metales nobles (paladio, platino), o no noble (o base) los sulfitos de metal del grupo VIA (molibdeno, tungsteno) y el grupo VIIIA (cobalto, níquel). Estos metales catalizan la hidrogenación de la carga, mientras haciéndolo más reactivo para craquear y los quitan los heteroatomos, así como reduciendo la proporción del coque. Ellos también comienzan el craqueo formando olefinas reactivas en medio de la vía de hidrogenación. La proporción entre el catalizador de función de craqueo y función de hidrogenación pueden ser ajustados en orden para perfeccionar actividad y selectividad. La actividad y selectividad son pero dos de cuatro criterios de la actuación importante por que los catalizadores del hydrocracking son moderados: •

Actividad inicial es moderado por la temperatura requerida para obtener el producto deseado a la salida de la carrera

•

Estabilidad que es moderado por la proporción de aumento de temperatura requerida para mantener la conversión

•

Selectividad del producto que es una medida de la habilidad de un catalizador, de producir el producto deseado


2.5.8.1 Función Acida del Catalizador Un apoyo del óxido sólido es proveer los materiales a la función ácida del catalizador del hydrocracking. La sílice-alúmina amorfa mantiene la función de craqueo de catalizadores amorfos y calienta como apoyo para los metales de hidrogenación. Los catalizadores de sílice-alúmina amorfos normalmente se usan en catalizadores del hydrocracking para producir destilados. En los catalizadores de hydrocracking de altazeolita actúa como apoyo principalmente por metales. Normalmente se usan Zeolitas, particularmente la zeolita de Y, en la actividad de alta destilación y en los catalizadores de la nafta. Otros componentes de apoyo ácido como las arcillas ácido-tratadas, las arcillas, silicatos estratificados, fosfatos de metal ácidos y otros ácidos sólidos han sido probados en el pasado, sin embargo, los catalizadores de hydrocracking de hoy en día no contienen ninguno de estos materiales. Los soportes de óxido de metal mixtos amorfos son ácidos debido a la diferencia de carga entre el catión adyacente de la estructura óxido. Las ventajas de sílice-alúmina amorfa para el hydrocracking son que tiene poros grandes que permiten a las moléculas accionar el acceso de alimento voluminoso a los sitios ácidos y actividad moderada que


Figura Nº 2-20: Sitio Acido Silica-Alúmina Fuente: Practical Advances in Petroleum Processing [11]

Zeolitas son alúmina-silicatos cristalinos compuestos de Al2O3 y SiO2 tetraédrico unidades que forman una estructura de armazón de micro poros negativamente cargada que adjunta las cavidades ocupadas por los iones grandes y moléculas de agua de los dos que tienen libertad considerable de movimiento mientras permitiendo ion-intercambio y la deshidratación reversible. Cationes móviles que no es parte del armazón pero es parte de las zeolitas, se intercambia rápidamente. Si los cationes móviles se intercambian con NH4 +, siguió por la calcinación quitan NH3, un Bronsted que el sitio ácido se forma. La zeolita usado en el hydrocracking, la zeolita de Y, es sintético. Tiene una estructura casi idéntico a bauxita de zeolita naturalmente encontrado. La zeolita Y tiene ambos una abertura libre relativamente grande que controla acceso de reactantes a los sitios ácidos y


a un cierto punto. Como resultado, la acidez total de zeolita que es un producto del número de sitios y fuerza por el sitio las crestas a una magnitud del intermedio de dealúminación. Claramente, la concentración del sitio ácido y fuerza de zeolitas afectan las últimas propiedades del catalizador de hydrocracking. La ventaja principal de zeolitas para el hydrocracking es su acidez alta.

2.5.8.2 Función de Metal del Catalizador Un metal, un óxido de metal, un sulfito de metal, o una combinación de estos compuestos pueden proporcionar la función de metal del catalizador. El requisito importante para la función de metal es que debe activar el hidrógeno y debe catalizar dehidrogenación y reacciones de la hidrogenación. Además, hidrógenolisis del metal catalizados (carbono-carbono se rompe) es indeseable porque la distribución de los productos del hidrógenolisis es el pariente menos deseable al hydrocracking. La función de metal normalmente usada para los catalizadores del hydrocracking es una combinación del Grupo VIA (Mo,W) y grupo VIIIA (Co,Ni) sulfitos de metal. La ventaja mayor de esta combinación de sulfitos de metal es que es el azufre tolerante; sin


2.5.9 Tecnologías Hydrocracking Hay varios procesos de hydrocracking disponibles para fabricación bajo licencia y algunos de estos se presentan en la Tabla Nº 2-8.

Tabla Nº 2-8: Procesos de Hydrocracking Disponible para Licencia PROCESO COMPAÑÍA HYDROCRACKING Axens ISOCRACKING Chevron Lummus Global LLC LC-FINING Chevron Lummus Global LLC. HYDROCRACKING-MPHC Exxon Mobil Research And Engineering Co. ULTRACRACKING Haldor Topsoe A/S SHELL HYDROCRACKING Shell Global Solutions International B.V. UNICRACKING UOP LLC. RESID HYDROCRACKING Hydrocarbon Technologies Inc. Fuente: Practical Advances in Petroleum Processing [11] 2.5.9.1 AXENS HYDROCRACKING APLICACION : Mejora el gas oíl de vacío solamente o mezcla con varias cargas de de

aceite de ciclo ligero, aceite desasfaltado, gas oíl de la viscoreductora o del coker.


Tres procesos diferentes en disposición están disponibles, las cuales son: A una etapa, a una etapa con conversión total del líquido líquido reciclado, y

dos etapas

hydrocracking. El proceso consiste en una sección de reacción (1,2), separador de gas (3), despojador (4) y fraccionador de productos (5) (Ver Figura Nº2-21)

Figura Nº 2-21: Diagrama de Flujo Hydrocracker Axens. Fuente: Hydrocarbon Processing (2004) [12] CALIDAD DEL PRODUCTO: HVGO típico de (50/50 árabe Liviano/pesado)

Capítulo 2: Marco Teórico ECONOMIA:

•

INVERSION (Base: 40 000 bpsd a una etapa conversión del 90%, limite de batería, instalación, tasa de ingeniería incluida 2 000 Costa del Golfo) $us. por bpsd 2000-2500

•

SERVICIOS: típicos por Bbl de carga. o

Aceite combustible (Fuel oíl), kg. : 5,3

o

Electricidad, kWh: 6,9

o

Agua de Enfriamiento, m3: 0,64

o

Vapor, MP: Balance

LICENSOR: AXENS

2.5.9.2 ISOCRACKING CHEVRON LUMMUS GLOBAL LLC APLICACION: Convierte naftas, AGO, VGO, DAO, los aceites craqueados de las

unidades de FCC, demoras del coquer y la viscoreductora y productos del intermedio de unidades de hidroprocesamiento de residuo que usan el proceso de Isocracking de Chevron Lummus Global. PRODUCTOS: Livianos, productos de calidad superior, más valiosos: GLP, gasolina,


Pueden introducirse los alimentos entre fases que usan el Chevrón Lummus Global patento la inyección de carga – partida o el recorrido del efluente de flujo puede estar ordenado para un buen uso del hidrogeno y minimizar el templado del gas usando requerimientos del propietario de la tecnología SSRS (una etapa de secuencia de reacción). Más esquemas de flujo modernos de gran capacidad que involucran los aceites de gas fuertemente agrios requieren dos reactores (1,4) y un sistema de la separación de alta presión (2) con un optativo limpiador del reciclo de gas (5) y un compresor de recirculación-gas (8). Los separador de presión bajos (3), un stripper (despojador)(6) y un fraccionador de producto (7) que proporcione la flexibilidad a los productos del fraccionador entre las fases de la reacción o el extremo de la cola, dependiendo de la programación del producto deseada y los requisitos de selectividad.(ver Figura Nº 2-22). 2- 22).


Las opciones de una etapa de operación son usados en una vez para el modo típico del hydrocracking suave o cuando una significativa cuantidad de aceite de no convertido se requiere para el FCC, lubricantes o unidad de etileno. La opción de una sola etapa con reciclo se usa para unidades de baja capacidad cuando es económico. Los reactores usan una tecnología patentada internamente llamada ISOMIX para el mezclado perfecto y la redistribución RENDIMIENTOS : Típico de los Varios alimentos (ver Tablas Nº 2-10, 2-11 y 2-12):

Carga

Tabla Nº 2-10: Rendimientos Isocracking. VGO VGO VGO VGO

º API

24,1

24,1

24,1

21,3

Temp. Ebullición ºF

700-1 100 700-1 100 700-1 100

700-1 100

Nitrógeno, ppm 2 500

2 500

2 500

2 500

Sulfuro, ppm

1,9

1,9

1,9

2,5

Máx.

Máx.

Máx. destilado

Máx.

Diesel

Jet

medio

medio+lubricantes

Modo

Fuente: Hydrocarbon Processing (2004) [12]

Destilado


Tabla Nº 2-12: Calidad del Producto ISOCRACKING. CALIDAD CALIDAD DEL PRODUCTO PRODUCTO PRODUCTO

VGO

VGO

VGO

VGO

Humo Kerosén, mm 0

29-32

29-32

29-32

Numero Cetano Diesel 58-64

0

58-64

58-64

UCO BMCI

0

0

0

6-8

UCO Waxy V.I.

0

0

0

143-145

UCO Dewaxed V.I.

0

0

0

131-133

Fuente: Hydrocarbon Processing (2004) [12] ECONOMIA: ISBL Costo Total de instalación de unidad de 35 000 BPSD a 100%

conversión para destilados medios usando carga VGO del Oriente Medio (USGC, mediados del 2004 base): $us. 110 millones. •

Combustible del proceso (absorber), MMBtu/hr. 180

•

Electricidad, MW

•

CW, GPM

•

Vapor (exportación a 150 psi), Mlb/hr 22.

10 2 500,

LICENSORS: Chevron Lummus Global LLC.


líquido para lograr una operación isotérmica eficaz. Se mantiene la calidad del producto constante y a un nivel alto para la adición intermitente y el retiro del catalizador. Los productos del reactor fluyen a un separador de alta presión (2), separador de baja presión (3) y el Fraccionador del producto (4). Reciclado de hidrógeno está separado (5) y purificado (6). (Ver Figura Nº 2-23)


Tabla Nº 2-13: Condiciones de Operación LC-Fining. COND. OPERACION

VALOR

TEMP. REACTOR

725-840

PRES. REACTOR, psi.

1 400-3 500

PRES. PARCIAL H2, psi.

1 000-2 700

LSHV

0,1 a 0,6

CONVERSIÓN, %

40-97

DESULFURIZACIÓN, %

60-90

DEMETALIZACIÓN, %

50-98

REDUC. CCR, %

35-80


RENDIMIENTOS: Para mezcla de árabe pesado/árabe liviano (ver Tablas Nº 2-14 y 214)

Tabla Nº 2-14: Tipo de Carga de LC-Fining. CARGA

RESID. ATM. RESID. ATM. RESID. VACIO RESID. VACIO

º API

12,4

4,73

4,73

4,73

SULFURO, %PESO

3,9

4,97

4,97

4,97

Ni/V, PESO ppm.

18/65

39/142

39/142

39/142


ECONOMIA: La inversión aproximada de esta tecnología esta detallada en la Tabla Nº 2-16

Tabla Nº 2-16: Inversión Estimada (Costa Golfo, US 2000). CONCEPTO

RESID. ATM.

RESID. ATM. RESID. VACÍO RESID. VACÍO

1,11

2,35

3,57

5,53

TIPICA

6,89

12,60

18,25

23,86

SERVICIOS

POR bbl

CARGA

FRESCA

COMBUSTIBLE, 103 Btu

56,10

62,80

69,80

88,60

ELECTRICIDAD, kWh

8,40

13,90

16,50

22,90

VAPOR, (EXPORT), lb.

35,50

69,20

97,00

97,70

163,00

164,00

248,00

TAMAÑO,

CARGA

FRESCA

bpsd $US/bpsd

CARGA

FRESCA

AGUA DE ENFRIAMIENTO, gal. 64,20

Fuente: Hydrocarbon Processing (2004) [12] LICENSORS (CONCEDENTE): Chevron Lummus Global LLC

2.5.9.4 HYDROCRACKING EXXONMOBIL RESEARCH AND ENGINEERING CO.

Capítulo 2: Marco Teórico DESCRIPCION: El proceso usa un sistema de catalizadores múltiples en multi lechos de

reactor eso incorpora propiedad avanzada de enfriamiento e redistribución interna (Spider Vortex). Los hidrocarburos pesados y el gas reciclado se precalientan y contactan a los catalizadores en la fase de goteo en el lecho fijo del reactor. El efluente del Reactor se enciende en los separadores de alta y baja temperatura. Un limpiador del amina quita H2S del gas de reciclo antes de que se comprima y se recircule devuelta a la unidad. Optimizar, la disposición del stripper/fraccionador para bajar costos se usa la recuperación del producto. (Ver figura Nº 2-24) Cuando se requiere destilado de alta calidad, la adición de un costo bajo, favorablemente integró un destilado después de la unidad de tratamiento (PTU) puede incorporarse en el diseño para conocer o exceder la presión alta de la calidad del producto hydrocracking a más bajo costo capital y consumo de hidrógeno.


CONDICION DE OPERACION Y RENDIMIENTOS: Las condiciones de operación

típicas en un VGO de oriente medio para una etapa de operación de MPHC se muestran:

Tabla Nº2-17: Condiciones de Operación MPHC. Configuración MPHC MPHC MPHC Conversión Nominal 35

50

50

Presión H2, psi

800

1 250

800


Tabla Nº 2-18: Rendimientos de MPHC. Rendimiento MPHC MPHC MPHC Nafta, % peso

4

10

10

Kero/Jet, %peso

6

10

10

Diesel, %peso

22

26

27

LSGO (Carga FCC), %peso65

50

50

Consumo H2, % peso

1,3 - 1,8

1,5-2,0

1,0-1,5



• Nota: El proceso de MPHC de EMRE es igualmente dócil renovar o aplicaciones

del grassroot. EMRE tiene una alianza con Kellogg Brown & Root (KBR) proporcionar la tecnología MPHC para refinerías

Tabla Nº 2-20: Servicios Necesarios MPHC Servicio MPHC MPHC Electricidad, kW

4,1

7,2

Combustible, Btu

67 100

69 600

Vapor, MP (exportación), lb. 15,9

21,1

Agua de Enfriamiento, gal 101

178

Agua de limpieza, gal

1,5

2,2

Amina Pobre, gal

36,1

36,1

Fuente: Hydrocarbon Processing (2004) [12] LICENSOR: Exxon Mobil Research and Engineering Co.

2.5.9.5 HALDOR TOPSOE-ULTRACRACKING APLICACION: Proceso hydrocracking Topsoe (ULTRACRACKING) puede ser usado


DESCRIPCION: El proceso Ultracracking usa comprobando bien corrientes conjuntas

de flujo descendente del reactor de lecho fijo con lo último en interiores del reactor y catalizadores. El proceso usa hidrogeno reciclado y pueden configurarse una vez en la conversión parcial a través del modo del alimento o con recicle de aceite parcialmente convertido para obtener 100% conversión al diesel y productos livianos. Las zeolitas de Topsoe y los catalizadores del hydrocracking amorfos han sido probados en varios hydrocrackers comerciales. (Ver Figura Nº 2-25)

Capítulo 2: Marco Teórico INSTALACIONES: Un hydrocracker autorizado operando. Los Topsoe hydrocracking

catalizadores están en el uso en cinco hydrocrackers. LICESORS: Haldor Topsoe A/S

2.5.9.6 SHELL GLOBAL SOLUTIONS INTERNATIONAL B.V. APLICACION: Para convertir VGO pesado y otro craqueo a bajo costo y extrajo la carga de valor alto, productos de calidad altos, como el diesel de azufre bajo, el combustible del motor de reacción, octano alto que la gasolina ligera y reformador alimentaban vía el proceso de Shell Hydrocracking. No convertido o reciclo de aceite son los primeros alimentos para el proceso secundario en FCCU, planta de aceites base de lubricantes y crackers de etileno. . DESCRIPCION: Se precalientan los hidrocarburos pesados del alimento con el efluente

del reactor (1). El hidrógeno Fresco se combina con el gas de reciclo del separador de presión alta frío, precalentado con el efluente del reactor, y entonces calentó en un solo horno de la fase. Los reactantes pasan vía el flujo del goteo a través de reactores de la multi-cama que contienen la propiedad de pre-tratamiento; craqueo y catalizadores de post-tratamiento (2). Interbed del piso exagerado apaga los internals y las bandejas de

Capítulo 2: Marco Teórico INSTALACIONES: Encima de 30 nuevo y renueva diseños instalados o diseños bajos.

Renueva normalmente se ha llevado a cabo en los propios u otros de los concedentes al limpiado de restricciones y aumento de alimento pesado.


2.5.9.7 UNICRACKING APLICACIONES: Convierte una amplia variedad de materias primas en productos de

menor peso molecular usando el proceso UNICRACKING y el HYCYCLE UNICRACKING. ALIMENTACION : Las materias primas incluyen gas oíl atmosférico, gas oíl de vacío,

FCC/RCC cycle oíl, coker gas oíl, aceite desasfaltado y nafta para producción de LPG

Productos: los objetivos del proceso incluyen la producción de gasolina, jet fuel, diesel oíl, aceites, materia prima para la planta de etileno, mayor calidad de la alimentación de FCC y GLP. DESCRIPCION: La alimentación y el hidrogeno son contactados con catalizadores, los

cuales inducen la desulfurización, denitrogenación y hidrocraqueo. Los catalizadores están ambos sobre la base de amorfos y un tamiz molecular soporta el contenido. Los objetivos de proceso determinan selección de catalizador para una unidad específica. El producto de la sección del reactor es condensado, separado del gas hidrógeno rico y fraccionado en productos deseados. El aceite no convertido es reciclado y usado como reserva a lubricantes, alimentación para FCC o para la planta de etileno. (Ver Figura Nº


Capítulo 2: Marco Teórico ECONOMIA: Ejemplo

•

Inversión, $ por bpsd capacidad: 2 000-4 000

•

Servicios, típicos por bbl carga: o

Combustible, 103 Btu

o

Electricidad, kWh

70 - 120 7- 10

LICENSOR: UOP LLC.

Tabla Nº2-22: Principales Productos de UNICRACKING. Principal Productos Gasolina Jet Diesel FCC carga Rendimiento, Vol.% de Carga Butano

16,0

6,3

3,8

5,2

Gasolina Liv.

33,0

12,9

7,9

8,8

Nafta Pesada

75,0

11,0

9,4

31,8

94,1

33,8

Jet Fuel

89,0

Diesel Oíl 600ºF+Gas oíl H2 consumo, scf/bbl

35,0 2 150

1 860 1 550

2 500


y calentadores del alimento, una o dos fases de líquido de gas, atrás reactores mixtos que operan a la actividad del catalizador constante a lo largo de la fase líquida, un separador del producto para el reciclo de fondo, los destilados en línea de hidrotratamiento y reciclan el gas limpio. Líquido que se mezcla y se asegura la homogeneidad de temperatura de reactor vía una bomba de la recirculación al fondo del reactor. El proceso no padece ninguna caída de presión contaminación, y produce un producto de hydrocracked de calidad constante. Ejecute longitudes de cinco o más años entre el giro alrededor se espera con el (HC) 3 tecnología.( Ver Figura Nº 2-28)

Capítulo 2: Marco Teórico INVERSION Y COSTOS DE OPERACION :

Tabla Nº 2-24: Inversión y Costos de Operación Hydrocarbon Technologies. CAPITAL DE INVERSION

POR bpsd

BASE COSTA DEL GOLFO 2004

2 500-4 000

SERVICIOS

POR bpsd

COMBUSTIBLE, 103 Btu

30-90

POTENCIA, kWh

5,0-12,0

AGUA DE REFRIGERACION (20ºF), gal

30-70

CATALIZADOR,$ (SOLO HYDROCRACKER)0,4-1,5 Fuente: Hydrocarbon Processing (2004) [12]

Para (los catalizadores de HC3) como un aditivo para mejorar la operación del ebullated-bed: El costo importante es mínimo; no espere el aumento en el precio neto, los costos de los catalizadores combinados [es decir, los catalizadores apoyados más (en el aditivo de HC)3] INSTALACIONES: El (HC)3 se esperan utilizar aditivos en una planta comercial de

ebullated-bed el 2004.


Tabla Nº 2-25: Ventajas y Desventajas de las Tecnologías de Hydrocracking PROCESO

COMPAÑÍA

HYDROCRACKING

Axens

VENTAJAS •

Alta tolerancia para cargas de nitrógeno

•

Alta selectividad para destilados medios

•

Alta actividad de las zeolitas, calculado para

•

ISOCRACKING

Chevron Lummus

•

Global LLC

DESVENTAJAS •

Capacidad mínima de diseño 7 000 BPD

•

Carga con gravedad especifica de

ciclos largos de 3 a 4 años

0.932(HVGO típico de 50/50 árabe

productos con bajo contenido de aromáticos

Liviano/pesado) aproximadamente

durante el final de ciclo.

20ºAPI •

Tecnología cara para plantas pequeñas

Convierte naftas, AGO, VGO, DAO, los

•

Carga con 24º API

aceites craqueados de las unidades de FCC,

•

Tecnología para el hydrocracking de

demoras del coquer y la viscoreductora y

productos pesados

productos del intermedio de unidades de hidroprocesamiento de residuo LC-FINING

Chevron Lummus

•

Rendimiento de diesel un 85%

•

Desulfurización, demetalización,

•

hydrocracking de residuo atmosférico y de

• No se produce diesel oíl

Global LLC.

Crudos pesados

vacío usando el proceso de LC-FINNING. HYDROCRACKING-

Exxon Mobil

MPHC

Research And

incluso el gas oíl de vacío corte profundo, gas

Engineering Co.

oíl coker, oíl (DO de-asfaltado), y Aceites

•

Convierte una amplia variedad de carga

•

Rendimiento de Diesel Oíl 26%

97


PROCESO

COMPAÑÍA

VENTAJAS

DESVENTAJAS

ciclos de FCC de alta calidad, •

el bajo azufre del combustible usando el

(Continuación….) •

Uso de cargas pesadas

hydrocracking de presión moderada (MPHC) ULTRACRACKING

Haldor Topsoe

•

A/S

Convertir corridas de producción de gas oíl de

• No se cuenta con mucha información

vacío y craquear gas oils pesado para calidad

disponible acerca de esta tecnología

alta libre de sulfuro de nafta, kerosén, diesel oíl, carga de FCC, unión de corrientes SHELL

Shell Global

HYDROCRACKING

Solutions

•

Craqueo a bajo costo

•


International B.V. UNICRACKING

UOP LLC.

Crudos pesados disponible acerca de esta tecnología

•

Las materias primas incluyen gas oíl atmosférico, gas oíl de vacío, FCC/RCC cycle oíl, coker gas oíl, aceite

desasfaltado y nafta •

Rendimiento del 94.1% en volumen en producción de diesel oíl

RESID

Hydrocarbon

HYDROCRACKING

Technologies Inc.

•

Carga con 27ªAPI

•

Alta conversión de la carga

•

Operación con cargas pesadas


disponible acerca de esta tecnología Fuente: Elaboración Propia.

98

Capitulo 2: Marco Teórico

Un criterio técnico importante es que las condiciones de operación (presión, temperatura,

flujo) no sean muy severas y que el grado de conversión sea lo más alto posible. Otro criterio importante corresponde a los requerimientos de disminución de la contaminación atmosférica de las fuentes fijas de contaminación. En resumen se puede decir que los criterios que se toman como fundamentales en este estudio técnico son los siguientes: •

Reducción del problema de contaminación atmosférica, al producir Diesel Oíl libre de azufre y otros contaminantes.

•

Producir diesel oíl, como producto principal.

•

Viabilidad financiera de implementación del proyecto. Considerando los criterios de selección, también considerando el análisis de ventajas y

desventajas de la Tabla Nº 2-25 y en base a la descripción de las distintas tecnologías que se realizo en la sección 2.5.9, se escogió la tecnología que cumpla con los requerimientos de producto y las características de la carga. En consecuencia, la tecnología escogida es UNICRACKING (UOP).

2.6 EVALUACION FINANCIERA DEL PROYECTO 2.6.1 Valor Actual Neto (VAN).


En función al valor que puede tener el VAN, se puede predecir la rentabilidad del proyecto: •

VAN < 0 Utilidad económica del proyecto: Negativa.

•

VAN = 0 Utilidad económica del proyecto: Nula.

•

VAN > 0 Utilidad económica del proyecto: positiva.

2.6.2 Tasa Interna de Retorno (TIR). Este criterio evalúa el proyecto en función de una única tasa de rendimiento anual en donde la totalidad de los beneficios actualizados son exactamente iguales a los desembolsos expresados en moneda actual. Dicho de otra manera, es la tasa que iguala la suma de los flujos descontando a la inversión inicial. Matemáticamente es expresado como la tasa de descuento que hace que el VAN sea igual a cero.

n

BN n

∑1 (1 + i ) n=

n

− I 0 = 0

El valor del resultado se compara con el valor de i = 8%, Si: •

TIR < i Proyecto económicamente no rentable.

•

TIR = i Proyecto económicamente no concluyente


I0 = Inversión In = Ingresos en el periodo n Cn = Egresos en el periodo n En función al valor del B/C, se presentan tres casos que permiten evaluar el proyecto: •

B/C < 1 Proyecto económicamente no recomendable.

•

B/C = 1 Proyecto económicamente en equilibrio.

•

B/C > 1 Proyecto económicamente recomendable.

2.7 PROYECCION DEL PRECIO INTERNACIONAL DEL PETROLEO Para poder realizar el estudio económico, se debe proyectar antes la variación del precio del petróleo en el tiempo. Este precio esta determinado por muchos factores, no obstante que en las últimas tres décadas la economía mundial redujo de manera significativa y sostenida su dependencia energética, el petróleo sigue constituyendo hoy en día un insumo productivo de gran relevancia y es un factor determinante de la actividad económica mundial: en 2004 representó el 2.5% del PIB y el 8.0% del comercio mundial. [24]


Figura N°2-29: Evolución del Precio del Petróleo (1970-2006)

70.0 60.0 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0

70 72 74 76

78 80 82 84

86 88 90

92 94 96 98

00 02 04 06

Fuente: OSINERG [29]

2.7.1 Factores Determinantes en la Variación de Precios Los factores determinantes estructurales de la situación actual en el mercado petrolero mundial se establecen los siguientes factores [24]:

•

Crecimiento Sobresaliente de la Demanda: la expansión de la economía mundial explica en mayor medida el crecimiento robusto de la demanda de petróleo. Esa expansión (3.2% en la década de los noventa), mejoró


•

Restricción de Oferta: en la coyuntura actual, los índices de operación de la industria están por encima del 90%: el nivel máximo técnicamente sostenible de operación; y la capacidad ociosa inmediatamente disponible excede a la demanda mundial de petróleo en sólo 1.7%. Esta situación, que es similar a las condiciones que prevalecieron en el mercado previo y durante la crisis petrolera de la década de los setenta, contrasta con el exceso de capacidad ociosa de alrededor de 4.5% observado en la década de los noventa, nivel que puede asumirse como condición propiciatoria del equilibrio del mercado petrolero. ¿Cómo se dio la alteración del equilibrio? Tras las crisis financieras que se verificaron en 1997- 1998 en economías y regiones altamente relevantes: países del Sudeste asiático, Brasil, Rusia y otros, el crecimiento de la economía mundial se contrajo, la demanda de petróleo se redujo, el mercado quedó sobre abastecido, los precios cayeron a un nivel-piso y la inversión en exploración y desarrollo de nuevas fuentes de petróleo se comprimió. Esto explica que, en la coyuntura actual, la industria petrolera, principalmente la de los países no miembros de la OPEP, esté operando a un nivel muy cercano al de la capacidad instalada, y aún así la producción sólo rebasa con poco una demanda mundial en robusto crecimiento: uno de los ritmos más elevados en los últimos 20 años.


barriles que se descubrieron anualmente durante los cinco años previo a dicho período.

•

Limitación de la Capacidad de Refinación : la capacidad instalada de las refinerías del mundo: 83.7 millones de bpd/día (2003), evolucionó muy lentamente (0.23%, promedio anual) en los últimos veinticinco años, y suma actualmente sólo un 5.5% a la capacidad de refinación que se tenía en 1980. Se quedó rezagada ante una demanda que creció sostenidamente con las décadas, lo que se refleja también en los altos precios del petróleo en la coyuntura actual. Más aun, en contraste con una demanda vigorosa impulsada por el alto crecimiento de la economía mundial, especialmente el de China e India. Dado el pleno empleo de la capacidad instalada en este ámbito de la industria petrolera, no hay mucho margen para resolver el problema esencial del mercado petrolero en el corto plazo: aumentos en la producción de crudo crearían cuellos de botella en las refinerías. La solución requiere aumentar la inversión en todos los eslabones de la cadena: exploración, desarrollo, extracción, transporte y refinación.

•

Imperfección del Mercado Petrolero Mundial : desde 1960, con el


una incidencia significativa sobre los precios del petróleo en el mercado mundial. Estos factores estructurales, especialmente el de la reducida brecha entre la oferta potencial inmediatamente disponible y la demanda, hacen que el mercado petrolero sea muy sensible ante cualquier evento de carácter coyuntural, lo que se refleja en la alta volatilidad de los precios.

2.7.2 Factores Coyunturales en la Variación de los Precios Entre los factores coyunturales que han afectado el mercado, algunos con solución no de corto plazo, están: •

El bajo nivel de los inventarios mundiales, que ha prevalecido en particularmente en la reserva estratégica de los Estados Unidos de Norteamérica durante 2004 y parte de 2005

•

El retiro de la producción de la empresa Yukos (Rusia): debido al embargo por quiebra, al no poder saldar su deuda fiscal.

•

incertidumbre política y paralización de la producción petrolera en


A los factores antes referidos, hay que sumarle las presiones causadas por el abastecimiento preventivo para el invierno de los países importadores del hemisferio boreal.

2.7.3 Calculo de Precio Internacional Por la complejidad que refleja el calculo del precio internacional del petróleo y aun mas realizar una proyección del mismo, se asumirá el promedio del precio WTI del petróleo de mayo a noviembre que es de 89.5 $us/Bbl para 2007 (ver Figura N°2-30), con un crecimiento anual del 10% y para poder estimar el precio internacional del petróleo como se puede observar en la Tabla N°2-26.

Figura N°2-30: Evolución del Precio del Petróleo de Enero- 2006 a Nov 2007


Tabla N°2-26: Proyección de Precios Internacionales. PRECIO WTI AÑO

PETROLEO[$US/BbL]

2007

89,55

2008

98,51

2009

108,36

2010

119,19

2011

131,11

2012

144,22

2013

158,64

2014

174,51

2015

191,96

2016

211,15

2017

232,27

Fuente: Elaboración Propia

2.8 METODOLOGIA DE CALCULO DE LOS PRECIOS DE LOS PRODUCTOS REGULADOS


• Gasolina Especial • Gasolina Premium • Gasolina de Aviación •

Kerosene

• Jet Fuel Nacional • Jet Fuel Internacional • Diesel Oíl •

Fuel Oíl

• Gas Licuado de Petróleo – GLP • Gas Natural Comprimido - GNC


Figura N°2-32: Precios de Referencia Internacionales. Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos [5].

Para poder entender mejor, la metodología de cálculo de precios en la Figura N°2-33 se define algunos conceptos importantes.


•

El promedio de las cotizaciones de los precios internacionales variaban en +/5% respecto del precio de referencia vigente.

•

Cambio en la alícuota del IEHD, mediante cuota del IEHD, mediante Decreto Supremo.

•

Por la aplicación del DS 25535 de fecha 6 de octubre de 1999, que modifica el margen de octubre de 1999, que modifica el margen de refinería, margen de transporte por poliductos y margen de otros transportes.

•

Variación del margen de almacenaje, mayorista o minorista.

El procedimiento de calculo del precio de los derivados regulados del petróleo se calcula en 5 etapas que se las describe a continuación y como se puede observar en la Figura N°2-34. • Primera Etapa: se calcula el precio promedio aritmético de valores máximo y mínimo

de precio diario de referencia que se obtiene de Platt’s (se lo obtiene diariamente vía Internet). •

Segunda Etapa:

se obtiene el precio Ex - Refinería


DS 24914

Figura N°2-34: Metodología de Calculo de Precios. Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos [5].

2.8.2 Metodología Actual 2.8.2.1 Marco General del Calculo de Precios Metodología Vigente El DS 24914 es modificado mediante el DS 27778 de 6 de octubre de 2004 que


Los productos derivados del petróleo regulados en Bolivia son los siguientes: •

Gasolina Especial

•

Gasolina Premium

•

Gasolina de Aviación

•

Kerosene

•

Jet Fuel Nacional

•

Jet Fuel Internacional

•

Diesel Oíl

•

Gas Oíl

•

Agro Fuel

•

Fuel Oíl

•

Gas Licuado de Petróleo de Refinería – GLPR

•

Gas Licuado de Petróleo de Plantas – GLPP

•

Gas Natural Comprimido - GNC

Los precios de referencia son los que se pueden observar en la Figura N°2-35.


Figura N°2-36: Concepto de la Nueva Metodología de Calculo de Precios Vigente . Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos [5].

La variación de precios finales se realiza en los siguientes casos: •

El promedio de las cotizaciones del WTI (paridad de exportación) se encuentra dentro de la banda establecida en el DS 27691 de fecha 18 de agosto de 2004 (de 27,11 a 24,53 US$/Bbl).

•

Se verifica un cambio en la alícuota del IEHD, cuota del IEHD, mediante


Figura N°2-37: Nueva Metodología de Cálculo de Precios. Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos [5].

En conclusión se hizo referencia al procedimiento antiguo de cálculo del precio de los derivados regulados del petróleo, para tener de manera más clara la metodología de cálculo y las definiciones dado que en la nueva mitología, solo hace referencia a los cambios realizados sin explicar de manera completa los cada uno de los términos. Por otra parte se utilizara el Precio Ex – Refinería como precio de venta de los productos de la planta hydrocracking.

Capitulo 3: Estudio de Mercado

CAPITULO 3 ESTUDIO DE MERCADO

3.1 INTRODUCCION Para realizar un estudio de la oferta y demanda del Diesel Oíl en Bolivia, se analizo la capacidad de procesamiento del crudo, la producción de este combustible en cada refinería del país, para posteriormente realizar el estudio de mercado. También se debe considerar que la materia prima para la producción de combustibles como diesel, gasolina y otros derivados, es el petróleo, también debemos considerar la normativa para el cálculo del precio interno del diesel oíl.

Capitulo 3: Estudio e Mercado

refinería Santa Cruz que pertene e a la empr esa Reficru SA. La Re finería Carl s Montene ro de Sucre perteneciente a Yacimientos Petrolíf ros Fiscales Bolivianos-YPFB, h sido clausurada desde el

es de Ener o del 2003.

Los volúmen s de proces miento de etróleo cru o en la ges ión 2006, e las refiner as de Bolivia se pueden observar en la Tabla N°3- y Figura

°3-1.

Tabla N°3-1: V lumen de etróleo Cr do Proces do en las

efinerías

estión 2006

REFIN RIA VOLUMEN (B D) PORCENTAJE Ref. Gu lberto Villarroel 23 738,00 54,90 Ref. Gu llermo Elder Bell 16 302,00 37,70 Ref. Or Negro 2 33 9,00 5,41 Ref. Sa ta Cruz 851,00 1,97 Ref. Par apeti 8,00 0,02 Total 43 238,00 100,00 (1) Equiv lentes a una peración cont nua de 365 días (2) Entro en operación a partir de octu re de 2006

F ente: Anuari o Superintendencia de Hi rocarburos (2006), [14]


3.2.2 Producción de Productos Refinados de Petróleo por Refinería Solo se cuenta con información de los volúmenes de productos refinados por las refinerías de octubre del 2006 a septiembre del 2007, ya que esta información no esta actualizada en la página Web de la superintendencia. Los derivados producidos por la refinería Gualberto Villarroel desde octubre del 2006 hasta septiembre del 2007, se muestra en la Tabla N°3-2 y Figura N° 3-2.

Tabla N°3-2: Derivados de la Refinería Gualberto Villarroel BPD. Derivados

oct-06 nov-06 dic-06ene-07feb-07mar-07abr-07may-07 un-07 ul-07ago-07 sep-07

Gases de Refinería 1 272 1 437 1 343 1 299 1 199 914 Crudo Reconstituido 10 040 4 350 4 706 4 842 3 462 1 200

Jet fuel

741

Kerosene

334

Diesel Oíl Gasolina Premium

1 693 1 739 1 937 1 951 991 301

449

250

440

299

1 335 1 349 1 143 1 129 1 243

963

4 644

3 165 5 059 3 776 3 538

7 823

1 244 1 235 1 173 364 1 282

796

377

326

308

436

365

358

8 122 6 876 6 933 6 913 5 924 3 645 7 501 7 708 7 567 8 223 7 604 7 814 0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Gasolina Especial 3 795 7 811 7 272 7 379 6 862 6 328 8 172 7 959 8 841 7 889 7 690 5 501


100%

90%

80%

LP 70%

asolina de Av iacion

60%

BPD

asolina Espe ial

50%

asolina Premium

40%

iesel Oil

30%

erosene Jet fuel

20%

rudo Reconstituido

10%

ases de Refi eria

% Oct-06 Nov06

Dec06

Jan07

Feb07

Mar- Apr-07 May07 07

Jun07

Jul-07 Aug07

Sep07

Mes

Figura N° 3-2: Derivado Refinería Gualberto

illarroel.

Fuent : Superinten encia de Hi rocarburos. [5]

Los derivados producidos por la ref nería Guill rmo Elder Bell desde octubre del 2006 hasta septiembre del 2007, se pu den observ r en la Tabla N°3-3 y F igura N°3-3.


100%

90%

80%

GLP 70%

Gasolina e Aviacion

60%

PD

Gasolina special

50%

Gasolina remium

40%

Diesel Oil

30%

Kerosene

20%

Jet fuel

10%

Crudo Re onstituido Gases de Refineria

0% Oct-06 Nov06

Dec- Jan-07 Feb06 07

Mar- Apr-07 May- Jun-07 Jul-07 Aug07 07 07

Sep07

Mes

Figura N°3-3: Derivados Refinería

uillermo lder Bell.


Los derivados producid s por la r finería Or Negro desde octubre del 2006 hasta septiemb e del 2007, se pueden o bservar en l a Tabla N°3-4 y Figura N°3-4. T bla N°3-4: Derivados de la Refin ría Oro N gro BPD.


100%

90%

80%

70%

GLP 60%

Gasolina Especiial B D

Diesel Oil

50%

Gasolina Livian 40%

C udo R constituido Gasolina RON 5

30%

Gases de R fineria

20%

10%

0% Oct- 6 Nov-06 Dec-06 Jan-07 Feb-07 Mar-07 Apr-07 May-07 J u n- 07 Mes

J ul -0 7 A ug -07 S ep- 07


100%

90%

80%

70%

60%

BPD

50%

40%

Diesel Oil

30%

Gasolina Liviana Gases de Refineria

20%

10%

0% Oct06

ov- Dec- Jan- Feb- Mar- Apr- May- Jun06 06 07 07 07 7 07 07 Mes

Jul- Aug- Sep07 07 0


100%

90%

80%

Diesel Oil

70%

Gas lina Liviana Cru o Red cido

60%

BPD

50% 4 5

494

349 714

597

40%

610 426

565 492

529

336

374

30%

20%

10%

0% Apr-06 Ma y- 06 Jun -06 J l-06 Aug-06 Sep-06M Oct-06 Nov-06 Dec-06 Jan-07 Feb-07 Mar-07 s

Figura

°3-6: Deri ados Refin ría Santa

ruz.


Los derivado producidos por todas l s refinerías a nivel nac onal desde octubre del 2006 hasta septiembre del 2007, se pu den observ r en la Tabla N°3-7 y F igura N°3-7.


100%

GL 90%

Ga olina de Avi cion 80%

BPD

Ga olina Es ecial

70%

Ga olina Premium

60%

Diesel Oil Ker osene

50%

Jet fuel

40%

Ga olina Liviana 30%

Crudo Re onstituido

20%

Ga olina RON 85 10%

Ga es de Ref ineria

0% Oct- N v- Dec- Jan- Feb- Mar- Apr- May- Jun06 6 06 07 07 07 7 07 07

Jul- Aug- S p07 07 7

Mes

Figura N°3-7: T tal Deriva os Refiner a.


3.3 PRECIOS DEL DIESEL OIL EN EL MERCADO BOLIVIANO Y LATINOAMERICANO Después del decreto supremo que fijo el precio interno del diesel oíl, este precio no ha sufrido ninguna variación como se puede observar en la Tabla N°3-8. Pero si se observa las variaciones del precio en la gestión 2005 de América Latina se pueden observar grandes variaciones, como se puede observar en la Figura N°3-8 y la Tabla N°3-9 e N°3-10.

1.4

1.2

Argentina 1

Bolivia Brasil

. t L / s u $

0.8

Chile Colombia 0.6

Paraguay 0.4

Peru Uruguay


Tabla N°3-9: Evolución de los Precios Finales de los Productos Regulados de Bolivia Gestión 2005. PRODUCTO /[Bs/L/kg]

Gasolina Especial Gasolina Premium Gasolina Aviación Kerosene Jet Fuel Nacional Jet Fuel Internal Diesel Oíl Nacional Agro Fuel Fuel Oíl GLP

ENE 3,74 4,79 4,57 2,72 2,77 3,93 3,72 2,55 2,78 2,25

FEB 3,74 4,79 4,57 2,72 2,77 3,93 3,72 2,55 2,78 2,25

MAR ABR.MAY. JUN JUL 3,74 3,74 3,74 3,74 3,74 4,79 4,79 4,79 4,79 4,79 4,57 4,57 4,57 4,57 4,57 2,72 2,72 2,72 2,72 2,72 2,77 2,77 2,77 2,77 2,77 3,93 3,93 3,93 3,93 3,93 3,72 3,72 3,72 3,72 3,72 2,55 2,55 2,55 2,55 2,55 2,78 2,78 2,78 2,78 2,78 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25

AGO 3,74 4,79 4,57 2,72 2,77 3,93 3,72 2,55 2,78 2,25

SEPT OCT NOV DIC 3,74 3,74 3,74 3,74 4,79 4,79 4,79 4,79 4,57 4,57 4,57 4,57 2,72 2,72 2,72 2,72 2,77 2,77 2,77 2,77 3,93 3,93 3,93 3,93 3,72 3,72 3,72 3,72 2,55 2,55 2,55 2,55 2,78 2,78 2,78 2,78 2,25 2,25 2,25 2,25

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. [5]

Tabla N°3-10: Comparación de Precios Finales con Países de Latinoamérica Productos Derivados del Petróleo a Diciembre de 2005. PRODUCTO[$us/L]

Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Paraguay Perú Uruguay

Gasolina Especial

0,56

0,46

1,08

1,01

0,66

0,7

0,99

1,23

Gasolina Premium

0,63

0,69

n.d.

1,02

0,9

0,79

1,15

1,29


Tabla N°3-11: Demanda de Diesel Oíl de Bolivia. DEMANDA PROMEDIO AÑO [Bbl/día] 2001 13 215,00 2002 14 436,00 2003 15 268,00 2004 16 926,00 2005 18 115,00 2006 19 942,00 2007 21 527,00 Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. [5]

Durante el año 2006 en el país se procesaron en las en las refinerías Gualberto Villarroel (RGV), Guillermo Elder Bell (RGEB), Oro Negro y Reficruz un promedio de 43 238 BPD de petróleo crudo. En la Figura N°3-1 se mostró la carga de petróleo crudo a cada una de las refinerías, como también los porcentajes que representan para la gestión 2006. La producción promedio de diesel oíl, nacional proveniente de la refinación de petróleo crudo por parte de las refinerías mencionadas para el año 2006 fue de aproximadamente 13 714,92 BPD que representa un 68,8 % del abastecimiento del país. La demanda nacional de diesel


Tabla N° 3-12: Comercialización de Diesel Oíl Refinado Gestión 1999-2007 en Bbl/día. Año

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPT.

OCTUBRE

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

7 139.00 6 088.00 6 031.00 7 553.00 9 109.00 10 529.00 10 999.00 11 409.00 11 094.00

9 906.00 6 511.00 6 102.00 7 700.00 9 118.00 10 334.00 12 568.00 12 685.00 10 822.00

9 005.00 6 907.00 6 232.00 8 476.00 7 770.00 11 652.00 12 199.00 13 675.00 12 388.00

10 609.00 9 636.00 7 037.00 10 865.00 9 786.00 12 650.00 13 352.00 13 725.00 13 897.00

10 264.00 7 685.00 6 828.00 10 398.00 8 901.00 12 528.00 11 140.00 14 914.00 14 351.00

9 253.00 6 119.00 6 655.00 8 465.00 9 712.00 14 519.00 12 453.00 14 922.00 15 838.00

9 071.00 6 141.00 8 162.00 8 547.00 11 111.00 14 783.00 12 503.00 14 450.00 15 491.00

8 901.00 8 450.00 8 306.00 8 312.00 9 922.00 14 401.00 13 111.00 14 509.00 14 911.00

9 227.00 8 210.00 8 525.00 8 597.00 10 274.00 13 988.00 13 664.00 13 910.00 15 843.00

8 476.00 8 342.00 10 184.00 9 261.00 10 402.00 12 849.00 11 801.00 14 564.00 15 338.00

PROM ANNUAL

NOVIEMBRE DICIEMBRE

8 461.00 8 839.00 8 919.00 9 019.00 11 119.00 13 289.00 13 133.00 14 308.00 14 963.00

8 146.00 7 737.00 8 300.00 8 739.00 10 872.00 13 160.00 12 249.00 11 508.00 14 649.00

9 038.17 7 555.42 7 606.75 8 827.67 9 841.33 12 890.17 11 597.67 13 714.92 14 132.08

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. [5]

Tabla N° 3-13: Comercialización de Diesel Oíl Importado Gestión 2001-2007 en Bbl/día.

Año ENERO FEBRERO MARZO

ABRIL

MAYO

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

6 465.00 3 140.00 4 801.00 4 711.00 5 070.00 6 031.00 6 690.00

6 499.00 6 320.00 5 355.00 5 314.00 4 982.00 3 273.00 4 466.00 6 261.00 6 836.00 5 671.00 7 229.00 5 502.00 5 500.00 5 338.00 6 524.00 3 802.00 2 989.00 3 131.00 2 636.00 2 862.00 5 092.00 4 918.00 6 561.00 6 627.00 6 321.00 4 704.00 5 941.00 3 482.00 5 929.00 7 437.00 7 316.00 7 216.00 6 832.00 7 332.00 7 629.00 Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. [5]

5 319.00 4 141.00 3 088.00 4 620.00 4 824.00 5 708.00 6 941.00

5 205.00 3 486.00 4 355.00 2 794.00 3 087.00 5 066.00 8 228.00

6 175.00 3 559.00 3 412.00 4 150.00 3 669.00 5 606.00 7 884.00

JUNIO

JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

5 945.00 6 126.00 6 652.00 5 707.00 8 330.00 8 109.00 8 091.00

5 227.00 6 287.00 6 513.00 6 035.00 7 345.00 8 455.00 6 559.00

4 487.00 5 657.00 6 200.00 4 989.00 6 359.00 8 262.00 8 024.00

127

PROM. ANUAL

5 607.75 4 908.58 5 426.17 4 035.50 5 683.58 6 227.50 7 395.17


Si se consideran los siguientes dados para la gestión 2006 el efecto neto negativo para el TGN es el siguiente: •

Volumen diesel oíl importado

•

Efecto al TGN por litro diesel oíl importado

•

Efecto Neto = 6 227,47 Bbl/dia x 159 L/Bbl x 365 dias/Año x 3,96 Bs/L/

VI = 6 227,47 BPD E= 3,96 Bs/L

8,00 Bs x $US •

Efecto Neto = 178 898 554,6 $US .

Por tanto el efecto neto total negativo al TGN es del orden de 178,9 millones de dólares para la gestión 2006 por la importación de diesel oíl para cubrir el déficit del mercado interno, desglosado de la siguiente manera. Efecto Subvención:

117,01 MM $US

Efecto No Recaudación IEHD:

61,89 MM $US

3.5 PROYECCION DEL CONSUMO DE DIESEL OIL EN BOLIVIA Para analizar el efecto que se tendría a futuro si no se incrementa la producción de


Tabla N°3-14: Datos Históricos Consumo Diesel, PIB, Tasa de Cambio y WTI Año 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Consumo Diesel Oíl [Bbl/año] 2 067 000,00 2 252 000,00 2 444 000,00 2 420 000,00 2 897 000,00 2 333 000,00 2 812 000,00 4 024 000,00 4 408 000,00 4 703 000,00 5 485 000,00 5 375 000,00 4 837 000,00 4 827 743,00 5 027 517,00 5 574 860,00 6 188 715,00 6 615 404,00 7 280 394,00

PIB [MBs] 14 219 987,38 14 758 943,16 15 443 136,46 16 256 452,65 16 524 115,15 17 229 578,43 18 033 728,73 18 877 396,50 19 700 704,00 20 676 718,01 21 716 623,48 21 809 328,57 22 356 265,31 22 732 699,89 23 297 736,10 23 929 416,90 24 928 062,20 25 935 774,91 27 136 679,77

TC [Bs./$u$] 2,45 2,95 3,37 3,72 4,08 4,45 4,71 4,92 5,18 5,36 5,64 6,00 6,40 6,83 7,50 7,84 8,06 8,08 8,03

WTI [$u$/Bbl] 16,38 21,10 27,28 19,50 19,41 14,51 17,16 19,03 25,23 18,33 11,35 26,10 28,44 19,39 29,46 32,13 43,15 59,41 61,96

Fuente: UDAPE [30]

Posteriormente se graficaron los datos anteriores y se realizo la prueba de raíz unitaria


Tabla N°3-15: Tasa de Crecimiento de las Variables Independientes del Modelo Año 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

DLCDO

DLPIB

DLTC

DLWTI

0,0857 0,0818 -0,0099 0,1799 -0,2165 0,1867 0,3584 0.0911 0,0648 0,1538 -0,0203 -0.1055 -0,0019 0,0405 0,1033 0,1045 0,0667 0,0958

0,0372 0,0453 0,0513 0,0163 0,0418 0,0456 0,0457 0,0427 0,0484 0,0491 0.0043 0,0248 0,0167 0,0246 0,0268 0,0409 0,0396 0,0453

0,1857 0,1331 0,0988 0,0924 0,0868 0,0568 0,0436 0,0515 0,0342 0,0509 0.0619 0,0645 0,0650 0,0936 0,0443 0,0277 0,0025 -0,0062

0,2532 0,2569 -0,3357 -0,0046 -0,2910 0,1677 0,1034 0,2820 -0,3195 -0,4793 0.8327 0,0859 -0,3830 0,4183 0,0868 0,2949 0,3198 0,0420

Con el programa econométrico Eviews 5, se realizo el cálculo de las raíces unitarias


DLPIB = Tasa de Crecimiento del PIB DLWTI (-1) = Tasa de Crecimiento del WTI de un periodo anterior Dum92, Dum93, Dum95, Dum 2003 = Variables Indicadoras, Dumy o Mudas. Para la proyección de la tasa de crecimiento del consumo de diesel oíl se usaran los datos proyectados del PIB y el WTI de la Tabla N°3-16. La tasa de crecimiento del PIB fue extractada del CEPAL y la tasa de crecimiento del WTI fue estimada como ya se describió en la sección 2.7 del marco teórico. Además la función del consumo se resume a:

  .  .  .

(3.2)

Tabla N°3-15: Tasa de Crecimiento de las Variables Independientes del Modelo Proyectadas Año DLPIB DLWTI 2006 0,045 0,04203 2007 0,04 0,09536 2008 0,04 0,09530 2009 0,04 0,09526 2010 0,04 0,09532 2011 0,03 0,09530 2012 0,03 0,09530 2013 0,03 0,09534


Tabla N°3-16: Proyección del Consumo de Diesel Oíl 2007-2020. Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DLCDO Consumo DO[BBL/Año] 0,0957841 7 280 394,000 0,0758533 7 832 636,144 0,0686247 8 370 148,452 0,0686328 8 944 615,432 0,0686384 9 558 559,544 0,0276061 9 822 434,319 0,0276081 10 093 613,04 0,0276089 10 372 286,25 0,0276025 10 658 587,25 0,0276079 10 952 848,07 0,027611 11 255 267,25 0,0276042 11 565 960,35 0,0276042 11 885 229,89 0,0276042 12 213 312,62 0,0276042 12 550 451,83 Fuente: Elaboración Propia.

CONSUMO PROYECTADO DE DIESEL OIL ] 14000000 o ñ


CONSUMO DE DIESEL OIL 1988 ‐ 2020 ] o ñ14000000 A / L B12000000 B [ L I10000000 O L E8000000 S E I D6000000 E D A4000000 D N A2000000 M E D 0 1980

Consumo Proyectado Consumo real

1990

2000

2010

2020

2030

Años Figura N°3-10: Consumo Real vs Consumo Proyectado de Diesel Oíl Fuente: Elaboración Propia

Capitulo 4: Ingeniería del Proyecto

CAPITULO 4 INGENIERIA DEL PROYECTO

4.1 INTRODUCCION El objetivo de este capítulo es realizar un estudio técnico del proceso hydrocracking para producir a partir del crudo reducido o crudo pesado diesel oíl. Hydrocracking es un proceso que convierte compuestos pesados en productos más livianos y de mayor valor. También a partir del hydrocracking se puede eliminar en forma parcial o total la presencia de compuestos azufrados, nitrogenados, metales pesados y compuestos de difícil combustión, de forma que se disminuya la producción de contaminantes atmosféricos generados por la utilización


4.2 DETERMINACION DE LA CAPACIDAD DE LA PLANTA Para realizar la determinación del volumen de producción de crudo reducido, y la disponibilidad de este producto como materia prima del proceso de Hydrocracking. Se realizó una visita a la Refinería Gualberto Villarroel, que actualmente esta a cargo de YPFB Refinación S.A. A partir de la determinación de los volúmenes de producción y las características de la carga se podrá determinar la capacidad de la planta de hydrocracking.

4.2.1 Refinería Gualberto Villarroel 4.2.1.1 Antecedentes La Refinería “Gualberto Villarroel entró en servicio con la Unidad de Topping (Sist.100) el año 1949, con una capacidad nominal de 6 500 BPDO. Posteriormente y por el incremento de la demanda se realizaron dos ampliaciones: el año 1967 la unidad de 6 000 BPDO de capacidad (sistema 400) y el año 1976 la de 12 500 BPDO (Sistema 200). Con la implementación de los


Entre otros productos se obtienen el asfalto, parafina, Gas Oíl y extractos aromáticos

4.2.1.1 Análisis de la Planta Carburantes 4.2.1.1.1

Objetivo

El objetivo de la Unidad es obtener los derivados del petróleo crudo mediante la operación que consiste en fraccionar el crudo en una serie de cortes (o fracciones) elementales, mediante la destilación fraccionada, separando por este proceso cortes de hidrocarburos de acuerdo a sus puntos de ebullición, logrando un enriquecimiento en determinados componentes, obteniéndose los siguientes productos: Naftas no estabilizadas, destilado liviano, destilado medio, destilado pesado y crudo reducido. Los destilados mencionados, mezclados en línea, dan origen a los siguientes productos comerciales: Jet-Fuel, Kerosene, Diesel Oíl, Fuel Oíl. De las naftas no estabilizadas se obtienen butano y livianos (C4-) que van como carga a la Unidad de Recuperación de Gases y nafta estabilizada que se fracciona en: Nafta Liviana (LSR) y

Capitulo 4: Ingenier a del Proye to

eliminar los liviano por arrast e, obteniéndose por d stilación l s cortes la erales: Des ilado liviano,

edio y pes do, que son llevados a la torre de S rippers, do de por inye ción de va or de

agua son despojados de sus livianos, enfriados y mezc ados en línea dando o igen a pro uctos como: Jet Fuel, Ker osene, Dies l Oíl. El producto de fondo de la torre desp jado de li ianos denomin do Crudo

educido e enviado a la Planta

ubricantes y el excedente a tanques de

crudo re ucido.

4.2.1.1.3 Determin ción del Volumen de C rudo Reduc do

P imero se r alizo un análisis comp eto de la p lanta carbu antes se utilizaron dat s del mes de J lio para re lizar este a álisis, todo los datos o btenidos de Movimient de Produc os se transfor aron de Li ros/día a B bl/día y de esta maner se pudo elaborar las siguientes igura N°4-1, 4-2 y 4-3 L as planillas del mes d julio elaboradas en litros/día a Bbl/día, stán en el a exo A.

60.00 50.00

xcel donde se convie te de

Capitulo 4: In eniería del Proyecto

70.00 60.00 50.00 40.00 ] % [

30.00 20.00 10.00 0.00 Recup.gas Dest.Liviano

erosene Diesel

il

Crudo 55.35°API

54.16

10.95

6.95

16.96

Reducido Tk. 3.00

R ducido Lub 7.98

Crudo 56.1°API

54.52

10.24

7.25

17.63

3.98

6.38

Crudo 57.25°API

58.19

9.86

7.89

16.00

5.44

2.62

Crudo 58.3°API

59.95

10.90

6.73

15.21

0.00

7.22

Crudo 59.4 °A I

60.51

11.03

6.33

16.77

0.00

5.36

Crudo 60°API

64.36

10.96

6.21

13.56

0.00

4.91

Crudo 57.684 API -prom

59.20

10.31

7.26

15.56

1.40

6.28

Figu a N°4-2: Ren imiento del C udo según °A I Fuente: Elaboración Pr pia

138


Figura N°4-3: Rendimiento Actual de la Unidad de Crudo


planillas de Excel, y están en el anexo A. A partir de esos datos se obtuvo los siguientes resultados expresados en la Tabla N°4-1

Tabla N°4-1: Historial de la Unidad de Crudo Planta Carburantes Cochabamba MES

2003

2004

2005

2006

2007

1 339,92

377,33

393,82

624,63

513,97

FEBRERO

766,10

135,88

380,69

644,16

42,67

MARZO

30,39

209,25

140,25

396,29

471,54

ABRIL

129,92

310,66

269,61

337,30

342,27

MAYO

42,55

742,94

513,78

66,60

121,52

JUNIO

280,87

0,00

238,60

141,18

233,36

JULIO

124,93

0,00

659,80

148,68

354,45

AGOSTO

154,78

564,58

445,54

564,00

0,00

SEPTIEMBRE

10,25

565,07

179,48

219,62

0,00

OCTUBRE

24,77

270,70

113,98

122,03

0,00

NOVIEMBRE

47,25

278,42

132,32

62,96

0,00

DICIEMBRE

0,00

1 114,89

0,00

271,14

0,00

2 951,73

4 569,72

3 467,88

3 598,59

2 079,78

ENERO

TOTAL:


4.2.1.2 Análisis de la Planta Lubricantes La planta de lubricantes esta compuesta por las siguientes unidades de proceso que son: Capacidad Nominal (BPD) Vacío I

2 210

Vacío II

751

Desestatización por propano (PDA)

166

Refinación por furfural

712

Desparafinación por MEK-Tolueno

945

Hidroterminado

499

La materia prima de la planta de lubricantes es el crudo reducido con 27 - 26 º API. La producción principal de esta planta son los aceites bases: •

Base neutra liviano 10 hidrogenado SN-165

•

Base neutro medio 20 hidrogenado SN-260


almacena todos lo excedentes de esta planta. Por esta razón, se considero usar estos excedentes como carga para la planta de hydrocracking dada la posibilidad que tiene este proceso de utilizar estos excedentes como alimentación. Para analizar el volumen disponible de excedentes de lubricantes se visito la planta de lubricantes de la refinería Gualberto Villarroel, un diagrama esquemático de la planta se presenta en la Figura N°4-4.


Se realizo un análisis completo de la planta lubricantes, se utilizaron datos del mes de Julio para realizar este análisis de excedentes generados en esta planta, todos los datos obtenidos de Movimiento de Productos se transformaron de Litros/día a Bbl/día y de esta manera se pudo elaborar las siguientes Tabla N°4-2. Las planillas del mes de julio elaboradas en Excel, están en el Anexo A.

Tabla N°4-2: Excedentes Planta Lubricantes Promedio Mensual Julio 2007 Día PROM

Carga Prod. 2.019,41 Crudo Reducido EXCED.VACIO I EXCED. VACIO II EXCED. PDA EXCED MK EXCED. FURFURAL EXCED: HDT EXCED. DEST .BS Total:

Productos[Bbl/día] REND. 2 019,41 748,77 61,33 0,00 0,00 32,20 2,64 262,18 21,47 175,10 14,34 0,15 0,01 2,58 0,21 1 220,98 100,00


El valor calculado de 1 220,98 BPD es el volumen de excedente que se genera en el mes de Julio del 2007, el mismo que fue almacenado en el Tanque 2932.


Tabla N°4-3: Historial Planta Lubricantes Cochabamba MES

2003

2004

2005

2006

2007

ENERO

821,59

773,82

769,55

879,44

831,41

FEBRERO

833,94

957,09

779,85

708,22

930,09

MARZO

1 114,72

991,88

717,09

1 026,16

491,58

ABRIL

1 062,45

815,38

750,61

1 512,43

1 143,22

MAYO

1 104,72

693,57

797,25

1 140,03

1 048,34

JUNIO

754,54

1 350,67

0,00

1 148,56

901,44

JULIO

1 403,45

1 045,65

856,66

849,95

1 220,98

AGOSTO

1 337,57

745,70

1 043,70

938,85

0,00

SEPTIEMBRE

1 331,45

708,21

1 129,58

1 059,74

0,00

781,41

707,72

1 389,10

925,26

0,00

1 031,67

611,54

1 199,27

964,55

0,00

983,83

624,54

1 306,53

967,26

0,00

1 046,78

835,48

976,29

1 010,04

938,15

OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL Prom Anual [Bbl/dia]


Del promedio anual se calculo el excedente promedio que es de 961.35 Bbl. /día es el volumen disponible de excedentes de Lubricantes para la planta de hydrocracking.


Productos se transformaron de Litros a Bbl/día y de esta manera se pudo elaborar la Tabla N°4-4 y la Figura N°4-5.

Tabla N°4-4: Rendimiento de la Planta Carburantes Santa Cruz de Junio 2007. Mes:Acum. Día Carga Acumulado

Productos

Productos[Bbl/día] REND

25 17.717,63 Crudo

17 717,63

Mes de

Desbutanizadora[Recup.gas]

10 265,02

57,94

Junio del

Dest.Liviano[Nafta]

1 536,24

8,67

2007

Dest.Medio[Kerosene]

1 636,26

9,24

Dest.Pesado[Diesel Oíl]

2 908,37

16,42

C. Reducido Lub

1 371,74

7,74

17 717,63

100,00

Total: Fuente: Elaboración Propia


Posteriormente, se elaboro un Historial de la Unidad de Crudo de la Planta Carburantes de Santa Cruz, desde el 2003 hasta Septiembre del 2007, se realizo este análisis para obtener el excedente de crudo reducido de esta planta

Todos los datos obtenidos de la Unidad de

Movimientos de Productos de YPFB Refinación S.A. Santa Cruz, se transformaron de L/día a Bbl día en planillas de Excel, y están en el anexo A. A partir de esos datos se obtuvo los siguientes resultados expresados en la Tabla N°4-5.

Tabla N°4-5: Historial del Crudo Reducido de Santa Cruz. AÑOS ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

2003

1 754,28

1 912,19

1 810,33

1 774,75

2 094,97

1 858,46

2004

1 260,62

1 390,05

1 477,03

1 648,42

1 309,36

1 147,38

2005

73,91

1 073,07

1 076,54

890,78

943,80

1 120,54

2006

1 393,44

1 492,20

1 546,82

1 359,43

1 242,89

1 591,01

2007

1 561,52

1 575,98

1 810,33

1 466,24

1 558,26

1 350,90

2003

1 752,71

579,90

1 252,42

1 117,35

1 222,52

1 004,75

2004

1 038,23

946,03

1 181,51

1 172,34

1 154,51

1 003,30

2005

1 161,28

1 352,19

1 286,38

1 506,58

1 973,89

1 834,90

2006

1 597,05

1 264,01

1 663,10

1 756,99

1 614,33

1 688,24


El valor de 1 409,27 Bbl./día es el volumen disponible de crudo reducido para la planta de hydrocracking.

4.2.3 Capacidad de la Planta HYDROCRACKING Con los datos recolectados de la refinería se estableció, se estableció la carga disponible para el proceso de hydrocracking. Posteriormente el laboratorio de la Refinería Gualberto Villarroel proporciono los análisis de laboratorio del: crudo reducido de Cochabamba y Santa Cruz, crudo B, productos de Unidad de Vacío I, crudo reconstituido y de los excedentes de lubricantes (tanque 2932), disponible para la planta de hydrocracking, mismos análisis que se resumen a continuación: •

CRUDO REDUCIDO (COCHABAMBA): Carga al Sistema Vacío I.( Tabla N°4-7) Tabla N°4-7: Características del Crudo Reducido Cochabamba. Prueba Método Unidad Resultado Gravedad ºAPI

ASTM D 1298

27,2

Gravedad Esp. 15.6/15.6ºC(60ºF)

ASTM D 1298

0,8916

Viscosidad cinemática a 100ºC

ASTM D 445

cSt

11,52


•

CRUDO RECONSTITUIDO B: Tabla N° 4-9: Características del Crudo B. Prueba

Método

Unidad Resultado

Gravedad ºAPI

ASTM D 1298

57,34


ASTM D 1298

0,7476


ASTM D 445

cSt

1,568

Punto inicial % Vol.

ASTM D 1160

ºF

97,6

Punto Final % vol.

ASTM D 1160

ºF

680

Fuente: Elaboración Propia .

•

UNIDAD DE VACIO I: Cortes de Vacío I o

Gas oíl ( A carburantes)

Prueba

Tabla N°4-10: Características del Gas oíl. Método Unidad Resultado

Gravedad ºAPI

ASTM D 1298

34,2


ASTM D 1298

0,8538


ASTM D 445

cSt

2,317


o

Corte Fondo ( Carga PDA)

Prueba

Tabla N°4-12: Características del Carga PDA. Método Unidad Resultado

Gravedad ºAPI

ASTM D 1298

22,3


ASTM D 1298

0,9201


ASTM D 445

cSt

44,60


ASTM D 1160

ºF

636,9

Punto Final % vol.

ASTM D 1160

ºF

1 057,5


•

CRUDO RECONSTITUIDO: Carburantes Tabla N° 4-13: Características del Crudo Reconstituido. Prueba

Método

Unidad Resultado

Gravedad ºAPI

ASTM D 1298

56,2


ASTM D 1298

0,7539


ASTM D 445

cSt


ASTM D 1160

ºF

99


Con todos los datos tanto de volumen de carga disponible, como las características de los mismos, se pudo determinar la posible carga para la Planta de Hydrocracking y sus características. Como se puede observar en la Tabla N°4-15.

Tabla N°4-15: Volumen y Características de la Carga a Hydrocracking. CARGA A HYDROCRACKING

%

º API

9 6 1 ,3 5

26

24,6

CRUDO STA..CRUZ

1.409,27

38

27

CRUDO RED CBBA

302,55

8

27,2

1.000

27

27,2

EXCED.LUB

CRUDO RED.P.TOPPING

[Bbl/día]

3.673,17

100


La composición de los excedentes de lubricantes se puede observar en la Tabla N°4-16.

Tabla N°4-16: Composición de los Excedentes de Lubricantes.


4.3 PROCESO HYDROCRACKING SELECCIONADO Considerando los criterios de selección, y en base a las tecnologías citadas en el capitulo 2, se escogió aquella que cumple con los requerimientos de producto y las características de la carga. En consecuencia la tecnología escogida es UNICRACKING (UOP), en la Figura N°4-6 se puede observar su diagrama diagr ama de flujo.


4.3.1 UNICRACKING El proceso de la UOP* Unicracking * se lleva a cabo temperaturas y presiones moderadas encima de un lecho fijo de catalizador en el cual la carga fresca es craqueada en una atmósfera de hidrógeno. Las condiciones del proceso exactas varían ampliamente, mientras dependiendo de las propiedades de la carga y los productos deseados. Sin embargo, las presiones normalmente van entre 35 y 219 kg/cm2 (500 y 3 000 lb/in2) y temperaturas entre 280 y 475°C (536 y 887°F).

4.3.1.1 Catalizador Los catalizadores de Hydrocracking combinan función ácida y metálica en componentes de la hidrogenación, en una variedad de tipos y proporciones para lograr la actividad deseada, rinda la estructura, y propiedades del producto. La sílice-alúmina amorfa fue el primer material de apoyo de catalizador en ser usado extensivamente en el servicio del hydrocracking. Cuando combinó con los promotores de hidrogenación de base-metal, estos catalizadores convirtieron el aceite de gas de vacío eficazmente (VGO) de carga a los productos con bajo peso molecular. Encima de tres décadas de


La UOP uso material zeolitico en los hydrocrackers en servicio, se agrupan a menudo según sus modelos de selectividad. Los catalizadores de metal bajos son utilizados para las aplicaciones de la nafta y son HC-24, HC-34, y HC-170. Los catalizadores de metal bajos flexibles (la nafta, Jet fuel, diesel) son DHC-41, HC-43, HC-33, HC-26, y HC-29. Los catalizadores de destilado que ofrecen una actividad significativamente reforzada encima de los catalizadores amorfos, mientras mantienen un excelente medio-destilacion y la selectividad es alta, los principales catalizadores son HC-110, HC-115, DHC-32, y DHC-39. Los catalizadores de metal nobles también están disponibles para ambos nafta (HC-28) y jet/naphtha (HC-35). Al contrario de los catalizadores amorfo-base, los materiales que contienen zeolita- son normalmente más selectivos de los productos más ligeros. Por estas razones se escogió el catalizador DHC-39, por ser un catalizador altamente altamente selectivo de destilados, que generalmente es usado para tener un alto rendimiento de diesel oíl. Además produce diesel oíl de alta calidad, con un alto número de cetano. Sus propiedades físicas se detallan en la Tabla N°4-17.

Tabla N° 4-17: Propiedades Físicas del Catalizador DHC-39.


realizarse las regeneraciones con el equipo de la planta si se diseña apropiamente o en una facilidad de regeneración del vendedor. Ambos catalizadores amorfos o zeoliticos proporcionados por UOP son totalmente regenerables y se recupera la actividad del catalizador casi totalmente después de quemar el carbono.

4.3.1.2 Esquema de Flujo de Una Sola Fase La carga de crudo reducido a la sección del reactor consiste en 2 o más corrientes (ver Figura N°4-7). Una corriente de carga son los excedentes de lubricantes provenientes de tanque 2932 y la otra corriente es crudo reducido de la refinería de Santa Cruz. A veces también ingresa una corriente de reciclaje proveniente del material no convertido del fraccionador. La combinación de estas corrientes es filtrada en el filtro F-01 para remover las partículas que pueden dañar las camas del catalizador y causar problemas de caídas de presión en el reactor. Después el crudo reducido ha pasado al separador V-02, y luego es bombeado al sistema del reactor por la bomba de carga P-01. El gas hidrógeno rico reciclado por el compresor es combinado con la carga de crudo reducido, y son carga de los intercambiadores E-01 y E-02. La corriente de crudo-gas que fluye a


El reactor hydrocracker V-01-01 es un reactor tipo botella generalmente. El complemento de hidrógeno después de ser precalentado en el intercambiador E-01, fluye a través del reactor en el espacio anular entre la parte exterior del casco y el interior de la botella. El hidrógeno actúa como un purificador para prevenir la acumulación de H2S en el espacio anular entre la botella y el exterior del casco, solo aísla el casco del reactor. Después el complemento de hidrógeno ha pasado hacia arriba del reactor, combinándose con el gas de reciclo y la carga de crudo caliente en la cabeza del reactor. El calor, vaporiza la reacción mezclada entonces pasa hacia abajo del reactor. El gas enfriador del compresor de reciclaje es inyectado al reactor entre las camas de catalizador para limitar la subida de temperatura producida por las reacciones exotérmicas. El reactor esta dividido en un número desigual de camas de catalizador. Esto se hace para dar aproximadamente la misma subida de temperatura a cada cama del catalizador y limitar la subida de temperatura a 50°F. Además la primera y segunda, pueden contener de 10% y 15% del catalizador total, mientras que la tercera y cuarta cama contienen u 30% y 45% del total del


Figura N°4-7: Destilador Hydrocracker (sección del reactor). K.O. = que deja. Fuente: UOP. [20]

156


El equipo interbed interno del reactor consiste en lo siguiente: •

Una rejilla de soporte del catalizador, el cual soporta al catalizador en la

primera cama cubierta con un tamiz de alambre. •

Un anillo enfriador, el cual dispersa el gas de enfriamiento en los

reactantes calientes sobre la cama. •

Un plato perforado, para distribuir a bruto la mezcla de reacciones

enfriadas. •

Un plato distribuidor, para la última distribución de la mezcla de

reacciones enfriadas antes de entrar a la próxima cama de catalizador. •

Un tubo de desagüe de catalizador, el cual pasa a través del interior de las

camas y conecta cada cama de catalizador con una inferior. Para descargar la carga del catalizador, el catalizador de la cama del fondo es drenada a través de la boquilla, provista en el fondo de la cabeza del reactor. Cada cama entonces drena dentro de una inferior a través del tubo de drenaje, así que aproximadamente toda la carga del catalizador puede ser removida con un mínimo de esfuerzo. Los indicadores de la presión diferencial están provistos para medir continuamente las caídas de presión a través de las camas y todo el reactor.


4.3.1.2.2 Inyección de Agua y Polisulfito

El condensado es inyectado con el efluente del reactor exactamente aguas arriba del efluente del enfriador de aire. La función de la inyección de agua es para remover el amonio y algo de H2S del efluente. La temperatura del efluente en el punto de inyección es controlada para prevenir la vaporización del agua inyectada e impedir la deposición de sólidos al sulfito de amonio. Pequeñas cantidades del ion cianuro en el efluente del reactor contribuyen con la corrosión en el efluente del enfriador de aire, pero con un inhibidor de corrosión tal como el polisulfito de sodio es inyectado para prevenir la corrosión por cianuro.

4.3.1.2.3

Separador de Alta Presión

La temperatura del separador de alta presión V-02, es controlada aproximadamente a 140°F por un controlador de temperatura, el cual ajusta el paso a la mitad del enfriador por un ventilador de aire. La temperatura del separador es aproximadamente controlado para mantener la temperatura del absorbedor de H2S aguas abajo fluctuante. La pureza de hidrógeno es baja a altas temperaturas. Sin embargo, a baja temperatura, la separación de aceite pobre/agua ocurre en el


4.3.1.2.5 Absorbedor de Gas de Reciclo

La absorción DEA (Dimetilamina) es usada para remover el H2S del gas de reciclo en el absorbedor de gas de reciclo V-04. El H2S es absorbido por una solución DEA porque reacciona químicamente con el H2S. En la Tabla N°4-18 se muestra las propiedades típicas del DEA.

Tabla N°4-18: Propiedades de las Aminas PROPIEDAD UNIDAD MONOETANOLAMINA DIMETANOLAMINA FORMULA H2 NCH2CH2OH HN(CH2CH2OH)2 PESO MOLECULAR 61,08 105,14 PUNTO DE EBULLICIÓN 760 mmHg, ºF 338,7 498,2 PUNTO DE EBULLICIÓN 50 mmHg, ºF 213,8 359,6 PUNTO DE EBULLICIÓN 10 mmHg, ºF 159,8 302 PUNTO DE CONGELACIÓN ºF 50,9 82,4 GRAVEDAD ESPECÍFICA 68ºF 1,017 1,092 VISCOSIDAD CP, 86ºF 16,2 380 ÍNDICE DE REFRACCIÓN nD30 1,4539 1,4747(1) TENSIÓN SUPERFICIAL dinas/cm. 48,3(4) 48,5(5) PUNTO DE INFLAMACIÓN ºF 205 375 CALOR DE VAPORIZACIÓN Btu/lb. 390(2) 300(3)


Las condiciones para la regeneración DEA, alta temperatura y baja presión son usadas para la reacción inversa y quitar el H2S de la solución DEA. Aproximadamente el 90% de el H2S formado por las reacciones de desulfuración es removido del gas de reciclo en el absorbedor de alta presión por el depurador de gas con solución acuosa de DEA. El absorbedor es un separador vertical empacado con anillos resistentes de acero inoxidable. El gas reciclo fluye a través de un plato de soporte y arriba a través del empaque una solución pobre de DEA de el regenerador de DEA entra por la cabeza del absorbedor distribuyéndose a través del interior y fluye hacia abajo del empaque, el DEA rico del fondo del absorbedor es enviado a la unidad de recuperación de H2S.

4.3.1.2.6 Compresor del Gas de Reciclo

El gas de reciclo es circulado por el compresor de gas de reciclo C-01, manejado por una corriente de turbina. Una gran porción de la corriente de gas de reciclo se une a la corriente de carga de crudo aguas arriba, para formar el efluente de carga a los intercambiadores. Otra porción de la corriente de gas de reciclo fluye como controlador del enfriamiento del interbed.


agua entonces va rápidamente como reflujo al drum V-12. El gas agrio del reflujo drum es enviado al contactor de amina de baja presión. El hidrocarburo líquido condensado es reenviado al stripper. El fondo del stripper de H2S es enviado al fraccionador de producto V-12 después de ser calentado con el diesel en el intercambiador E-16, circulando como reflujo en el E-18 al fondo del fraccionador. La carga al fraccionador es llevada para su calentamiento en el horno H-02. Después del calentamiento, la carga del fraccionador vaporizada parcialmente es introducida en la zona flash del fraccionador de producto V-12. En la zona flash el vapor y líquido se separan. El vapor pasa a través de una zona de rectificación que contiene aproximadamente 27 platos. El calor es removido de la columna del fraccionador, en la cabeza es condensado y recirculado al sistema como reflujo. El vapor deja el plato de la cabeza de la columna y es condensado y es separado en dos fases hidrocarburo y agua. Parte del hidrocarburo es recuperado como producto de cabeza y el resto es enviado a la columna como reflujo para asegurar una buena separación de la columna. La porción debajo de la zona flash contiene 5 platos. Una corriente supercaliente es


Figura N°4-8: Destilador Hydrocracker (la sección de la destilación). Fuente: UOP [20]

162


4.3.1.3 Condiciones de Operación Las condiciones de operación del hydrocracker de UNA-ETAPA, se pueden observar en la Tabla N°4-19 y la disponibilidad de la materia prima y sus características se detallan en la Tabla N°4-20.

Tabla N°4-19: Condiciones de operación del Hydrocracker Parámetros de Operación Unidades Valor Temperatura Promedio del Catalizador

ºF

775

Velocidad Espacial, LHSV

hr.-1

1,72

Presión de Entrada Reactor

psi.

2 600

Caída de Presión Reactor

psi.

50

Presión Parcial del H2 de entrada

psi

2 000

Consumo de Hidrogeno

Scf/bbl

1 150

Reposición+Reciclo al Reactor entrada, SOR

Scf/bbl

5 000

Reposición de H2 puro

%Vol.

95

Temperatura de separador HP

ºF

140

Presión de Separador HP, SOR

psi

2 415

Perdida (bleed) de Flujo (100% H2)

Scf/bbl

200


La capacidad de la planta de hydrocracking es de 5 000 BPD, en caso de que se incremente la materia prima con crudo reducido de las otras refinerías del país. Por lo que se define las características de la carga en la Tabla N°4-21 para cual se realizo también un balance del hydrocracker, como se puede observar en la Tabla N°4-22.

Tabla N°4-21: Características de la Posible Carga. CARGA A HYDROCRACKING EXCED.LUB CRUDO REDUCIDO

[Bbl/día]

%

º API

961,35

26

24,6

4 038.65

74

27,1

5 000

100

Fuente: Elaboración Propia.

Tabla N°4-22: Balance de Materia del Hydrocracker. COMPONENTE % Vol. BPD º API (lb./hr)/BPD lb./hr %S peso lb./hr S Carga Crudo Reducido 74 4 038,65 27,1 1,172 4 733,3 0,02 0,9 Exced. Lub 26 961,35 24,6 1,19 1 144,0 0,54 6,2


Figura N°4-9: Selectividad de los Catalizadores de la UOP. Fuente: UOP [20]

En la Tabla N°4-23 se detalla la inversión en la tecnología de la UOP y también se considera los servicios que requiere para su operación.

Tabla N°4-23: Inversión para Tecnología UNICRACKING.


4.4 UBICACION DE LA PLANTA DE HYDROCRACKING La selección de la ubicación más óptima para la planta de hydrocracking, se realizo tomando en cuenta los requerimientos de la planta que son superficie, insumos y servicios. Al respecto, existen dos zonas con potencial de cumplir con las necesidades de la planta, las cuales son: las Refinerías Gualberto Villarroel (Cochabamba) y Guillermo Elder (Santa Cruz). El Objetivo en general de este capitulo es hallar la óptima localización, para la instalación de una planta de Hydrocracking, la cual cumpla con todos los requerimientos de la planta y minimicé los costos.

4.4.1 Macrolocalizacion 4.4.1.1 Refinería Guillermo Elder La refinería Guillermo Elder fue descartada en el análisis de localización por las siguientes razones:


facilitaría el transporte del Crudo Reducido. Por estas razones la Planta de Hydrocracking se ubicara en la Refinería de Cochabamba. 4.4.1.2.1 Ubicación

La Refinería Gualberto Villarroel se encuentra ubicada en la ciudad de Cochabamba, sobre la avenida Petrolera Km. 6, en la localidad de Valle Hermoso. La planta se encuentra localizada a 2 650 metros de altura (en relación al nivel del mar) y geográficamente se encuentra ubicada en las siguientes coordenadas: •

•

Coordenadas UTM: o

Zona: 19;

o

Datum: WGS84;

o

Oeste: 805649;

o

Sur: 8068006.

Coordenadas LAT/LON, ver Tabla N°4-24:

Tabla N°4-24: Coordenadas Latitud y Longitud


4.4.1.2.2 Características de la Región

De acuerdo a consideraciones geológicas la Refinería se encuentra dentro de un paisaje de suaves lomadas dentro de la zona llamado “Valle Hermoso”, ubicado a unos 7 Km al SudSudeste del centro de la cuidad de Cochabamba, dentro de la subcuenca del Río Sulty, en la porción austral de la divisoria de aguas caracterizada en el sector por el cerro Kirikiri. Constituye un sector con pendiente general suave del orden del 5 % al Nor- Noroeste. Por el oeste y por el este del área se ubican depresiones elongadas, también con sentido general al Nor-oeste, que definen un alto topográfico en el sector central y oriental del área. Así, las mayores alturas del área se ubican al Sud en el orden de los 2 470 msnm y las menores en el Nor-oeste del área en el orden de los 2 428 msnm. A partir de los datos existentes, el movimiento de aguas subterráneas sería en dirección Norte con influencias locales hacia el Noroeste y al Noreste por presión diferencial generada por las geoformas descritas anteriormente. Por lo tanto, se clasifica a la zona dentro de un modelo hidrogeológico integrado por acuíferos colgados, mayormente aislados, es decir, mayormente desconectados entre sí y con una extensión areal reducida.


En la zona donde el Río Sulty comienza a apartarse del camino principal y de la vía férrea que recorre el valle, a unos 1.5 Km aguas arriba de la Refinería, nace un canal artificial. Este canal lleva agua para riego y se dirige hacia el Norte, ingresando en el predio de la Refinería por su extremo Sudoccidental. En su recorrido el canal atraviesa el sector occidental del predio y separa la planta de asfalto y las vías férreas del sector sud y almacenes de la Refinería. Mas adelante, el canal continúa hacia el norte y separa el sector de oficinas de administración y la planta de tratamiento de efluentes de las instalaciones de Refinación. Este sale del predio por el lateral Noroccidental y corre paralelo al mismo, por el exterior de la Refinería. Principales ríos o arroyos cercanos, ver Tabla N°4-25:

Tabla N°4-25: Ríos y Arroyos Cercanos a la Refinería NOMBRE Quebrada Tamborada Río Sulti

PERMANENTE O INTERMITENTE Intermitente

ACTIVIDAD PARA LA QUE SE APROVECHAN

Consumo humano y riego de hortalizas Intermitente Consumo humano y riego de hortalizas Fuente: YPFB Refinación SA.[26]


El Figura N°4-10 ilustra una imagen satelital con la población colindante a la Refinería Gualberto Villarroel. Las características más remarcables de la población son: •

En un kilómetro alrededor de la refinería habitan poco más de 20 627 personas distribuidas en 4 510 hogares, de los cuales 2.305 comparten la vivienda con otro hogar.

•

97% de estos hogares (4 379) vive por debajo de la pobreza, es decir que carece de varios servicios básicos, reside en viviendas precarias cuyos materiales de construcción no son los adecuados y tiene niveles modestos de educación.

•

Hogares de 4.6 personas, que perciben ingresos familiares mensuales de 959 Bs, son los más representativos alrededor de la refinería.

•

Los barrios aledaños a la refinería y su población son bastante jóvenes. 71% de las personas que habitan en la zona tienen 30 años o menos y 48% está en edad escolar.

•

Alrededor de la refinería la zona más populosa es la norte (41,1% de los hogares) y la menos populosa la zona oeste (8.8% de los hogares).

•

Por su parte, la zona norte es también que tiene los menores niveles de pobreza



Figura N°4-11: Cantidad de Personas Fuente: YPFB Refinación SA [26] 4.4.1.2.4 Clima de la Región

En la Tabla N°4-27, se detallan los parámetros promedio de las condiciones climáticas predominantes en la Ciudad de Cochabamba (resumen meteorológico de los últimos 41 años)


La información descrita es solamente de referencia, para verificar la información meteorológica actual se deberá recurrir a la información actualizada en tiempo real. 4.4.1.2.5 Servicios Técnicos

A continuación se describe la capacidad y demanda, de servicios de la refinería Gualberto Villarroel. Para así tener una idea clara de los requerimientos de inversión que serán necesarios para satisfacer tanto la refinería como la nueva planta de hydrocracking. Capacidad vs Demanda

Demanda 1: Toda la refinería solo con generación eléctrica propia. Demanda 2: La refinería con elctricidad con generación propia (GP) y servicio publico (SP). •

VAPOR Habitualmente trabajan tres calderas por confiabilidad operativa. Pero en la Tabla N°4-28 se describe la operación de 1 caldera, lo que implica que existe capacidad excedente para la generación de vapor para la nueva planta.

Tabla N°4-28: Capacidad vs Demanda de Vapor


Tabla N°4-29: Capacidad vs Demanda de Energía Eléctrica Cap. Nominal

Cap. Real

Demanda 1

(kw/h)

(kw/h)

(kw/h)

4 000

4 000

5 000

Demanda 2 GP(kw/h)

SP(kw/h)

3 500

1 500

Fuente: YPFB Refinación SA [26]

•

AIRE Habitualmente trabaja 1 Compresor. Pero en la Tabla N°4-30 se describe la operación del compresor, y se puede observar que existe capacidad excedente para la generación de aire para la nueva planta.

Tabla N°4-30: Capacidad vs Demanda de Aire. Cap. Nominal Cap. Real Demanda 1 (m3 /h)

(m3 /h)

4 200

(m3 /h) 1 250

Fuente: YPFB Refinación SA [26]


Tabla N°4-32: Capacidad vs Demanda de Agua para Enfriamiento y Agua Potable (Sumunpaya)

Produc. Pozos

Cap. Nominal

Cap. Real

Demanda 1

(m3 /h)

(m3 /h)

(m3 /h)

56

15

29

Reuso

10

Angostura

4 Fuente: YPFB Refinación SA [26]

En conclusión el único obstáculo para la instalación de la planta hydrocracking en la refinería es el abastecimiento de agua, pero con la perforación de nuevos pozos de agua se logra cubrir la demanda por lo que a pesar de este aspecto negativo aun se considera la Refinería Gualberto Villarroel como opción para la ubicación de una nueva planta.

4.4.2 Micro localización La Refinería Gualberto Villarroel cuenta con dos zonas, de posible ubicación de la planta


Con ayuda del AUTOCAD, se determino el área disponible en la zona tomando en cuenta las distancias anteriormente descritas. La zona cuenta con una extensión superficial 19 847.15m2. En las Figura N°4-12 y 4-13, se puede apreciar las características de la primera opción para la ubicación de la planta Hydrocracking.

Figura N°4-12: Primera Opción de Localización Planta Hydrocracking Vista 1



4.4.2.2 Segunda Opción Localización Planta Hydrocracking La segunda opción para la posible ubicación de la planta hydrocracking es la zona de los pasivos ambientales, que esta ubicada atrás de los almacenes de la planta Lubricantes. Para calcular el área de esa zona se consideraron los siguientes aspectos: •

Se considero 60 metros de distancia planta – alambrado de almacenes.

•

Existen casas muy cercanas a la refinería por lo que se considero 60 m plantacasa.

Con ayuda del AUTOCAD, se determino el área disponible en la zona tomando en cuenta las distancias anteriormente descritas. La zona cuenta con una extensión superficial 20 949.59m2. En las Figura N°4-14, 4-15, y 4-16, se puede apreciar las características de la segunda opción para la ubicación de la planta Hydrocracking.

Figura N°4-14: Segunda Opción de Localización Planta Hydrocracking Vista 1






4.4.3 Selección de Ubicación de la Planta Hydrocracking En base a las consideraciones descritas en parrafos anteriores, la opción seleccionada fue la primera. Porque cuenta con un terreno regular, por tanto no se deberán realizar movimientos de tierra. Además las casas están bastante alejadas de los predios de la refinería. La segunda opción fue descartada porque su terreno es muy irregular, por lo que se deberá realizar movimientos de tierra y también se debe considerar que en la zona existe bastante pasivo ambiental que deben ser tratados. Además en esta zona la comunidad esta muy cerca del alambrado de la refinería, lo cual representa un riesgo potencial para la instalación de la planta de hydrocracking en esta zona. En el Anexo C se puede observar la ubicación de la primera y segunda opción en el Plano Localización de Planta Hydrocracking.

4.5 ORGANIGRAMA En la Figura N° 4-17 se puede observar la estructura organizacional que tendrá la planta


Figura N°4-17: Organigrama Planta Hydrocracking. Fuente: Elaboración Propia

180


4.6 PLAN DE HIGIENE Y SEGURIDAD INDUSTRIAL A fin de desarrollar las actividades en la Planta de Hydrocracking con todas las medidas de seguridad para la prevención de accidentes y prevención de enfermedades ocupacionales; se ha elaborado este plan de Higiene y Seguridad Ocupacional.

4.6.1 Planta de Hydrocracking

4.6.1.1 Calidad del Aire en el Area de Trabajo •

Se realizara un monitoreo periódico de la calidad del aire para los contaminantes relevantes a las actividades de cada área de trabajo y las operaciones de la Planta.

•

Mantenimiento adecuado de la ventilación, equipos de control de contaminantes del aire, equipos de protección respiratoria y equipos de monitoreo de la calidad del aire.

•

Uso obligatorio de los equipos de protección respiratoria por todos los


•

Uso de protectores auditivos por todo el personal que esté expuesto a niveles de ruido por encima de 85 dBA.

4.6.1.3 Trabajo en Areas Confinadas •

Previo a la entrada y ocupación de áreas confinadas (por ejemplo tanques, zanjas, alcantarillas, excavaciones) debe evaluarse la presencia de gases y vapores tóxicos, inflamables, explosivos y la falta oxígeno.

•

Antes de la entrada y durante la ocupación de los espacios confinados se verifica y provee una adecuada ventilación.

•

El personal que trabaja en áreas confinadas, que puedan verse contaminadas o faltas de oxígeno, debe utilizar respiradores con tanque de oxígeno durante el período de su ocupación.

•

Los supervisores/asistentes permanecen fuera de las áreas confinadas para asistir en caso de una emergencia al personal que trabaja dentro de dichas áreas.

4.6.1.4 Manipulación y Almacenamiento de Materiales Peligrosos •

Todos los materiales peligrosos (reactivos, inflamables, radioactivos, corrosivos y


•

Al personal que trabajara en áreas de alta temperatura y/o alta humedad se les asigna un régimen de trabajo con constantes descansos fuera de dichas áreas.

•

Se realizaran exámenes médicos pre-ocupacionales y periódicos durante el tiempo de trabajo a todo el personal.

4.6.1.6 Seguridad Industrial •

Los cinturones, poleas, arneses y otras partes móviles siempre deberán ser asegurados a los andamios de protección y barandas.

•

Todas las plataformas elevadas y pasadizos, las escaleras y rampas estaran equipadas con pasamanos o barandas y superficies anti-deslizantes.

•

Todos los equipos eléctricos tienen tierra, estaran bien aislados y conforme a las normas aplicables.

•

Todos los trabajadores contaran con botas de seguridad anti-deslizantes, guantes, lentes de seguridad, casco, protectores de rostro, uniformes y otros equipos de protección necesarios.

•

Los protectores de ojos serán obligatorios para el personal que trabaja en áreas donde exista un riesgo de generación de partículas o chispas o donde exista una intensa


No se prevé que se arrastre muchos sedimentos provenientes de las excavaciones y nivelaciones, dado que el terreno seleccionado no exige mucho movimiento de tierras. Por otra parte se producirá el desbrocé de esa zona, donde se pudo apreciar la presencia de vegetación. Dado que la ubicación de planta será en los predios de la refinería, los efectos al paisajismo de la zona serán mínimos, pero debido al movimiento de maquinaria existirá contaminación atmosférica dado que los caminos de acceso al área de construcción son de tierra.

4.7.2 Medidas Protectoras En cumplimiento con la ley 1333 de Medio ambiente. Se deben mitigar los impactos negativos, por lo que para evitar los efectos negativos que la construcción de la planta, se proponen las siguientes medidas:

4.7.2.1 Protección a la Atmósfera •

Control del polvo generado por la maquinaria y circulación de vehículos mediante el riego periódico de las vías de acceso.


•

Coordinar el uso de las vías de acceso para que no exista excesivo tráfico.

•

También se realizara la señalización respectiva de la zona de trabajo.

4.7.2.3 Vegetación •

Se minimizara el desbrocé de la zona, ya que es la de mayor concentración de vegetación de la refinería.

Capitulo 5: Evaluación Financiera

CAPITULO 5 ESTUDIO FINANCIERO

5.1 INTRODUCCION El objetivo es realizar un análisis financiero del presente estudio. Se debe mencionar que todo análisis y enfoque realizado en este sector, es sencillamente una estimación económica y financiera sobre el monto de inversión que representará la implementación de la planta de Hydrocracking, asimismo se pretende dar orientación sobre el punto de equilibrio y la tasa interna de retorno, antes que resultados exactos y definitivos.

5.2 DETERMINACION DEL COSTO DE INVERSION DE TECNOLOGIA La Tabla N°5-1 que se presenta a continuación, muestra el costo de las maquinarias y


En conclusión la inversión solo en la tecnología es de 20 MM$us para una planta de 5 000 BPD, mientras que para una planta de 4 000BPD la inversión es 16 MM$us, a su vez en la Tabla N°5-1, se ve claramente los requerimientos de servicios para la planta.

5.3 COSTOS DE INVERSION Y OPERACION 5.3.1 Costos de Inversión En la Tabla N°5-2 se muestra la inversión total prevista para la planta de hydrocracking, basado en los datos del capitulo 2 y 4. Además se pueden observar los montos de inversión para dos opciones de capacidad de planta una de 5 000 y otra 4 000 Bbl/día.

Tabla N°5-2: Inversión Total del Proyecto de Hydrocracking CAPACIDAD DE LA PLANTA ACTIVO FIJO Maquinaria y equipo (planta hydrocracking) Transporte de FOB a CIF y lugar 32% Obras civiles 20% (Incluye terreno, obras, edificaciones y pavimentación) Instalaciones Auxiliares 60%( Instalación Eléctrica,

5 000 BPD 4 000BPD TOTAL TOTAL 20.000.000,00 16.000.000,00 6.400.000,00 5.120.000,00 4.000.000,00

3.200.000,00


•

El costo de las instalaciones axiliares se considero un 60%% del costo de la maquinaria y equipos de la planta hydrocracking.

•

Para el montaje se considero un 35% % del costo de la maquinaria y equipos de la planta hydrocracking.

•

Se considero un 20% para imprevistos, del costo físico de la planta.

5.3.2 Costos de Operación A continuación se realiza el cálculo de los costos de operación del proyecto. Dentro de los costos de operación se incluye el costo de materias primas, de servicios, de reposición de catalizador y de otros productos químicos, así como los costos por supervisión, mano de obra y mantenimiento.

5.3.2.1 Costos de Operación Opción 1: Para una planta de hydrocracking de 5 000 BPD

Materia Prima

La materia prima para el proceso de hydrocracking es crudo reducido y excedentes de


Costos de Operación por servicios

Los costos de operación y servicios se muestran en la Tabla N°5-4

Tabla N°5-4: Costos de Operación en Servicios CONSUMO COSTO UNIT. SERVICIOS CONSUMO ANUAL [$US] Electricidad, kW*h/h 2.250,00 821.250,00 0,07 Combustible,106 Btu/día 720,00 26.280,00 4,65 Vapor, MP (exportación), MT/día 26,40 9.636,00 7,00 Agua de Enfriamiento, m3/h 136,27 49.738,55 0,03 Agua de limpieza, m3 0,67 245,28 0,10 Total Costo Servicios:

COSTO [$US/AÑO] 60.772,50 1.222.020,00 67.452,00 1.293,20 25,02

1.351.567,72

Costos de personal y mano de obra

En cuanto al costo del personal se tomo en cuenta 3 turnos de operación de la planta, es decir que la planta funcionara las 24 horas, para tomar el salario mes del personal se tomo en cuenta el Análisis Financiero Depuración de los Combustibles Pesados de Recope [21]. Los valores obtenidos como referencia para este proyecto, se pueden observar en la Tabla N°5-5.


DESCRIPCION PERSONAL JEFE DE MANTENIMIENTO 1 GERENTE ADMINISTRATIVO 1 CONTADOR GENERAL 1 CONTADOR COSTOS/GENERAL 3 PRESUPUESTOS 1 ADQUISICIONES 2 ENCARGADO LOGISTICA 1 ENCARGADO CAJA 1 SISTEMAS 1 ASESORIA LEGAL 1 SECRETARIAS 4

SALARIO [$US/MES]

COSTO PERSONAL [$US/MES]

2.709,68

2.709,68

3.225,81 2.709,68

3.225,81 2.709,68

1.032,26 774,19 774,19

3.096,77 774,19 1.548,39

774,19 774,19 1.032,26 1.032,26 774,19 TOTAL COSTO PERSONAL POR MES TOTAL COSTO PERSONAL ANUAL

774,19 774,19 1.032,26 1.032,26 3.096,77

66.580,65 798.967,74

De las anteriores tablas se puede resumir, lo siguiente:

Tabla N°5-6: Resumen de Costos para la Planta de 5 000 BPD COSTOS DE OPERACIÓN COSTO MATERIA PRIMA

TOTAL [$us/Año] 22.792.019,85


Tabla N°5-7: Costos de la Materia Prima para Planta de 4 000 BPD CAPACIDAD DE LA 4 000 BPD PLANTA RUBRO

CONSUMO CONSUMO [Bbl/día] [Bbl/año]

3.673,17 1.340.707,05 MATERIA PRIMA [Bbl] Costos de Operación por servicios

COSTO [$US/Bbl]

17,00

COSTO [$US/AÑO]

22.792.019,85

Los costos de operación y servicios se muestran en la Tabla N°5-8.

Tabla N°5-8: Costos de Operación en Servicios CONSUMO COSTO UNIT. COSTO SERVICIOS CONSUMO ANUAL [$US] TOTAL[$US] Electricidad, kW*h/h 1.800,00 657.000,00 0,07 48.618,00 Combustible,106 Btu/día 576,00 210.240,00 4,65 977.616,00 Vapor, MP (exportación), MT/día. 21,12 7.708,80 7,00 53.961,60 Agua de Enfriamiento, m3/h 109,02 39.792,30 0,03 1.034,60 Agua de limpieza, m3 0,53 192,72 0,10 19,66 Total Costo Servicios: 1.081.249,86 Costos de personal y mano de obra


DESCRIPCION PERSONAL SALARIO $US/MES INSTRUMENTISTA 4 645,16 ELECTRICOS 4 645,16 JEFE DE LABORATORIO 1 2.709,68 ANALISTA DE LABORATORIO 4 774,19 JEFE DE MANTENIMIENTO 1 2.709,68 GERENTE ADMINISTRATIVO 1 3.225,81 CONTADOR GENERAL 1 2.709,68

COSTO PERSONAL $US/MES 2.580,65 2.580,65 2.709,68 3.096,77 2.709,68 3.225,81 2.709,68

Tabla N°5-9: Calculo del Costo del Personal. (Continuación)

DESCRIPCION CONTADOR COSTOS/GENERAL PRESUPUESTOS ADQUISICIONES ENCARGADO LOGISTICA ENCARGADO CAJA SISTEMAS ASESORIA LEGAL SECRETARIAS

PERSONAL SALARIO $US/MES 3 1 2 1 1 1 1 4

1.032,26 774,19 774,19 774,19 774,19 1.032,26 1.032,26 774,19 TOTAL COSTO

COSTO PERSONAL $US/MES 3.096,77 774,19 1.548,39 774,19 774,19 1.032,26 1.032,26 3.096,77


5.3.2.3 Amortización del Préstamo De acuerdo a las investigaciones es este proyecto se suele buscar financiamiento externo debido a la magnitud de las inversiones. Para tal efecto simulamos un posible escenario finnaciero. Las condiciones del préstamo son las siguientes: •

Monto: 100% financiamiento del costo de la planta

•

Plazo: 10 años con dos años de gracia

•

Interés: 8.0 % anual

•

Forma de Pago. Cuotas anuales iguales de amortización

5.3.2.3.1 Opción 1 Planta de 5000BPD

El monto de inversión total es de: 66 042 000 $us. •

Monto Préstamo: 66 042 000 $us.


•

n = periodo de pago de préstamo

Por lo tanto de la ecuación 1 y 2 se obtiene: •

i = 0.08

•

n = (10-2) = 8

•

frc = 0.1740141

•

A = 11 492 282,82 $us.

Si se descompone la cuota anual en pago al capital e interés, se pueden observar estos valores en la Tabla N°5-11.

Tabla N°5-11: Servicio a la Deuda ($Us/Año) Opción 1

AÑO

PAGO

PAGO

CAPITAL

INTERES

PAGO CUOTAS

0

SALDO 66.042.000,00

1

5.283.360,00

5.283.360,00

66.042.000,00

2

5.283.360,00

5.283.360,00

66.042.000,00


5.3.2.3.2

Opción 1 Planta de 4 000BPD

El monto de inversión total es de: 53 423 600 $us. •

Monto Préstamo: 53 423 600$us.

La cuota anual “A” de reembolso constante está dado por la ecuación 1 [25]:

= frc * P

(1)

Donde: •

frc = factor de recuperación de capital

•

P = Monto de préstamo frc =

i * (1 + i ) n

(1 + i ) n − 1

Donde: •

i = Tasa de interés de préstamo

•

n = periodo de pago de préstamo

(2)


Tabla N°5-12: Servicio a la Deuda ($Us/Año) Opción 2.

AÑO

PAGO

PAGO

CAPITAL

INTERES

PAGO CUOTAS

0

SALDO 53.423.600,00

1

4.273.888,00

4.273.888,00

53.423.600,00

2

4.273.888,00

4.273.888,00

53.423.600,00

3

5.022.606,96

4.273.888,00

9.296.494,96

48.400.993,04

4

5.424.415,52

3.872.079,44

9.296.494,96

42.976.577,51

5

5.858.368,76

3.438.126,20

9.296.494,96

37.118.208,75

6

6.327.038,26

2.969.456,70

9.296.494,96

30.791.170,49

7

6.833.201,32

2.463.293,64

9.296.494,96

23.957.969,16

8

7.379.857,43

1.916.637,53

9.296.494,96

16.578.111,73

9

7.970.246,03

1.326.248,94

9.296.494,96

8.607.865,71

10

8.607.865,71

688.629,26

9.296.494,96

0,00

TOTAL

53.423.600,00

29.496.135,71

82.919.735,71

5.3.2.4 Resumen de Costos de Operación A partir de los anteriores datos se pueden definir los costos fijos y variables de operación

Capitulo 5: Estudio Financiero

Tabla N°5-13: Cálculo de Costos Fijos de la Planta Hydrocracking CAPACIDAD DE LA PLANTA

5 000 BPD

4 000BPD

COSTOS DE PRODUCCION

TOTAL

TOTAL

798.967,74

798.967,74

4.000.000,00

3.200.000,00

160.000,00

128.000,00

1.038.000,00

840.400,00

519.000,00

420.200,00

399.483,87

399.483,87

Mano de Obra y supervisión (incluye bonos, compensación y otros B.soc Depreciación del Activo Fijo: *Costo Físico de la planta sin incluir obras civiles( se deprecia 8 años) *Depreciación de Edificaciones(monto a depreciar en 25años) Mantención(2% anual del activo fijo) Seguros (1% anual del Activo fijo) Gastos Generales(50% del costo anual de sueldos del personal)

Subtotal 6.915.451,61

GASTOS DE ADMINISTRACION Gastos Generales de

4.988.083,87


Tabla N°5-14: Cálculo de Costos Variables de la Planta Hydrocracking. CAPACIDAD DE LA PLANTA Carga disponible,

3.673,17 BPD

5 000 BPD

4 000BPD

PRECIO UNITARIO

TOTAL

TOTAL

COSTOS DE PRODUCCION

[$US]

ANUAL

ANUAL

MATERIA PRIMA [Bbl]

17,00

22.792.019,8522.792.019,85

SERVICIOS Electricidad, kW*h/h

0,07

60.772,50

48.618,00

Combustible,106 Btu/día

4,65

1.222.020,00

977.676,00

Vapor, MP (exportación), MT/día.

7,00

67.452,00

53.961,60

Agua de Enfriamiento, m3/h

0,03

1.293,20

1.034,60

Agua de limpieza, m3

0.10

25,02

19,66

Sub. Total

24.143.582,5723.873.269,71

TOTAL COSTOS VARIABLES

24.143.582,5723.873.269,71

En la Tabla N°5-15, se puede observar los costos variables y fijos del proyecto tanto para una capacidad de 5 000 BPD como para la de 4 000 BPD:


estimaron en 29,68 millones de dólares por año, de los cuales el 77% corresponde al costo de la materia prima, el 3% a personal operativo del proceso, un 4% corresponde a costos por servicios, 17% costos de depreciación de activo fijo, seguro, mantenimiento y gastos generales

5.4

DETERMINACION DE LOS INGRESOS POR VENTAS DE PRODUCTOS A partir de la determinación de costos, y la consideración en cada caso de las dos posibles

opciones de capacidad de planta, se puede obtener la producción de Diesel oíl tomando en cuenta que en ambas opciones el volumen de materia prima es el mismo, dado que en anteriores análisis se determino un volumen de 3 673,17 Bbl/día como carga disponible. También para determinar el Volumen de producción se debe tener en cuenta que la etnología UNICRACKING tiene un rendimiento del 94 % en vol. de Diesel Oíl, 3,5% en Vol. C4, 7,5% Vol. de Nafta liviana y 11,4% vol de Nafta pesada; también se produce C3 y C2 pero para este calculo no se los toma en cuenta. Como se puede observar en la Tabla N°5-16.

Tabla N°5-16: Volumen de Producción del proceso UNICRACKING. CAP. MAT. PLANTA PRIMA[Bbl/día]

CAP PROD. Utilizada[%]

PRODUCTO

CANTIDAD PRODUCCION [Bbl/día] [Bbl/año]


Tabla N°5-17: Planilla de Precios Ex – Refinería de los Derivados de Petróleo Regulados. PRODUCTO

Gasolina Especial Gasolina Premium Gasolina Aviación Kerosene Jet Fuel Nacional Jet Fuel Internal Diesel Oíl Nacional Agro Fuel Gas Oíl Fuel Oíl Gas Licuado de Refinería

P. Ref $us/Bbl

IVA P Ref $us/Bbl

Mg Ref $us/Bbl

IVA Mg Ref $us/Bbl

Pr Ex Ref A/Comp $us/Bbl

Dif Pr $us/Bbl

Mg Comp $us/Bbl

IVA Dif Pr y Mg Comp $us/Bbl

27.11

4.05

4.81

0.72

36.69

0.00

1.57

0.23

38.49

27.11

4.05

4.81

0.72

36.69

0.00

1.57

0.23

38.49

27.11

4.05

4.81

0.72

36.69

0.00

1.57

0.23

38.49

27.11 27.11 27.11

4.05 4.05 4.05

4.81 4.81 4.81

0.72 0.72 0.72

36.69 36.69 36.69

0.00 0.00 0.00

1.57 1.57 1.57

0.23 0.23 0.23

38.49 38.49 38.49

27.11

4.05

4.81

0.72

36.69

0.00

1.57

0.23

38.49

27.11 27.11 27.11 27.11

4.05 4.05 4.05 4.05

4.81 4.81 4.81 4.81

0.72 0.72 0.72 0.72

36.69 36.69 36.69 36.69

0.00 -14.33 0.00 -23.23

0.00 0.00 1.57 0.00

0.00 -2.14 0.23 -3.47

36.69 20.22 38.49 9.99

Pr Ex-Ref $us/Bbl

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos [5].

Por lo que se toma como precio 38.49 $us /Bbl de productos obtenidos en la planta de hydrocracking. El ingreso por ventas se puede observar en la Tabla N°5-18.

Tabla N°5-18: Ingresos por Venta de Productos Planta de Hydrocracking. CAP.

MAT. PRIMA (Bbl/día)

CAP.

Cant. (Bbl/día)

PROD.

Precio [$us/Bbl]

Ingreso [$us/año]


5.5 ANALISIS DEL FLUJO DE FONDOS

•

Cálculo de Flujo de Fondos antes de Impuestos: Una vez calculado los ingresos y

gastos operativos podemos determinar el flujo de fondos antes de impuestos como se observa en las Tabla N°5-19 y 5-20.

Tabla N°5-19: Flujo de Fondos Antes de Impuestos para 5 000 BPD. Descripcion 5000BPD Inversiones[MM$us] Ingresos[MM$us] Gastos Operativos [MM$us] Flujo Neto antes de Impuestos[MM$us]

0 -66,04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 -31,88 -31,88 -31,88 -31,88 -31,88 -31,88 -31,88 -31,88 -27,88 -27,88

-66,04 28,19 28,19 28,19 28,19 28,19 28,19 28,19 28,19 32,19 32,19

Tabla N°5-20: Flujo de Fondos Antes de Impuestos para 4 000 BPD. Descripcion 4000BPD 0 Inversiones[MM$us] -53,42

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10


Tabla N°5-21: Flujo de Fondos Con Pago de Impuestos para 5 000 BPD en MM$us Descripcion 5000BPD 0 1 2 Inversiones -66,04 Ingresos 60,07 60,07 Costos Totales Sin intereses bancarios* -31,88 -31,88 *Intereses bancarios -5,28 -5,28 Monto Imponible -66,04 22,91 22,91 IMPUESTOS -8,48 -8,48 IT(3%) -0,69 -0,69 IUE(25% utilidad NETA) -4,81 -4,81 IVA (13%) -2,98 -2,98 Flujo de Fondos Con impuestos -66,04 14,43 14,43 *Se consideraron los montos de depreciación

3

4

5

6

7

8

9

60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 60,07

10 60,07

-31,88 -31,88 -31,88 -31,88 -31,88 -31,88 -27,88 -27,88 -5,28 -4,79 -4,25 -3,67 -3,05 -2,37 -1,64 -0,85 22,91 23,40 23,94 24,52 25,14 25,82 30,55 31,34 -8,48 -8,66 -8,86 -9,07 -9,30 -9,55 -11,30 -11,59 -0,69 -0,70 -0,72 -0,74 -0,75 -0,77 -0,92 -0,94 -4,81 -2,98

-4,91 -3,04

-5,03 -3,11

-5,15 -3,19

-5,28 -3,27

-5,42 -3,36

-6,42 -3,97

-6,58 -4,07

14,43 14,74 15,08 15,45 15,84 16,27 19,25

19,74

Tabla N°5-22: Flujo de Fondos Con Pago de Impuestos para 4 000 BPD en MM$us. Descripcion 4000BPD 0 1 2 3 4 5 6 Inversiones -53,42 Ingresos 60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 60,07 Costos Totales Sin intereses bancarios* -29,68 -29,68 -29,68 -29,68 -29,68 -29,68 *Intereses bancarios -4,27 -4,27 -4,27 -3,87 -3,44 -2,97 Monto imponible 26,11 26,11 26,11 26,51 26,95 27,42

7

8

9

10

60,07 60,07 60,07 60,07 -29,68 -29,68 -29,68 29,68 -2,46 -1,92 -1,33 -0,69 27,92 28,47 29,06 29,70


Tabla N°5-23: Flujo de Fondos Neto para 5 000 BPD en MM$us. Descripción

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Ingresos

60,07

60,07

60,07

60,07

Gastos Operativos

-31,88

-31,88

-31,88

Pago a Capital

0,00

0,00

-6,21

-6,71

-7,24

-7,82

-8,45

-9,12

-9,85 -10,64

Intereses bancarios

-5,28

-5,28

-5,28

-4,79

-4,25

-3,67

-3,05

-2,37

-1,64

Impuestos

-8,48

-8,48

-8,48

-8,66

-8,86

-9,07

-9,30

-9,55 -11,30 -11,59

Depreciación Maq.

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

0,00

0,00

Depreciación Obras

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

5000 BPD 60,07

60,07

-31,88 -31,88

-31,88

60,07

60,07 60,07 60,07

-31,88 -31,88 -27,88 -27,88 -0,85

Civiles. Inversiones

-66,04

Valor residual

Flujo de Fondos Neto

2,4

-66,04

18,59

18,59

12,38

12,20

12,00

11,78

11,55

11,30

9,55

11,66

Tabla N°5-24: Flujo de Fondos Neto para 4 000 BPD en MM$us. 203apreciación 4000 BPD

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Ingresos

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

Gastos Operativos

-29,68

-29,68

-29,68

-29,68

-29,68

-29,68

-29,68

-29,68

-29,68

-29,68

Pago a Capital

0,00

0,00

-5,02

-5,42

-5,86

-6,33

-6,83

-7,38

-7,97

-8,61

Intereses bancarios

-4,27

-4,27

-4,27

-3,87

-3,44

-2,97

-2,46

-1,92

-1,33

-0,69


Tabla N°5-25: Flujo de Fondos con Base Efectivo para el Proyecto (Millones $us) Planta d e 5 000 BPD DETALLE/AÑO Capacidad Produccion (%) INGRESOS TOTALES *Volumen Ventas(Bbl/año) *Ventas (MM$us) COSTOS TOTALES

0

Costos Variables Operación

*Costos de Produccion Costos Fijos de Operación

*Mano de obra *Gastos Administrativos *Depreciación Maq. *Depreciación Obras Civiles. *Intereses Bancarios *Otros Gastos Utilidad Antes de Impuestos IMPUESTOS IT(3%) IVA (13%) IUE(25% utilidad NETA) Utilidad Neta OTROS Inversión Pago a capital Depreciación Maq. Depreciación Obras Civiles. Valor Residual Flujo de Efectivo Flujo de Efectivo Acumulado

1

2

9

10

73 60,07 1.560.583,01 60,07 -37,16 -24,14 -24,14 -13,02 -0,80 -0,02 -4,00 -0,16 -5,28 -2,76 22,91 -8,48 -0,69 -2,98 -4,81 14,43

73 60,07 1.560.583,01 60,07 -37,16 -24,14 -24,14 -13,02 -0,80 -0,02 -4,00 -0,16 -5,28 -2,76 22,91 -8,48 -0,69 -2,98 -4,81 14,43

3 73 60,07 1.560.583,01 60,07 -37,16 -24,14 -24,14 -13,02 -0,80 -0,02 -4,00 -0,16 -5,28 -2,76 22,91 -8,48 -0,69 -2,98 -4,81 14,43

4 73 60,07 1.560.583,01 60,07 -36,66 -24,14 -24,14 -12,52 -0,80 -0,02 -4,00 -0,16 -4,79 -2,76 23,40 -8,66 -0,70 -3,04 -4,91 14,74

5 73 60,07 1.560.583,01 60,07 -36,13 -24,14 -24,14 -11,98 -0,80 -0,02 -4,00 -0,16 -4,25 -2,76 23,94 -8,86 -0,72 -3,11 -5,03 15,08

6 73 60,07 1.560.583,01 60,07 -35,55 -24,14 -24,14 -11,41 -0,80 -0,02 -4,00 -0,16 -3,67 -2,76 24,52 -9,07 -0,74 -3,19 -5,15 15,45

7 73 60,07 1.560.583,01 60,07 -34,92 -24,14 -24,14 -10,78 -0,80 -0,02 -4,00 -0,16 -3,05 -2,76 25,14 -9,30 -0,75 -3,27 -5,28 15,84

8 73 60,07 1.560.583,01 60,07 -34,25 -24,14 -24,14 -10,10 -0,80 -0,02 -4,00 -0,16 -2,37 -2,76 25,82 -9,55 -0,77 -3,36 -5,42 16,27

73 60,07 1.560.583,01 60,07 -29,52 -24,14 -24,14 -5,37 -0,80 -0,02 0,00 -0,16 -1,64 -2,76 30,55 -11,30 -0,92 -3,97 -6,42 19,25

73 60,07 1.560.583,01 60,07 -28,73 -24,14 -24,14 -4,59 -0,80 -0,02 0,00 -0,16 -0,85 -2,76 31,34 -11,59 -0,94 -4,07 -6,58 19,74

0,00 4,00 0,16

0,00 4,00 0,16

-6,21 4,00 0,16

-6,71 4,00 0,16

-7,24 4,00 0,16

-7,82 4,00 0,16

-8,45 4,00 0,16

-9,12 4,00 0,16

-9,85 0,00 0,16

18,59 -47,45

18,59 -28,86

12,38 -16,48

12,20 -4,28

12,00 7,72

11,78 19,50

11,55 31,06

11,30 42,36

9,55 51,91

-10,64 0,00 0,16 2,4 11,66 63,57

-66,04

-66,04 -66,04

204


Tabla N°5-26: Flujo de Fondos con Base Efectivo para el Proyecto (Millones $us) Planta de 4 000 BPD DETALLE/AÑO Capacidad Produccion(%)

0

INGRESOS TOTALES *Volumen Ventas(Bbl/año) *Ventas (MM$us) COSTOS TOTALES

1 92

2 92

3 92

4 92

5 92

6 92

7 92

8 92

9 92

10 92

60,07 1.560.583,01

60,07 1.560.583,01

60,07 1.560.583,01

60,07 1.560.583,01

60,07 1.560.583,01

60,07 1.560.583,01

60,07 1.560.583,01

60,07 1.560.583,01

60,07 1.560.583,01

1.560.583,01

60,07 -33,95

60,07 -33,95

60,07 -33,95

60,07 -33,55

60,07 -33,12

60,07 -32,65

60,07 -32,14

60,07 -31,60

60,07 -31,01

60,07 -30,37

60,07


-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

*Costos de Produccion

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

-23,87

Costos Fijos de Operación

-10,08

-10,08

-10,08

-9,68

-9,25

-8,78

-8,27

-7,72

-7,13

-6,50

*Gastos Administrativos

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

*Mano de Obra

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

*Depreciación Maq.

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

*Depreciación Obras Civiles.

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

*Intereses bancarios

-4,27

-4,27

-4,27

-3,87

-3,44

-2,97

-2,46

-1,92

-1,33

-0,69

*Otros Gastos

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

Utilidad Antes de Impuestos

26,11

26,11

26,11

26,51

26,95

27,42

27,92

28,47

29,06

29,70

IMPUESTOS IT(3%)

-9,66 -0,78

-9,66 -0,78

-9,66 -0,78

-9,81 -0,80

-9,97 -0,81

-10,14 -0,82

-10,33 -0,84

-10,53 -0,85

-10,75 -0,87

-10,99 -0,89

IUE(25% utilidad NETA)

-5,48

-5,48

-5,48

-5,57

-5,66

-5,76

-5,86

-5,98

-6,10

-6,24

IVA (13%)

-3,39

-3,39

-3,39

-3,45

-3,50

-3,56

-3,63

-3,70

-3,78

Utilidad Neta OTROS Inversión Amortización Préstamo Depreciación Maq. Depreciación Obras Civiles. Valor Residual Flujo de Efectivo Flujo de Efectivo Acumulado

16,45

16,45

16,45

16,70

16,98

17,27

17,59

17,94

18,31

-3,86 18,71

-7,97

-8,61

-53,42 0,00

0,00

-5,02

-5,42

-5,86

-6,33

-6,83

-7,38

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

19,78 -33,64

19,78 -13,87

14,76 0,89

14,61 15,50

14,45 29,95

14,27 44,22

14,09 58,31

13,88 72,19

10,47 82,66

12,15

1,92

-53,42 -53,42

94,81

205


5.6

CALCULO DE LOS INDICADORES FINANCIEROS DEL PROYECTO El estado de resultados calculado permite la obtención de los siguientes indicadores

financieros, los mismos que demuestran la factibilidad financiera del proyecto.

5.6.1 Valor Actual Neto (VAN). Es el valor monetario que resulta de restar la suma de los flujos descontados a la inversión inicial. Matemáticamente el VAN [25] se expresa mediante:

VAN =

n

BN n

∑1 (1 + i ) n=

n

− I 0 (3)

Donde: n = 10 años = Número de periodos BN = Beneficio neto actualizado para el periodo n n


5.6.2 Tasa Interna de Retorno (TIR). Este criterio evalúa el proyecto en función de una única tasa de rendimiento anual en donde la totalidad de los beneficios actualizados son exactamente iguales a los desembolsos expresados en moneda actual. Dicho de otra manera, es la tasa que iguala la suma de los flujos descontando a la inversión inicial. Matemáticamente es expresado como la tasa de descuento que hace que el VAN sea igual a cero.

n

BN n

∑1 (1 + i ) n=

n

− I 0 = 0 (4)

El valor del resultado se compara con el valor de i = 8% , Si: •

TIR < i Proyecto económicamente no rentable.

•

TIR = i Proyecto económicamente no concluyente

•

TIR > i Proyecto económicamente recomendable.

Para los valores de la Tabla N°5-25 y Tabla N°5-26, se calculo el valor del TIR aplicando la ecuación 4.


Donde: n = Número de periodos i = 8% I0 = Inversión In = Ingresos en el periodo n Cn = Egresos en el periodo n En función al valor del B/C, se presentan tres casos que permiten evaluar el proyecto: • B/C < 1 Proyecto económicamente no recomendable. • B/C = 1 Proyecto económicamente en equilibrio. • B/C > 1 Proyecto económicamente recomendable.

Para los valores de la Tabla N°5-25 y Tabla N°5-26, la relación Beneficio/Costo es: •

se tiene: B/C= 1,33 para la planta de 5 000 BPD

•

se tiene: B/C= 1,47 para la planta de 4 000 BP

5.6.4 Periodo de Repago


Como se puede observar en la Tabla N°5-27 el periodo de Repago para la planta de 5 000 BPD es de 5 años. • Periodo de repago para planta de 4 000 BPD

De la Tabla N°5-26 se puede obtener:

Tabla N°5-28: Flujo Efectivo Acumulado para Planta de 4 000 BPD Descripción 4 000 BPD

0

1

2

Flujo de Efectivo

-53,42

Flujo de Efectivo Acumulado

-53,42 -33,64 -13,87

3

4

5

6

7

8

9

10

19,78 19,78 14,76 14,61 14,45 14,27 14,09 13,88 10,47 12,15 0,89 15,50 29,95 44,22 58,31 72,19 82,66 94,81

Como se puede observar en la Tabla N°5-28 el periodo de Repago para la planta de 4 000 BPD es de 3 años.

5.7 ANALISIS DE SENSIBILIDAD DEL PROYECTO Para realizar el análisis de sensibilidad del proyecto se han considerado variaciones del precio de venta del diesel y de la materia prima.(Ver Figura N°5-1).


• Segundo Escenario: Disminución del 10% en el precio de la materia prima (P1)

y en el precio de los productos (P2) • Tercer Escenario: Incremento en el 10% de la materia prima. • Cuarto escenario: Incremento en el 10% de los productos.

En el Anexo E se muestran las tablas E–1, E–2, E–3, E–4, que contiene el Flujo neto de Fondos para cada uno de los escenarios para el análisis de sensibilidad. En las Tabla N°5-29 y las Figura N°5-2 y Figura N°5-3 se puede observar el análisis de sensibilidad del proyecto.

Tabla N°5-29: Sensibilidad del Proyecto. Capacidad 5000 4000 5000 4000

Variación Incremento de 10% Mat. Prima y Prod. Finales Incremento de 10% Mat. Prima y Prod. Finales Disminución de 10% Mat. Prima y Prod. Finales Disminución de 10% Mat. Prima y Prod. Finales

Precio Mat.Prima [$us/Bbl]

Precio Precio VAN [$us/Bbl] [Bs/L] [MM$us] TIR% B/C

18,7

42,34

4,09

40,28

21,79

1,39

18,7

42,34

4,09

65,47

33,93

1,53

15,3

34,64

3,35

8,77

11,73

1,26

15,3

34,64

3,35

33,95

22,66

1,4


Figura N°5-2: VAN (MM$us) vs. Varaciones del Precio 80.00 70.00 s 60.00 u $ M50.00 M N40.00 A V30.00

5000 BPD 4000 BPD

20.00 10.00 0.00 42.34

34.64

38.49

42.34

Variaciones del Precio

Figura N°5-3: TIR (%) vs. Variaciones del Precio.

40.00 35.00 30.00 25.00

] 20.00 % [ R 15.00

5000 BPD


Pero el 2007 no estaba instalada la planta hydrocracking por lo que el crudo reducido se uso para formar RECON (30% crudo reducido y 70% gasolinas livianas), en la Tabla N°5-31 se pueden observar los ingresos al estado boliviano ; por la exportación de este producto, el ingreso neto es lo que realmente se considera la ganancia por la venta de este producto porque se le quito el pago de 30,35 $us/Bbl a la refinería y el costo de transporte que es 2,33 $us/Bbl.

Tabla N°5-30: Demanda, Producción e Importación de Diesel Oíl [Bbl/día] en Bolivia ANUAL DEMANDAPRODUCCIONIMPORTACION 2001

13 214,50

7 606,75

5 607,75

2002

13 736,25

8 827,67

4 908,58

2003

15 267,50

9 841,33

5 426,17

2004

16 925,67

12 890,17

4 035,50

2005

17 281,25

11 597,67

5 683,58

2006

19 941,91

13 714,44

6 227,47

2007

20 177,12

14 401,93

5 775,20

Tabla N°5-31: Exportación de RECON 2007.


Si la planta hydrocracking no se instalara, se podrá exportar RECON y además se tendrá que importar más diesel oíl, en ese caso se saco un promedio anual de 15 537 278,66 dólares mensualmente para poder importar diesel oíl con este ingreso. Por otra parte en la Tabla N°5-32 se pueden observar los precios FOB y CIF del diesel oíl importado, el precio CIF es el precio al que llega a Bolivia; por tanto es el costo neto del m 3 de diesel oíl importado.

MES JULIO

AGOSTO

Tabla N°5-32: Precio FOB y CIF del Diesel Oíl Importado. TOTAL PRECIO FOB PRECIO CIF 3 PROVEEDOR PROVEEDOR PROM.[$US/M ] PROM.[$US/M3] PDVSATRAFIGURA 10 672,17 627,72 907,92 PDVSA-VITOL 0,00 627,72 907,92 REFINOR S.A. 2 094,55 608,09 882,91 YPF.S.A 496,98 620,20 898,34 TOTAL 13 263,70 620,93 899,27 PDVSATRAFIGURA 14 398,77 555,43 815,80 PDVSA-VITOL 5 175,18 555,43 815,80 REFINOR S.A. 4 396,35 590,69 860,73 YPF.S.A 602,21 875,41 TOTAL 23 970,30 600,94 841,94 PDVSA-


Tabla N°5-33: Volumen Importado de Diesel Oíl con Ingresos por Exportación de RECON

MES JULIO AGOSTO SEPTIEM BRE

PRECIO UNITARIO $US 899,27 841,94 925,68

INGRESO DIESEL NETO OIL DIESEL OIL 3 RECON[$US] M Bbl 11 236 085,18 12 494,63 79 583,63 10 323 130,03 12 261,20 78 096.80 12 980 430,10

14 022,57

89 315,73

Como se puede observar solo se pueden comprar 82 332,05 Bbl (promedio de los 3 meses) de diesel oíl con el ingreso mensual de la exportación de RECON. Tomando en cuenta que la importación mensual para el 2007 es aproximadamente 221 855,10 Bbl, lo cual significa que con la venta de RECON solo se cubre el 37% de la importación mensual de diesel oíl.

Capitulo 6: Conclusiones y Recomendaciones

CAPITULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES En base a la información de los capítulos anteriores las conclusiones principales del estudio son:

• La tecnología de Hydrocracking escogida es UNICRACKING de la UOP, tiene una

alta obtención de diesel oíl el rendimiento en volumen es del 94%, lo que no permitirá cubrir, una parte del mercado interno. Por las severas condiciones de operación que requiere el hydrocracking, es que la inversión para este proceso es alta.


• El proceso Hydrocracking genera 3 452.78 BPD de Diesel oíl que cubre solo un 13%

aproximadamente de la consumo de diesel oíl, si la planta inicia su funcionamiento el 2010. • El VAN del proyecto es de 24,53 y 49,71 millones de dólares en un horizonte de 10

años y para una tasa de descuento de 8% para una planta de 5 000 y 4 000 BPD respectivamente. Si tomamos en cuenta el VAN la planta de 4 000 BPD es mas recomendable económicamente que la de 5 000 BPD. • El TIR del proyecto es de 16,79 % y 28,46 % en un horizonte de 10 años y para una

tasa de descuento de 8% para una planta de 5 000 y 4 000 BPD respectivamente. Si tomamos en cuenta el TIR la planta de 4 000 BPD es mas recomendable económicamente y que la de 5 000 BPD. • Si se toma en cuenta la relación B/C, los valores para el proyecto son 1,33 y 1,47 para

5 000 y 4 000 BPD respectivamente; si se considera este factor las dos capacidades son económicamente recomendables.


tecnológico en la industria del refino; por lo que Bolivia seguirá dependiendo de otros países. • En el caso de que se analice el proyecto con unas variaciones en el precio de los

productos, se pueden observar los resultados obtenidos en la Tabla N°6-1

Tabla N°6-1: Variaciones del VAN, TIR y B/C por las Cambio del Precio de Venta. Capa cidad 5000 4000 5000 4000 5000 4000

Variación Incremento de 10% Mat. Prima y Prod. Finales Incremento de 10% Mat. Prima y Prod. Finales Disminución de 10% Mat. Prima y Prod. Finales Disminución de 10% Mat. Prima y Prod. Finales Incremento del 10%en precio materia prima Incremento del 10%en precio materia prima

Precio Mat.Prima Precio [$us/Bbl] [$us/Bbl]

Precio [Bs/L]

VAN [MM$us] TIR% B/C

18,7

42,34

4,09

40,28

21,79 1,39

18,7

42,34

4,09

65,47

33,93 1,53

15,3

34,64

3,35

8,77

11,73 1,26

15,3

34,64

3,35

33,95

22,66

18,7

38,49

3,72

14,89

13,52 1,27

18,7

38,49

3,72

40,07

24,96 1,39

1,4


• Además este estudio solo toma en cuenta la producción de diesel oíl a partir del

petróleo, sin tomar en cuenta la producción de diesel Oíl a partir de tecnologías como el GTL o Biodiesel. • Por otra parte, el diesel oíl producido a partir del proceso Hydrocracking, es un

producto libre de contaminantes por lo que su daño al medio ambiente disminuye notablemente. • También se debe considerar que al instalar una planta de hydrocracking se abre la

posibilidad de procesar productos pesados; lo que incrementara el rendimiento del petróleo dado que, estaríamos obteniendo productos de mayor valor económico y se estaría eliminando los excedentes de las refinerías.

6.2 RECOMENDACIONES Las siguientes son las recomendaciones más importantes: • Como apoyo al proyecto hydrocracking el gobierno boliviano debe reglamentar el

precio del crudo reducido y excedentes de lubricantes a 17$us/Bbl.

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS [1] Ministerio de Hacienda, http://www.hacienda.gov.bo/plannaldesarrollo/pdf/5-3-1.pdf [ 2007, Mayo 21]

[2] Nueva Economía, http://www.nuevaeconomia.com.bo[ 2007, Mayo 21] [3] Guía de mejores Técnicas disponibles en España del sector de refino del petróleo, www.grupoag.es/refineriabalboa/documentos/Guia_Tecnologica_del_refino_en_espana_ Guia_MTDs.pdf [ 2007, Mayo 24]

[4] Hidrocraqueo,http://webdelprofesor.ula.ve/ingenieria/josedel/materias/materias/petroleoii/ hidrocraqueo.pdf[ 2007, Mayo 28]

[5] Superintendencia de Hidrocarburos, http://www.superhid.gov.bo/refinerias.html. [2007, Mayo 28]

[6] Unidad de análisis de políticas sociales y económicas, http://www.udape.gov.bo/AnalisisEconomico/analisis/vol14/art03.pdf [2007, Mayo 21]

[7] Universidad Andina Simón Bolívar, http://www.uasb.edu.bo/universidad/fai_docs/Caso_YPFB_Desintegracion%20de%20la% 20cadena%20industrial.pdf [2007, Mayo 21]

[8] Contes Associates, http://www.contechs.org/mamani_proposal_in_spanish.htm

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

Ingeniería de Producción de la Facultad de Arquitectura e Ingenierías de la Universidad Privada Boliviana, Pág.111

[16]

Anuario Superintendencia de Hidrocarburos (2006) , “Informe Estadístico 2006

dirección de Comercialización”.

[17]

Instituto Nacional de Estadística , www.ine.gov.bo

[18]

KINN L. C. GTL BOLIVIA (2006), “Explicaciones Económicas para la

Construcción de Plantas GTL en Bolivia”.

[19]

Ministerio hidrocarburos (2007), “Informe sobre las Exportaciones de Crudo

Reconstituido Boliviano (RECON)”.

[20]

UOP, www.uop.com, [ 2007, Mayo 24]

[21]

ZAMORA SERGIO (2005), “ Evaluación de la depuración de los combustibles

Pesados de Recope” , www.gaiacr.com/images/depuracion.pdf, [ 2007, Mayo 24]

[22]

HERNANDEZ ANDRES (2004), “Refino, Gas y Marketing”, Instituto Superior de la

Energía

[23]

SPEIGHT J.G. y ÖZÜM B. (2002), “Petroleum Refining Processes”, Capitulo 17

Pág. 485.

[24]

MONTENEGRO JUAN (2005), “Crecimiento de los Precios del Petróleo y Sus

Repercusiones en la Economía Dominicana”, Secretariado Técnico de la Presidencia de la Republica Dominicana Programa de Reforma del Poder Ejecutivo Unidad de Análisis Económico, [email protected].

ANEXO A

ANEXO A PRODUCCION CARBURANTES EN LA REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL

ANEXO A

PLANILLA DEL MES DE JULIO 2007 CARBURANTES

ANEXO A

Dia 1,00

Carga 25.369,7 6

Crudo del :

Prod.

Productos[Bbl/día ]

REND .

25.369,76

Dia

Crudo Desbutanizadora[Recup.gas ]

6,00

13.741,39

54,16

Crudo del : Tk2902:

Tk2903:

55,3°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.777,58

10,95

Tk2901: Cambio de Tk a las

55,4°API


1.763,16

6,95


4.303,36

16,96


C.Reducido Tk.

760,21

3,00

17:45

C. Reducido Lub

2.024,06

7,98

°API Prom:

Total:

25.369,76 Productos[Bbl/día ]

100,00 REND .

17:00 °API Prom:

Dia 2,00

55,35

Carga 25.382,5 0

Crudo del : Tk2902:

Dia 3,00

55,2°API

Carga 25.298,1 8

Crudo del : Tk2901:

55,3°API

Prod.

25.382,50

Carga 25.211,2 3

Prod. Crudo Desbutanizadora[Recup.gas ]


7,00

13.597,75

53,57

Crudo del :

Dest.Liviano[Nafta]

2.586,11

10,19

Tk2903:


1.995,47


REND .

25.211,23 15.368,46

60,96

59,1°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.575,83

10,22

60°API


1.829,46

7,26


4.127,95

16,37

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C. Reducido Lub

1.309,54

59,55

Total: Dia


Carga 25.344,6 7


100,00 REND .

25.344,67 15.246,13

60,16

Dest.Liviano[Nafta]

2.777,58

10,96

7,86


1.714,85

6,77

4.351,48

17,14


4.225,49

16,67

C.Reducido Tk.

2.534,05

9,98

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C. Reducido Lub

317,64

1,25

C. Reducido Lub

1.380,61

5,45

Total:


100,00 REND .

Total:


100,00 REND .

Prod.

25.298,18

Dia 8,00

58,8°API

Prod.


5,19

Carga 25.208,2 0

Prod.


13.378,61

52,88

Crudo del :

Dest.Liviano[Nafta]

2.524,64

9,98

Tk2903:

58,7°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.777,58

11,02


2.050,89

8,11

56,9°API


1.739,01

6,90


4.431,22

17,52



3.744,15

14,85

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

16:00

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C. Reducido Lub

2.912,81

11,51

°API Prom:

C. Reducido Lub

1.969,34

57,80


25.208,20 14.978,12

59,42

7,81

ANEXO A

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

11,00

25.674,93

Crudo

25.674,93


15.067,18

58,68

Crudo del : Tk2901:

Crudo del :

REND.

Dia

Carga

16,00

25.487,71

Productos[Bbl/día]

REND.

Crudo

25.487,71


15.279,40

59,95

Dest.Liviano[Nafta]

2.777,58

10,90

Tk2901:

57,1°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.272,17

8,85

Tk2902:

58,35°API


2.404,90

9,37


1.714,85

6,73

Cambio de Tk a las


4.365,56

17,00


3.876,07

15,21

10:00

C.Reducido Tk.

1.467,00

5,71

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C. Reducido Lub

98,11

0,38

C. Reducido Lub

1.839,80

7,22

Total:

25.674,93

100,00

Total:

25.487,71

100,00

Crudo

25.327,80


15.814,29

62,44

Crudo del :

Dest.Liviano[Nafta]

2.563,76

10,12

Tk2901:


1.695,19


°API Prom:

12,00

57,73

25.327,80

Crudo del : Tk2902:

59,1°API

17,00

Crudo

25.530,52


15.279,45

59,85

Dest.Liviano[Nafta]

2.777,58

10,88

6,69


1.714,85

6,72

3.753,81

14,82


4.059,77

15,90

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C. Reducido Lub

1.500,75

5,93

C. Reducido Lub

1.698,87

6,65

Total:

25.327,80

100,00

Total:

25.530,52

100,00

REND.

Prod.

Productos[Bbl/día]

REND.

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

13,00

25.283,49

Crudo

25.283,49


16.663,13

65,91

Crudo del : Tk2901:

Crudo del :

58,3°API

Prod.

25.530,52

58,6°API

Dia

Carga

18,00

25.434,02

25.434,02


15.557,79

61,17

Dest.Liviano[Nafta]

2.777,58

10,92

Tk2902:

59,1°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.777,58

10,99

Tk2903:

60,8°API


1.731,04

6,85


1.634,43

6,43

Cambio de Tk a las


2.556,90

10,11


3.715,19

14,61

09:00

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C.Reducido Tk.

0,00

C. Reducido Lub

1.554,84

6,15

C. Reducido Lub

1.749,03

°API Prom:

60,00

58,4°API

Crudo

0,00 6,88

ANEXO A Dia 21,00


REND .

Carga

Prod.

25.434,19


15.824,26

62,22

Crudo del :

Crudo del :

25.434,19

Dia 26,00

Carga 25.333,4 4



REND .

25.333,44 14.461,56

57,08

Tk2902:

60,1°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.325,27

9,14

Tk2901 :

58,7°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.610,02

10,30


54,1°API


2.378,66

9,35

55,8°API


1.795,75

7,09


3.368,13

13,24



4.171,35

16,47

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

13:15

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C. Reducido Lub

1.537,86

6,05

°API Prom:

C. Reducido Lub

2.294,76

Total:


100,00 REND .

15:30 °API Prom:

57,10

Total:

Dia

Carga

Prod.

22,00

25.315,84


15.431,90

60,96

Crudo del :

58,8°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.179,71

8,61

Tk2902 :

58,9°API 59,10°AP I


2.240,03


58,93

Crudo del : Tk2903:

°API Prom:

25.315,84

Dia 27,00

0,00

13.875,71

54,52


1.845,24

7,25

3.774,13

14,91


4.485,63

17,63

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C.Reducido Tk.

1.013,62

3,98

C. Reducido Lub

1.690,07

6,68

C. Reducido Lub

1.623,40

6,38

Total:


100,00 REND .

Total:


25.460,38


15.457,59

60,71

Crudo del : Tk2902:

25.460,38

Dia 28,00

Tk2903:

58,7°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.565,08

10,07


58,2°API


1.662,67

6,53


4.049,75

15,91


C.Reducido Tk.

0,00

0,00

15:00

C. Reducido Lub

1.725,29

6,78

°API Prom:

58,45

25.448,48

8,85

23,00

°API Prom:


100,00 REND .

10,24

Prod.

56,1°API

Prod.


2.604,89

Carga

16:00

Carga 25.448,4 8

9,06

Dest.Liviano[Nafta]

Dia

Crudo del :

57,25

Carga 25.283,6 1


100,00 REND .

25.283,61 13.879,17

54,89

55,9°API

Dest.Liviano[Nafta]

2.586,56

10,23

56,2°API


1.891,83

7,48


4.066,02

16,08

C.Reducido Tk.

1.049,82

4,15

C. Reducido Lub

1.810,21

56,05

7,16

ANEXO A

Dia

Carga

Productos

Productos[Bbl/día]

31,00

25.509,71

Crudo

25.509,71


15.113,68

59,25

Dest.Liviano[Nafta]

2.863,29

11,22


1.714,87

6,72


3.549,91

13,92

C.Reducido Tk.

669,71

2,63

C. Reducido Lub

1.598,24

6,27

Total:

25.509,71

100,00 REND.Prom

Crudo del : Tk2901:

55,4°API

REND.

Mensual

Carga

Productos

Productos[Bbl/día]-Prom

Promedio

25.396,68

Crudo

25.396,68


15.035,25

59,20

Dest.Liviano[Nafta]

2.619,49

10,31


1.843,20

7,26


3.950,49

15,56

C.Reducido Tk.

354,45

1,40

C. Reducido Lub

1.593,80

6,28

Total:

25.396,68

100,00

Crudo °API Promedio : 57,684

ANEXO A

PLANILLA HISTORIAL CARBURANTES 2003 HASTA JULIO 2007

ANEXO A

***GESTION 2003***

MES ENERO

Carga 19.781,5 6

Prod.

***GESTION 2003***


REND .

MES

Prod.


Crudo

21.404,55

REND .

19.781,56

CRUDO:


11.156,70

56,40

CRUDO:

Desbutanizadora[Recup.gas] Desbutanizadora[Recup.gas]

13.114,07

61,27

ºAPI:

Dest.Liviano[Nafta] Dest.Liviano[Nafta]

1.714,81

8,67

ºAPI:


1.672,94

7,82

Dest.Medio[Kerosene] Dest.Medio[Kerosene]

1.267,31

6,41


1.155,05

5,40


3.262,83

16,49


3.567,75

16,67

MES FEBRER O

MES MARZO

Carga 18.123,5 1

Carga 18.684,2 5

JULIO

Carga 21.404,5 5

C.Reducido Tk.

1.339,92

6,77

C.Reducido Tk.

124,93

0,58

C. Reducido Lub

1.039,99

5,26

C. Reducido Lub

1.769,81

8,27

Total:


100,00 REND .

Total: Prod.


100,00 REND .

Crudo

21.786,56

Prod.

MES


18.123,51 10.483,13

57,84

CRUDO:


12.826,54

58,87


1.209,32

6,67

ºAPI:


1.209,70

5,55


1.266,51

6,99


1.455,61

6,68


3.094,19

17,07


3.878,01

17,80

C.Reducido Tk.

766,10

4,23

C.Reducido Tk.

154,78

0,71

C. Reducido Lub

1.304,26

7,20

C. Reducido Lub

2.261,92

10,38

Total:


100,00 REND .

Total: Prod.


100,00 REND .

Crudo

17.652,08

Prod.

AGOSTO

Carga 21.786,5 6

MES SEPTIEMBR E

Carga 17.652,0 8

18.684,25

CRUDO:


10.914,79

58,42

CRUDO:


10.446,94

59,18

ºAPI:


1.306,59

6,99

ºAPI:


1.206,47

6,83

MES

Carga


1.189,43

6,37


1.235,44

7,00


3.385,87

18,12


3.064,86

17,36

C.Reducido Tk.

30,39

0,16

C.Reducido Tk.

10,25

0,06

C. Reducido Lub

1.857,18

9,94

C. Reducido Lub

1.688,12

9,56

Total:


100,00 REND

Total:


100,00 REND

Prod.

MES

Carga

Prod.

ANEXO A

MES JUNIO

Carga 10.491,2 3

Prod.


REND .

MES DICIEMBRE

Carga 20.878,0 7

Prod.


REND .

Crudo

20.878,07


12.540,91

60,07

Dest.Liviano[Nafta]

1.329,33

6,37


1.465,98

7,02

10.491,23

CRUDO:


5.636,10

53,72

CRUDO:

ºAPI:

Dest.Liviano[Nafta]

916,68

8,74

ºAPI:


499,18

4,76

C.RED


2.183,59

20,81

ºAPI:


3.767,68

18,05

C.Reducido Tk.

280,87

2,68

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C. Reducido Lub

974,82

9,29

C. Reducido Lub

1.774,17

8,50

Total:

10.491,23

100,00

Total: Promedio Anual C. Red[Bbl/dia]

20.878,07

100,00

56,35

26,05

***GESTION 2004***

MES ENERO

Carga 16.609,7 3

MES FEBRER O

MES


REND .

Crudo

20.313,55


11.757,61

57,88

57,13

Dest.Liviano[Nafta]

2.523,41

12,42


1.440,14

7,09

25,70


3.214,39

15,82

59,68

CRUDO:

56,61

Dest.Liviano[Nafta]

1.195,48

7,20

ºAPI:


1.039,28

6,26

C.RED

26,08


2.953,53

17,78

ºAPI:

C.Reducido Tk.

377,33

2,27

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C. Reducido Lub

1.131,31

6,81

C. Reducido Lub

1.378,02

6,78

Total:


100,00 REND .

Total: MES

Prod.


100,00 REND .


20.533,79

0,00

AGOSTO

Crudo

23.824,00

11.997,48

58,43

CRUDO:


13.865,21

58,20

Dest.Liviano[Nafta]

1.313,07

6,39

ºAPI:

Dest.Liviano[Nafta]

2.772,77

11,64


1.162,30

5,66

C.RED


1.449,22

6,08

Carga 20.533,7 9

56,00

Prod.

JULIO

Prod.

Carga 20.313,5 5

9.912,81

CRUDO: ºAPI:

REND .

16.609,73

C.RED ºAPI:

***GESTION 2004***



CRUDO: ºAPI:

Prod.

245,98

Carga 23.824,0 0

57,20

ANEXO A

Total: MES MAYO

Carga 20.827,3 2

CRUDO: ºAPI:

56,17

C.RED ºAPI:

MES JUNIO

25,64

Carga 20.059,2 3

CRUDO: ºAPI:

56,30

C.RED ºAPI:

25,53


100,00 REND .

MES


20.827,32

0,00

NOVIEMBRE

12.262,52

58,88

CRUDO:

Dest.Liviano[Nafta]

1.893,29

9,09

ºAPI:


1.233,64

5,92

C.RED


3.722,91

17,88

ºAPI:

C.Reducido Tk.

742,94

3,57

C. Reducido Lub

972,00

Total:


Prod.

Prod.

Prod.


Crudo

24.699,66


14.697,50

59,50

Dest.Liviano[Nafta]

2.977,20

12,05


1.481,53

6,00


3.883,98

15,72

C.Reducido Tk.

278,42

1,13

4,67

C. Reducido Lub

1.381,03

5,59

100,00 REND .

Total: Prod.


100,00 REND .

Crudo

25.062,12


14.559,89

58,10


20.059,23 11.558,96

57,62

Total:

MES DICIEMBRE

Carga 24.699,6 6

58,03

26,44

Carga 25.062,1 2

CRUDO:

Dest.Liviano[Nafta]

2.146,58

10,70

ºAPI:


1.233,30

6,15

C.RED


3.656,32

18,23

ºAPI:

C.Reducido Tk.

0,00

C. Reducido Lub

Total:

57,25

Dest.Liviano[Nafta]

2.920,96

11,65


1.540,10

6,15


4.017,86

16,03

0,00

C.Reducido Tk.

1.114,89

4,45

1.464,08

7,30

C. Reducido Lub

908,41

3,62

20.059,23

100,00


25.062,12

100,00

26,58

***GESTION 2005***

MES ENERO

Carga 25.199,6 4

ºAPI:

REND .

MES

25.199,64 14.884,70

59,07

CRUDO:

57,58

Dest.Liviano[Nafta]

3.005,27

11,93

ºAPI:


1.621,87

6,44

C.RED

26,54


3.891,80

15,44

ºAPI:

C.Reducido Tk.

393,82

1,56

C.RED

380,81

***GESTION 2005***



CRUDO: ºAPI:

Prod.

100,00 REND .

JULIO

Prod.


Crudo

25.285,79


14.271,09

56,44

56,37

Dest.Liviano[Nafta]

3.182,46

12,59


1.582,57

6,26

26,42


3.999,27

15,82

C.Reducido Tk.

659,80

2,61

Carga 25.285,7 9

REND .

ANEXO A

ABRIL

19.538,2 0


11.481,98

58,77

CRUDO:

57,37

Dest.Liviano[Nafta]

2.091,55

10,70

ºAPI:


1.156,38

5,92

C.RED

26,46


3.358,42

17,19

ºAPI:

C.Reducido Tk.

269,61

C. Reducido Lub

Total:

CRUDO: ºAPI: C.RED ºAPI:

MES MAYO

Carga 24.416,1 2

CRUDO: ºAPI:

56,90

C.RED ºAPI:

MES JUNIO

26,20

Carga 23.660,4 0

CRUDO: ºAPI:

57,92

C.RED ºAPI:

26,31

Prod.

19.538,20

OCTUBRE

25.227,3 7

Crudo

25.227,37


14.332,66

56,81

56,68

Dest.Liviano[Nafta]

3.270,39

12,96


1.510,10

5,99

26,29


3.928,00

15,57

1,38

C.Reducido Tk.

113,98

0,45

1.180,25

6,04

C. Reducido Lub

2.072,24

8,21


100,00

Total: Prod.


100,00 REND .

Crudo

24.728,12


14.835,86

60,00

Dest.Liviano[Nafta]

3.015,19

12,19


1.501,53

6,07


3.882,86

15,70

REND.

MES


24.416,12 14.002,12

57,35

CRUDO:

Dest.Liviano[Nafta]

3.120,51

12,78

ºAPI:


1.264,56

5,18

C.RED


4.074,16

16,69

ºAPI:

C.Reducido Tk.

513,78

2,10

C.Reducido Tk.

132,32

0,54

C. Reducido Lub

1.440,99

5,90

C. Reducido Lub

1.360,36

5,50

Total:


100,00

Total: Prod.


100,00 REND .

Crudo

23.501,88


14.259,47

60,67

Dest.Liviano[Nafta]

3.116,05

13,26


1.456,09

6,20

Prod.

NOVIEMBRE

Carga 24.728,1 2

REND.

DICIEMBRE

26,45

Carga 23.501,8 8


14.017,76

59,25

CRUDO:

Dest.Liviano[Nafta]

2.767,65

11,70

ºAPI:


1.418,13

5,99

C.RED


3.786,30

16,00

ºAPI:


3.221,39

13,71

C.Reducido Tk.

238,60

1,01

C.Reducido Tk.

0,00

0,00

C. Reducido Lub

1.431,95

6,05

C. Reducido Lub

1.448,87

6,16

Total:

23.660,40

100,00


23.501,88

100,00

***GESTION 2006***

23.660,40

MES

58,12

58,49

26,95

***GESTION 2006***

288,99

ANEXO A

ºAPI:

56,77

C.RED ºAPI:

MES ABRIL

26,78

Carga 22.478,4 7

CRUDO: ºAPI:

57,44

C.RED ºAPI:

MES MAYO

26,65

Carga 23.102,8 7

MES JUNIO

C.RED

ºAPI:


1.684,38

6,74

C.RED


3.864,21

15,45

ºAPI:

C.Reducido Tk.

396,29

C. Reducido Lub

Total: Prod.

Dest.Liviano[Nafta]

3.125,66

12,53


1.531,24

6,14


3.773,82

15,12

1,58

C.Reducido Tk.

219,62

0,88

1.929,71

7,72

C. Reducido Lub

1.560,88

6,26


100,00 REND .

Total: Prod.


100,00 REND .

Crudo

25.067,30


14.878,57

59,35

Dest.Liviano[Nafta]

3.210,52

12,81


1.583,25

6,32


3.781,76

15,09

22.478,47

MES


OCTUBRE

13.040,88

57,24

CRUDO:

Dest.Liviano[Nafta]

2.955,97

12,97

ºAPI:


1.384,27

6,08

C.RED


3.394,72

14,90

ºAPI:

56,10

27,19

Carga 25.067,3 0

58,61

27,02

C.Reducido Tk.

337,30

1,48

C.Reducido Tk.

122,03

0,49

C. Reducido Lub

1.668,91

7,33

C. Reducido Lub

1.491,16

5,95

Total:


100,00 REND .

Total: Prod.


100,00 REND .

Crudo

25.077,24


15.071,87

60,10

58,08

Dest.Liviano[Nafta]

3.332,60

13,29


1.610,52

6,42

26,91


3.312,81

13,21

Prod.

MES

58,29

CRUDO:

57,69

Dest.Liviano[Nafta]

2.810,19

12,16

ºAPI:


1.468,55

6,36

C.RED

27,13


3.555,08

15,39

ºAPI:

C.Reducido Tk.

66,60

0,29

C.Reducido Tk.

62,96

0,25

C. Reducido Lub

1.734,94

7,51

C. Reducido Lub

1.686,48

6,73

Total:


100,00 REND .

Total: Prod.


100,00 REND .

Crudo

24.992,71


14.659,67

58,66

Dest.Liviano[Nafta]

3.025,36

12,10


1.447,02

5,79

Carga 23.378,5 8

57,83

Prod.

NOVIEMBRE

Carga 25.077,2 4

13.467,51

CRUDO: ºAPI:

12,07

23.102,87

C.RED ºAPI:

3.018,85


CRUDO: ºAPI:

Dest.Liviano[Nafta]

23.378,58

MES


DICIEMBRE

13.691,53

58,56

CRUDO:

Dest.Liviano[Nafta]

2.937,86

12,57

ºAPI:


1.526,75

6,53

C.RED

Carga 24.992,7 1

57,37

ANEXO A

ºAPI:

58,15

C.RED ºAPI:

MES MARZO

26,25

Carga 13.448,7 3

MES ABRIL

MES MAYO

C.RED


1.396,37

5,35

C.RED



3.665,67

14,03

ºAPI:


C.Reducido Tk.

42,67

0,16

C.Reducido Tk.

C. Reducido Lub

1.335,89

5,11

C. Reducido Lub

Total:


87,53 REND .

Total:

Prod.

MES SEPTIEMBR E

Carga

Prod.

0,00 Productos[Bbl/día ]

Crudo

0,00

CRUDO:


57,04

Dest.Liviano[Nafta]

1.337,28

5,29

ºAPI:

Dest.Liviano[Nafta]


986,26

3,90

C.RED


26,71


2.327,30

9,21

ºAPI:


C.Reducido Tk.

471,54

1,87

C.Reducido Tk.

C. Reducido Lub

547,85

2,17

C. Reducido Lub

Total:


53,23 REND .

Total:

Carga 25.352,6 2

57,33

26,37

Carga 25.472,8 3

CRUDO: ºAPI:

Dest.Liviano[Nafta]

30,79

C.RED ºAPI:

ºAPI:

7.778,51

CRUDO: ºAPI:

10,37

13.448,73

C.RED ºAPI:

2.707,63


CRUDO: ºAPI:

Dest.Liviano[Nafta]

57,76

Prod.

Prod.


OCTUBRE

Crudo

0,00

MES

Carga


25.352,62 14.755,99

58,49

CRUDO:


Dest.Liviano[Nafta]

2.684,73

10,64

ºAPI:

Dest.Liviano[Nafta]


1.837,02

7,28

C.RED



4.042,70

16,03

ºAPI:


C.Reducido Tk.

342,27

1,36

C.Reducido Tk.

C. Reducido Lub

1.689,91

6,70

C. Reducido Lub

Total:


100,50 REND .

Total:

Prod.

Prod.


NOVIEMBRE

Crudo

0,00

MES

Carga


25.472,83 15.066,66

60,93

CRUDO:


Dest.Liviano[Nafta]

2.738,40

11,07

ºAPI:

Dest.Liviano[Nafta]


1.701,09

6,88

C.RED


0,00 REND .

0,00 REND .

0,00 REND .

ANEXO A

PLANILLA EXCEDENTES DE LUBRICANTES JULIO 2007

ANEXO A Día

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

1

1.511,81

Crudo Reducido

1.511,81

REND.

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

6

1.532,12

Crudo Reducido

1.532,12

REND.

EXCED.VACIO I

591,80

55,81

EXCED.VACIO I

996,65

50,05

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

159,69

8,02

EXCED.MK

169,07

15,94

EXCED.MK

766,88

38,51

EXCED.FURFURAL

294,71

27,79

EXCED.FURFURAL

0,00

0,00

EXCED:HDT

4,80

0,45

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

67,96

3,41

Total:

1.060,38

100,00

Total:

1.991,17

100,00

REND.

REND.

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

2

1.560,43

Crudo Reducido

1.560,43

7

1.559,28

Crudo Reducido

1.559,28

EXCED.VACIO I

728,48

53,70

EXCED.VACIO I

928,73

EXCED. VACIO II EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

0,00

0,00

EXCED.PDA

148,76

11,41

EXCED.MK

338,24

24,93

EXCED.MK

225,82

17,33

EXCED.FURFURAL

289,80

21,36

EXCED.FURFURAL

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

Total:

1.356,52

100,00

Total:

1.303,32

100,00

REND.

REND.

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

3

1.555,46

Crudo Reducido

1.555,46

EXCED.VACIO I

694,35

EXCED. VACIO II EXCED.PDA EXCED.MK

71,26

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

8

1.530,69

Crudo Reducido

1.530,69

46,25

EXCED.VACIO I

593,53

0,00

0,00

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

77,55

5,17

EXCED.PDA

140,00

15,47

401,38

26,74

EXCED.MK

171,55

18,95

EXCED.FURFURAL

327,93

21,84

EXCED.FURFURAL

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

Total:

1.501,21

100,00

Total:

905,08

100,00

65,58

ANEXO A

Dia

Carga

Prod.

Produc tos[Bbl/día]

11

1.533,54

Crudo Reducido

1.533,54

EXCED.VACIO I

286,93

EXCED. VACIO II EXCED.PDA

REND.

Dia

Carga

Prod.

Prod.

16

2.152,67

Crudo Reducido

Crudo Reducido

34,09

EXCED.VACIO I

EXCED.VACIO I

784,62

0,00

0,00

EXCED. VACIO II

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

0,00

EXCED.PDA

EXCED.PDA

0,00

EXCED.MK

162,13

19,26

EXCED.MK

EXCED.MK

189,57

EXCED.FURFURAL

348,11

41,36

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

EXCED:HDT

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

EXCED.DEST.BS

0,00

Total:

797,17

94,71

Total:

Total:

1.159,60 Productos[Bbl/día]

EXCED.FURFURAL EXCED.FURFURAL

Productos[Bbl/día]

185,41

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

REND.

Dia

Carga

Prod.

Prod.

12

1.545,84

Crudo Reducido

1.545,84

0,00

17

2.199,99

Crudo Reducido

Crudo Reducido

EXCED.VACIO I

271,05

32,20

EXCED.VACIO I

EXCED.VACIO I

759,48

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED. VACIO II

EXCED. VACIO II

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

EXCED.PDA

0,00

EXCED.MK

182,44

21,67

EXCED.MK

EXCED.MK

209,73

EXCED.FURFURAL

388,24

46,12

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

EXCED:HDT

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

EXCED.DEST.BS

0,00

Total:

841,73

100,00

Total:

Total:

1.098,02

EXCED.FURFURAL EXCED.FURFURAL

128,82

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

REND.

Dia

Carga

Prod.

Prod.

Productos[Bbl/día]

13

1.609,55

Crudo Reducido

1.609,55

0,00

18

2.173,44

Crudo Reducido

Crudo Reducido

2.022,93

EXCED.VACIO I

448,14

51,97

EXCED.VACIO I

EXCED.VACIO I

472,71

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED. VACIO II

EXCED. VACIO II

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

EXCED.PDA

0,00

EXCED.MK

139,98

16,23

EXCED.MK

EXCED.MK

195,88

EXCED.FURFURAL

274,22

31,80

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED.FURFURAL EXCED.FURFURAL EXCED:HDT

EXCED:HDT

128,21 0,00

ANEXO A

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día] REND.

21

2.027,36

Crudo Reducido

2.027,36

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

26

2.016,49

Crudo Reducido

2.016,49

REND.

EXCED.VACIO I

784,62

67,66

EXCED.VACIO I

918,34

70,39

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

189,57

16,35

EXCED.MK

285,95

21,92

EXCED.FURFURAL

185,41

15,99

EXCED.FURFURAL

100,26

7,69

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

Total:

1.159,60

100,00

Total:

1.304,55

100,00

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día] REND. Dia

22

2.030,82

Crudo Reducido

2.030,82

27

Carga

Prod.


2.019,56

Crudo Reducido

2.019,56

EXCED.VACIO I

759,48

69,17

EXCED.VACIO I

856,70

69,53

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

209,73

19,10

EXCED.MK

207,55

16,85

EXCED.FURFURAL

128,82

11,73

EXCED.FURFURAL

167,82

13,62

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

Total:

1.098,02

100,00

Total:

1.232,08

100,00

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día] REND. Dia

23

2.022,93

Crudo Reducido

2.022,93

28

Carga

Prod.


2.039,78

Crudo Reducido

2.039,78

EXCED.VACIO I

472,71

59,33

EXCED.VACIO I

954,16

72,30

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED. VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

195,88

24,58

EXCED.MK

211,00

15,99

EXCED.FURFURAL

128,21

16,09

EXCED.FURFURAL

154,50

11,71

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

EXCED.DEST.BS

0,00

0,00

ANEXO A

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

REND.

31

1.876,73

Crudo Reducido EXCED.VACIO I EXCED. VACIO II EXCED.PDA EXCED.MK EXCED.FURFURAL EXCED:HDT EXCED.DEST.BS Total:

1.876,73 735,28 0,00 0,00 252,91 208,26 0,00 0,00 1.196,45

61,46 0,00 0,00 21,14 17,41 0,00 0,00 100,00

Dia

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

REND.

PROM

2.019,41

Crudo Reducido EXCED.VACIO I EXCED. VACIO II EXCED.PDA EXCED.MK EXCED.FURFURAL EXCED:HDT EXCED.DEST.BS Total:

2.019,41 748,77 0,00 32,20 262,18 175,10 0,15 2,58 1.220,98

61,33 0,00 2,64 21,47 14,34 0,01 0,21 100,00

ANEXO A

PLANILLA DE EXCEDENTES DE LUBRICANTES DEL 2003 A JULIO 2007

ANEXO A

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/día]

ENERO

1.066,63

Crudo Reducido

1.066,63

EXCED.VACIO I

12.719,66

EXCD.VACIO II

2.487,74

9,77

EXCED.PDA

92,31

0,36

EXCED.MK

8.395,20

EXCED.FURFURAL

ACUMULADO MENSUAL

25.469,19

REND.

49,94

EXCED.VACIO I

34.554,03

ACUMULADO MENSUAL

79,42

EXCED.MK

3.875,20

8,91

1.774,27

6,97

EXCED.FURFURAL

4.314,59

9,92

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

25.469,19

100,00

Total:

43.506,96

100,00

PROM.[Bbl/dia]

821,59

PROM.[Bbl/dia]

1.403,45

1.360,45

EXCED.VACIO I

15.165,03

64,95

EXCD.VACIO II

1.076,85

4,61

EXCED.PDA

104,84

0,45

EXCED.MK

5.295,24

EXCED.FURFURAL

34.556,39

2.447,76

32,96

Crudo Reducido

2.007,95

Crudo Reducido

1,09

1.360,45

MARZO

2.447,76

0,67

FEBRERO

ACUMULADO MENSUAL

JULIO

REND.

473,06

Productos[Bbl/dia]

Carga

Productos[Bbl/día]

290,08

Prod.

MES

Prod.

EXCED.PDA

Carga

23.350,25

Carga

EXCD.VACIO II

MES

ACUMULADO MENSUAL

MES

REND.

43.506,96

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

AGOSTO

2.497,46

Crudo Reducido

2.497,46

EXCED.VACIO I

33.466,70

80,71

EXCD.VACIO II

1.531,42

3,69

EXCED.PDA

448,73

1,08

22,68

EXCED.MK

3.708,31

8,94

1.708,29

7,32

EXCED.FURFURAL

2.309,52

5,57

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

23.350,25

100,00

Total:

41.464,68

100,00

PROM.[Bbl/dia]

833,94

PROM.[Bbl/dia]

1.337,57

Prod.

Productos[Bbl/dia]

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

Crudo Reducido

2.007,95

EXCED.VACIO I

24.084,64

69,70

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

1.444,41

4,18

EXCED.MK

5.951,65

EXCED.FURFURAL

3.075,69

ACUMULADO MENSUAL

41.464,68

MES

Carga

SEPTIEMBRE

2.283,89

REND.

REND.

Crudo Reducido

2.283,89

EXCED.VACIO I

31.845,69

77,16

EXCD.VACIO II

1.245,25

3,02

EXCED.PDA

0,00

0,00

17,22

EXCED.MK

5.292,89

12,82

8,90

EXCED.FURFURAL

2.891,02

7,00

ACUMULADO MENSUAL

41.274,84

ANEXO A

EXCED.MK

3.136,31

9,16

EXCED.MK

3.327,03

10,40

EXCED.FURFURAL

2.783,50

8,13

EXCED.FURFURAL

2.999,66

9,38

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

34.246,22

100,93

Total:

31.981,67

100,00

PROM.[Bbl/dia]

1.104,72

PROM.[Bbl/dia]

1.031,67

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

JUNIO

1.153,85

Crudo Reducido

1.153,85

EXCED.VACIO I

14.991,50

ACUMULADO MENSUAL 22.636,06

REND.

66,23

EXCD.VACIO II

606,82

2,68

EXCED.PDA

3.322,74

14,68

EXCED.MK

2.019,38

EXCED.FURFURAL

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

DICIEMBRE

1.968,29

Crudo Reducido

1.968,29

EXCED.VACIO I

23.274,09

ACUMULADO MENSUAL

267,40

0,88

EXCED.PDA

594,56

1,95

8,92

EXCED.MK

4.088,57

13,41

1.695,61

7,49

EXCED.FURFURAL

2.274,01

7,46

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

22.636,06

100,00

Total:

30.498,63

100,00

PROM.[Bbl/dia]

754,54

PROM.[Bbl/dia]

983,83

PROM.ANUAL [Bbl/dia]

1.046,78

***GESTION 2004***

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

ENERO

1.270,61

Crudo Reducido

1.270,61

EXCED.VACIO I

17.106,82

71,31

EXCD.VACIO II

795,79

3,32

EXCED.PDA

870,95

3,63

EXCED.MK

2.389,16

9,96

23.988,51

76,31

EXCD.VACIO II 30.498,63

***GESTION 2004***

ACUMULADO MENSUAL

REND.

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

JULIO

1.922,42

Crudo Reducido

1.922,42

EXCED.VACIO I

25.402,32

78,37

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

4.198,86

12,95

ACUMULADO MENSUAL

32.415,15

REND.

ANEXO A

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

3.463,93

EXCED.FURFURAL

EXCED.PDA

0,00

0,00

11,27

EXCED.MK

4.595,02

20,93

2.395,12

7,79

EXCED.FURFURAL

2.600,37

11,84

EXCED:HDT

55,76

0,18

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

30.748,34

100,00

Total:

21.954,37

100,00

PROM.[Bbl/dia]

991,88

0,00

PROM.[Bbl/dia]

708,21

0,00

REND.

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

ABRIL

1.521,24

Crudo Reducido

1.521,24

EXCED.VACIO I

18.268,04

74,68

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

49,33

0,20

EXCED.MK

3.601,95

EXCED.FURFURAL


MES

Carga

MAYO

1.108,14


21.954,37

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

OCTUBRE

1.416,99

Crudo Reducido

1.416,99

EXCED.VACIO I

13.928,05

63,48

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

21,82

0,10

14,73

EXCED.MK

5.602,47

25,54

2.403,72

9,83

EXCED.FURFURAL

2.211,47

10,08

EXCED:HDT

138,28

0,57

EXCED:HDT

175,59

0,80

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

24.461,32

100,00

Total:

21.939,41

100,00

PROM.[Bbl/dia]

815,38

0,00

PROM.[Bbl/dia]

707,72

0,00

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

Prod.

Productos[Bbl/dia] REND.

Crudo Reducido

1.108,14

EXCED.VACIO I

12.057,67

56,08

EXCD.VACIO II

546,28

2,54

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

5.693,79

EXCED.FURFURAL

ACUMULADO MENSUAL

21.939,41

MES

Carga

NOVIEMBRE

1.366,57

Crudo Reducido

1.366,57

EXCED.VACIO I

13.058,68

68,88

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

422,73

2,23

26,48

EXCED.MK

3.875,71

20,44

3.035,08

14,12

EXCED.FURFURAL

1.600,56

8,44

ACUMULADO MENSUAL

18.957,68

EXCED:HDT

167,96

0,78

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

21.500,77

100,00

Total:

18.957,68

100,00

ANEXO A

***GESTION 2005***

***GESTION 2005***

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

ENERO

1.411,55

Crudo Reducido

1.411,55

EXCED.VACIO I

15.300,59

64,14

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

12,13

0,05

ACUMULADO MENSUAL

24.037,92

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

JULIO

1.621,53

Crudo Reducido

1.621,53

0,00

EXCED.VACIO I

16.211,94

61,05

EXCD.VACIO II

2.030,71

7,65

EXCED.PDA

101,31

0,38

ACUMULADO MENSUAL

26.556,38

EXCED.MK

4.663,24

19,55

EXCED.MK

4.422,20

16,65

EXCED.FURFURAL

3.880,18

16,26

EXCED.FURFURAL

3.790,22

14,27

EXCED:HDT

0,00

0,00

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESACEITADO

181,79

0,76

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

23.856,14

100,00

Total:

26.556,38

100,00

PROM.[Bbl/dia]

769,55

0,00

PROM.[Bbl/dia]

856,66

0,00

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

FEBRERO

1.461,48

Crudo Reducido

1.461,48

0,00

AGOSTO

1.969,84

Crudo Reducido

1.969,84

EXCED.VACIO I

14.497,01

66,39

EXCED.VACIO I

21.908,88

67,71

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCD.VACIO II

1.114,76

3,45

ACUMULADO MENSUAL

21.835,92

ACUMULADO MENSUAL

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

610,91

1,89

EXCED.MK

4.331,82

19,84

32.354,76

EXCED.MK

3.721,89

11,50

EXCED.FURFURAL

2.947,80

13,50

EXCED.FURFURAL

3.757,46

11,61

EXCED:HDT

0

0,00

EXCED:HDT

370,95

1,15

DESACEITADO

59,29

0,27

REFINADO SAE-20

869,90

2,69

Total:

21.835,92

100,00

Total:

32.354,76

100,00

PROM.[Bbl/dia]

779,85

0,00

PROM.[Bbl/dia]

1.043,70

0,00

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

MARZO

1.536,09

Crudo Reducido

1.536,09

0,00

SEPTIEMBRE

2.132,88

Crudo Reducido

2.132,88

EXCED.VACIO I

13.714,57

61,69

ACUMULADO MENSUAL

EXCED.VACIO I

24.301,43

69,40

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCD.VACIO II

3.375,45

9,64


ANEXO A


EXCED.VACIO I

15.981,38

64,66

EXCD.VACIO II

828,64

3,35

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

4.985,82

EXCED.FURFURAL

ACUMULADO MENSUAL

EXCED.VACIO I

23.648,37

63,61

EXCD.VACIO II

5.508,08

14,82

EXCED.PDA

3.297,26

8,87

20,17

EXCED.MK

3.228,69

8,68

2.918,94

11,81

EXCED.FURFURAL

1.495,06

4,02

37.177,46

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESACEITADO

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

REFINADO SAE-20

0,00

0,00

Total:

24.714,78

100,00

Total:

37.177,46

100,00

PROM.[Bbl/dia]

797,25

0,00

PROM.[Bbl/dia]

1.199,27

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

JUNIO

1.552,47

Crudo Reducido

1.552,47

0,00

DICIEMBRE

2.107,91

Crudo Reducido

2.107,91

EXCED.VACIO I

27.888,18

68,86

EXCD.VACIO II

5.783,77

14,28

EXCED.PDA

1.404,64

3,47 5,67

ACUMULADO MENSUAL 0,01

EXCED.VACIO I

0,00

EXCD.VACIO II

0,00

EXCED.PDA

0,00

EXCED.MK

0,00

EXCED.MK

2.295,60

EXCED.FURFURAL

0,00

EXCED.FURFURAL

3.071,62

7,58

EXCED:HDT

0,00

DESACEITADO

58,60

0,14

DESTILADO BS

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00 100,00

0,00

0,00

Total:

40.502,41

PROM.[Bbl/dia]

0,00

0,00

PROM.[Bbl/dia]

1.306,53

PROM.ANUAL [Bbl/dia]

976,29

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

ENERO

1.541,99

Crudo Reducido

1.541,99

EXCED.VACIO I

13.259,90

48,64

EXCD.VACIO II

4.075,38

14,95

EXCED.PDA

314,33

1,15

27.262,56

40.502,41

Total:

MES

ACUMULADO MENSUAL

ACUMULADO MENSUAL

REND.

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

JULIO

1.680,00

Crudo Reducido

1.680,00

EXCED.VACIO I

15.028,58

57,04

EXCD.VACIO II

225,21

0,85

EXCED.PDA

33,27

0,13

ACUMULADO MENSUAL

26.348,41

REND.

ANEXO A

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

6.199,87

EXCED.FURFURAL

32.852,02

EXCED.PDA

26,06

0,08

19,49

EXCED.MK

6.851,58

20,86

2.814,48

8,85

EXCED.FURFURAL

6.513,46

19,83

EXCED:HDT

105,56

0,33

EXCED:HDT

71,73

0,22

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

31.811,04

100,00

Total:

32.852,02

100,00

PROM.[Bbl/dia]

1.026,16

0,00

PROM.[Bbl/dia]

1.059,74

0,00

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

ABRIL

2.215,77

Crudo Reducido

2.215,77

0,00

OCTUBRE

1.910,59

Crudo Reducido

1.910,59

0,00

EXCED.VACIO I

28.059,77

61,84

EXCED.VACIO I

18.832,86

65,66

EXCD.VACIO II

2.641,80

5,82

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

2,68

0,01

EXCED.MK

6.071,44

13,38

EXCED.MK

7.277,29

25,37

EXCED.FURFURAL

4.795,45

10,57

EXCED.FURFURAL

2.570,10

8,96

EXCED:HDT

984,98

2,17

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESTILADO BS

2.819,61

6,21

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

45.373,04

100,00

Total:

28.682,93

100,00

PROM.[Bbl/dia]

1.512,43

0,00

PROM.[Bbl/dia]

925,26

0,00

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.


MES

Carga

MAYO

1.948,20


ACUMULADO MENSUAL

28.682,93

MES

Carga 1.654,64

Crudo Reducido

1.948,20

0,00

NOVIEMBRE

EXCED.VACIO I

25.067,75

70,93

ACUMULADO MENSUAL

Crudo Reducido

1.654,64

0,00

EXCED.VACIO I

16.383,07

54,79

EXCD.VACIO II

229,38

0,65

EXCD.VACIO II

3.754,27

12,56

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

6.340,20

17,94

EXCED.MK

5.462,25

18,27

EXCED.FURFURAL

3.635,44

10,29

EXCED.FURFURAL

4.264,37

14,26

29.901,13

EXCED:HDT

68,31

0,19

EXCED:HDT

37,16

0,12

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

35.341,08

100,00

Total:

29.901,13

100,00

ANEXO A

***GESTION 2007***

***GESTION 2007***

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

ENERO

1.614,74

Crudo Reducido

1.614,74

EXCED.VACIO I

17.372,37

67,40

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

0,00

0,00

ACUMULADO MENSUAL

25.773,65

REND.

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

JULIO

1.836,99

Crudo Reducido

1.836,99

EXCED.VACIO I

22.651,49

59,85

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCED.PDA

998,22

2,64

ACUMULADO MENSUAL

37.850,25

EXCED.MK

5.990,36

23,24

EXCED.MK

8.669,36

22,90

EXCED.FURFURAL

2.233,67

8,67

EXCED.FURFURAL

5.458,42

14,42

EXCED:HDT

177,25

0,69

EXCED:HDT

4,80

0,01

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

67,96

0,18

Total:

25.773,65

100,00

Total:

37.850,25

100,00

PROM.[Bbl/dia]

831,41

0,00

PROM.[Bbl/dia]

1.220,98

Prod.

Productos[Bbl/dia]

Crudo Reducido

0,00

MES

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

MES

FEBRERO

1.794,50

Crudo Reducido

1.794,50

0,00

AGOSTO

EXCED.VACIO I

18.106,92

69,53

EXCD.VACIO II

0,00

0,00

EXCD.VACIO II

ACUMULADO MENSUAL

26.042,47

Carga

ACUMULADO MENSUAL

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

EXCED.MK

6.430,92

24,69

EXCED.MK

EXCED.FURFURAL

1.497,76

5,75

EXCED.FURFURAL

EXCED:HDT

6,87

0,03

EXCED:HDT

DESTILADO BS

0,00

0,00

DESTILADO BS

Total:

26.042,47

100,00

Total:

0,00

PROM.[Bbl/dia]

930,09

0,00

PROM.[Bbl/dia]

0,00

Prod.

Productos[Bbl/dia] 0,00

Carga

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

MES

MARZO

910,68

Crudo Reducido

910,68

0,00

SEPTIEMBRE

Crudo Reducido

EXCED.VACIO I

8.450,82

55,46

ACUMULADO MENSUAL

EXCED.VACIO I

EXCD.VACIO II

3.016,20

19,79

EXCD.VACIO II

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.PDA

15.238,93

Carga

REND.

EXCED.VACIO I

MES

ACUMULADO MENSUAL

REND.

0,00

REND.

ANEXO A

32.498,64

MES

Carga

JUNIO

1.804,62


EXCD.VACIO II

963,60

2,97

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

7.752,16

23,85

EXCED.FURFURAL

2.798,67

8,61

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

32.498,64

100,00

PROM.[Bbl/dia]

1.048,34

0,00

Prod.

Productos[Bbl/dia]

REND.

Crudo Reducido

1.804,62

0,00

EXCED.VACIO I

16.603,07

61,39

EXCD.VACIO II

102,08

0,38

EXCED.PDA

0,00

0,00

EXCED.MK

8.324,36

30,78

EXCED.FURFURAL

2.013,69

7,45

EXCED:HDT

0,00

0,00

DESTILADO BS

0,00

0,00

Total:

27.043,20

100,00

PROM.[Bbl/dia]

901,44

0,00

Anexo B

ANEXO B ANALISIS QUIMICOS DE LABORATORIO

Anexo B

ANALISIS DE LABORATORIO La carga a la planta de Hydrocracking esta compuesta por:

CARGA A HYDROCRACKING EXCEDENTES LUBRICANTES CRUDO REDUCIDO COCHABAMBA CRUDO REDUCIDO SANTA CRUZ

%

º API

26.17

24.6

35.46

27.2

38.37 100

27.0

La composición de los excedentes de lubricantes es la siguiente: VACIO I VACIO II EXCED PDA EXCED.MEK

CARGA PDA SAE10,SAE20,SAE30 BS PARAFINAS EXTRACTO EXCED.FURFURAL AROMATICOS

66% 4% 1% 19% 10%

º API 22,3 29,6

Anexo B

Nº PRUEBA

METODO 40%vol 50%vol. 60%vol. PF%vol Recuperado Residuo Perdidas

UNIDAD RESULTADO ºF 914,1 ºF 994,1 ºF 1045,3 ºF 1070,0 %peso 62,58 %peso 35,96 %peso 1,46

• CRUDO REDUCIDO COCHABAMBA

Nº 1 2 3 4

PRUEBA Gravedad API a 15,6/15,6ºC(60ºF) Gravedad a 15,6/15,6ºC(60ºF) Viscosidad cinemática a 100ºC Destilación a presiones reducidas (760mmHg) PI % Vol. 05 %Vol. 10 % vol. 20 % Vol. 30 % Vol. 40 % Vol. 50 % vol. 60 % vol. 70 % vol. 80 % Vol.

METODO UNIDAD RESULTADO ASTM D 1298 27,1 ASTM D 1298 0,8922 ASTM D 445 cSt 10.91 ASTM D 1160 ºF 460,22 ºF 608.54 ºF 665.06 ºF 738.32 ºF 788.72 ºF 834.08 ºF 874.76 ºF 927.50 ºF 994.10 ºF 1 047.38

Anexo B

Nº PRUEBA

METODO

UNIDAD RESULTADO 60%vol. ºF 962.0 70%vol. ºF PF%vol ºF Recuperado %peso Residuo %peso Perdidas %peso Nota: La destilación es realizada a presión reducida (40mmHg) y luego es convertida a 760mmHg, Luego la aparición del ya característico humo blanco, se concluye el ensayo.

Anexo C

ANEXO C PLANOS

Anexo C

PLANO LOCALIZACION PLANTA HYDROCRACKING

Anexo D

ANEXO D RESULTADOS MODELO DE CONSUMO DE DIESEL OIL

Anexo D

PROGRAMA EVIEWS 5. 1. CONSUMO DE DIESEL OIL (CDO) 8000000

7000000

6000000

5000000

4000000

3000000

2000000 88

90

92

94

96

98 CDO

00

02

04

06

Anexo D

Date: 07/04/08 Time: 04:33 Sample (adjusted): 1989 2006 Included observations: 18 after adjustments Variable

Coefficie nt

Std. Error

t-Statistic

Prob.

CDO(-1) C

0.011713 241288.6

0.073416 321301.9

0.159547 0.750972

0.8752 0.4636

0.001588 0.060812 453368.9 3.29E+12 258.9212 1.677289

Mean dependent var

289633.0

S.D. dependent var Akaike info criterion Schwarz criterion

440182.2 28.99124 29.09017

F-statistic Prob(F-statistic)

0.025455 0.875235

R-squared Adjusted R-squared S.E. of regression Sum squared resid Log likelihood Durbin-Watson stat

2. PIB 2.80E+07 2.60E+07

Anexo D

Null Hypothesis: PIB has a unit root Exogenous: Constant Lag Length: 0 (Automatic based on SIC, MAXLAG=3)

Augmented Dickey-Fuller test statistic Test critical values: 1% level 5% level 10% level

t-Statistic

Prob.*

1.052870 -3.857386 -3.040391 -2.660551

0.9952

*MacKinnon (1996) one-sided p-values. Warning: Probabilities and critical values calculated for 20 observations and may not be accurate for a sample size of 18 Augmented Dickey-Fuller Test Equation Dependent Variable: D(PIB) Method: Least Squares Date: 07/04/08 Time: 04:35 Sample (adjusted): 1989 2006

Anexo D

3. TASA DE CAMBIO (TC) 9 8 7 6 5 4 3 2 88

90

92

94

96

98

00

TC

Null Hypothesis: TC has a unit root Exogenous: Constant Lag Length: 1 (Automatic based on SIC, MAXLAG=3)

02

04

06

Anexo D

Variable

Coefficie nt

Std. Error

t-Statistic

Prob.

TC(-1) D(TC(-1)) C

0.022163 0.701496 0.190474

0.019373 0.223597 0.146082

-1.143997 3.137327 1.303886

0.2718 0.0073 0.2133

R-squared Adjusted R-squared

0.483232 0.409408

Mean dependent var S.D. dependent var

S.E. of regression

0.125659

Akaike info criterion

Sum squared resid Log likelihood Durbin-Watson stat

0.221061 12.78954 1.723870

Schwarz criterion F-statistic Prob(F-statistic)

4. PRECIO DEL PET ROLEO (WTI) 70

60

0.298824 0.163512 1.151710 1.004673 6.545723 0.009842

Anexo D

Null Hypothesis: WTI has a unit root Exogenous: Constant Lag Length: 0 (Automatic based on SIC, MAXLAG=3)


t-Statistic

Prob.*

0.283834 -3.857386 -3.040391 -2.660551

0.9703

*MacKinnon (1996) one-sided p-values. Warning: Probabilities and critical values calculated for 20 observations and may not be accurate for a sample size of 18 Augmented Dickey-Fuller Test Equation Dependent Variable: D(WTI) Method: Least Squares Date: 07/04/08 Time: 04:41 Sample (adjusted): 1989 2006 Included observations: 18 after adjustments Variable

Coefficie nt

Std. Error

t-Statistic

Prob.

WTI( 1)

0 047017

0 165650

0 283834

0 7802

Anexo D

TASA DE CRECIMIENTO 5. TASA DE CRECIMIENTO DE CONSUMO DE DIESEL (dlcdo) .4 .3 .2 .1 .0 -.1 -.2 -.3 88

90

92

94

96

98 DLCDO

00

02

04

06

Anexo D

Augmented Dickey-Fuller Test Equation Dependent Variable: D(DLCDO) Method: Least Squares Date: 07/04/08 Time: 04:48 Sample (adjusted): 1990 2006 Included observations: 17 after adjustments Variable

Coefficie nt

Std. Error

t-Statistic

Prob.

DLCDO(-1) C

1.048763 0.072358

0.258119 0.036076

-4.063104 2.005739

0.0010 0.0633


0.523943 0.492206


S.E. of regression

0.129696



0.252316 11.66549 2.017568


6. TASA DE CRECIMIENTO DEL PIB (dlpib)

0.000592 0.182005 1.137116 1.039091 16.50882 0.001020

Anexo D

Null Hypothesis: DLPIB has a unit root Exogenous: Constant Lag Length: 0 (Automatic based on SIC, MAXLAG=3)


t-Statistic

Prob.*

-3.033605 -3.886751 -3.052169 -2.666593

0.0517

*MacKinnon (1996) one-sided p-values. Warning: Probabilities and critical values calculated for 20 observations and may not be accurate for a sample size of 17 Augmented Dickey-Fuller Test Equation Dependent Variable: D(DLPIB) Method: Least Squares Date: 07/04/08 Time: 04:49 Sample (adjusted): 1990 2006 Included observations: 17 after adjustments Variable

Coefficie nt

Std. Error

t-Statistic

Prob.

DLPIB(-1)

0 775101

0 255505

3 033605

0 0084

Anexo D

7. TASA DE CRECIMIENTO DE LA TASA DE CAMBIO (dltc) .20

.16

.12

.08

.04

.00

-.04 88

90

92

94

96

98

00

02

04

06

Anexo D

Augmented Dickey-Fuller Test Equation Dependent Variable: D(DLTC) Method: Least Squares Date: 07/04/08 Time: 04:52 Sample (adjusted): 1990 2006 Included observations: 17 after adjustments Variable

Coefficie nt

Std. Error

t-Statistic

Prob.

DLTC(-1) C

0.297944 0.009624

0.109396 0.008931

-2.723528 1.077665

0.0157 0.2982


0.330883 0.286275


S.E. of regression

0.018800



0.005302 44.49831 1.683538


0.011290 0.022253 4.999801 4.901776 7.417605 0.015700

Anexo D

Null Hypothesis: DLWTI has a unit root Exogenous: Constant Lag Length: 0 (Automatic based on SIC, MAXLAG=3)


t-Statistic

Prob.*

-4.814582 -3.886751 -3.052169 -2.666593

0.0016

*MacKinnon (1996) one-sided p-values. Warning: Probabilities and critical values calculated for 20 observations and may not be accurate for a sample size of 17 Augmented Dickey-Fuller Test Equation Dependent Variable: D(DLWTI) Method: Least Squares Date: 07/04/08 Time: 04:57 Sample (adjusted): 1990 2006 Included observations: 17 after adjustments

Anexo D

9. MODELO DEL CONSUMO DE DIESEL OIL Estimation Command: ===================== LS DLCDO C DLPIB DLWTI(-1) DUM92 DUM93 DUM95 DUM2003 Estimation Equation: ===================== DLCDO = C(1) + C(2)*DLPIB + C(3)*DLWTI(-1) + C(4)*DUM92 + C(5)*DUM93 + C(6)*DUM95 + C(7)*DUM2003 Substituted Coefficients: ===================== DLCDO = -0.08254834738 + 4.102442239*DLPIB - 0.1355339223*DLWTI(-1) + 0.1499557882*DUM92 - 0.3061091236*DUM93 + 0.2760941463*DUM95 + 0.1328299696*DUM2003 Dependent Variable: DLCDO Method: Least Squares Date: 07/04/08 Time: 06:11 Sample (adjusted): 1990 2006 Included observations: 17 after adjustments Variable

Coefficie nt

Std. Error

t-Statistic

Prob.

Anexo E

ANEXO E INFORMACION ECONOMICA DEL PROYECTO

Anexo E

Tabla N°E-1-A: Flujo de Fondos Incrementa 10% al precio de la Materia Prima y de los Productos para planta de 5 000 BPD. DETALLE/AÑO Capacidad Produccion(%)

0

INGRESOS TOTALES *Volumen Ventas(Bbl/año)

1 73

2 73

3 73

4 73

5 73

6 73

7 73

8 73

9 73

10 73

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

*Ventas (MM$us)

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

COSTOS TOTALES

-39,44

-39,44

-39,44

-38,94

-38,41

-37,83

-37,20

-36,53

-31,80

-31,01



-26,42 -26,42

-26,42 -26,42

-26,42 -26,42

-26,42 -26,42

-26,42 -26,42

-26,42 -26,42

-26,42 -26,42

-26,42 -26,42

-26,42 -26,42

-26,42 -26,42


-13,02

-13,02

-13,02

-12,52

-11,98

-11,41

-10,78

-10,10

-5,37

-4,59

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80 -0,02

*Mano de obra *Gastos Administrativos

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

*Depreciación Maq.

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

0,00

0,00


-0,16

-0,16

-0,16

-0,16

-0,16

-0,16

-0,16

-0,16

-0,16

-0,16

*Intereses Bancarios

-5,28

-5,28

-5,28

-4,79

-4,25

-3,67

-3,05

-2,37

-1,64

-0,85

*Otros Gastos

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76


26,63

26,63

26,63

27,13

27,67

28,25

28,87

29,55

34,28

35,07

IMPUESTOS IT(3%)

-9,85 -0,80

-9,85 -0,80

-9,85 -0,80

-10,04 -0,81

-10,24 -0,83

-10,45 -0,85

-10,68 -0,87

-10,93 -0,89

-12,68 -1,03

-12,97 -1,05

IVA (13%)

-3,46

-3,46

-3,46

-3,53

-3,60

-3,67

-3,75

-3,84

-4,46

-4,56


-5,59

-5,59

-5,59

-5,70

-5,81

-5,93

-6,06

-6,20

-7,20

-7,36

Utilidad Neta

16,78

16,78

16,78

17,09

17,43

17,79

18,19

18,61

21,59

22,09

OTROS Inversión Pago a capital

-66,04 0,00

0,00

-6,21

-6,71

-7,24

-7,82

-8,45

-9,12

-9,85

-10,64

Depreciación Maq.

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

0,00

0,00

Depreciación Obras Civiles.

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

Valor Residual

2,4

Flujo de Efectivo

-66,04

20,94

20,94

14,73

14,55

14,35

14,13

13,90

13,65

11,90

14,01


-66,04

-45,10

-24,16

-9,43

5,11

19,46

33,59

47,49

61,15

73,05

87,06

269

Anexo E

Tabla N°E-1-B: Flujo de Fondos Incrementa 10% al precio de la Materia Prima y de los Productos para planta de 4 000 BPD DETALLE/AÑO

0

Capacidad Produccion(%) INGRESOS TOTALES *Volumen Ventas(Bbl/año)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

92

92

92

92

92

92

92

92

92

92

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01

*Ventas (MM$us) COSTOS TOTALES

66,07 -36,23

66,07 -36,23

66,07 -36,23

66,07 -35,83

66,07 -35,40

66,07 -34,93

66,07 -34,42

66,07 -33,88

66,07 -33,29

66,07 -32,65


-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15


-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15


-10,08

-10,08

-10,08

-9,68

-9,25

-8,78

-8,27

-7,72

-7,13

-6,50


-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

*Mano de Obra

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

*Depreciación Maq.

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20


-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13


-4,27

-4,27

-4,27

-3,87

-3,44

-2,97

-2,46

-1,92

-1,33

-0,69

*Otros Gastos

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66


29,84

29,84

29,84

30,24

30,68

31,14

31,65

32,20

32,79

33,43

-11,04 -0,90

-11,04 -0,90

-11,04 -0,90

-11,19 -0,91

-11,35 -0,92

-11,52 -0,93

-11,71 -0,95

-11,91 -0,97

-12,13 -0,98

-12,37 -1,00


-6,27

-6,27

-6,27

-6,35

-6,44

-6,54

-6,65

-6,76

-6,89

-7,02

IVA (13%)

-3,88

-3,88

-3,88

-3,93

-3,99

-4,05

-4,11

-4,19

-4,26

-4,35

Utilidad Neta

18,80

18,80

18,80

19,05

19,33

19,62

19,94

20,28

20,66

21,06

-7,97

-8,61

IMPUESTOS IT(3%)

OTROS Inversión

-53,42

Amortización Préstamo

0,00

0,00

-5,02

-5,42

-5,86

-6,33

-6,83

-7,38

Depreciación Maq.

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20


0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

-53,42

22,13

22,13

17,10

16,96

16,80

16,62

16,43

16,23

12,81

14,50

Flujo de Efectivo Acumulado -53,42

-31,30

-9,17

7,94

24,89

41,69

58,31

74,74

90,98

103,79

118,29

Valor Residual Flujo de Efectivo

1,92

270

Anexo E

Tabla N°E-2-A: Flujo de Fondos Disminuye un 10% al precio de la Materia Prima y de los Productos para planta de 5 000 BPD. DETALLE/AÑO

0

Capacidad Produccion(%)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

73

73

73

73

73

73

73

73

73

73

INGRESOS TOTALES

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

*Volumen Ventas(Bbl/año)

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

54,06 -34,88

54,06 -34,88

54,06 -34,88

54,06 -34,39

54,06 -33,85

54,06 -33,27

54,06 -32,64

54,06 -31,97

54,06 -27,24

54,06 -26,45

*Ventas (MM$us) COSTOS TOTALES Costos Variables Operación

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86


-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86

-21,86


-13,02

-13,02

-13,02

-12,52

-11,98

-11,41

-10,78

-10,10

-5,37

-4,59

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80 -0,02


-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

*Depreciación Maq.

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

0,00

0,00

*Depreciación Obras Civiles. *Intereses Bancarios

-0,16 -5,28

-0,16 -5,28

-0,16 -5,28

-0,16 -4,79

-0,16 -4,25

-0,16 -3,67

-0,16 -3,05

-0,16 -2,37

-0,16 -1,64

-0,16 -0,85

*Otros Gastos

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76


19,18

19,18

19,18

19,67

20,21

20,79

21,42

22,09

26,82

27,61

IMPUESTOS

-7,10

-7,10

-7,10

-7,28

-7,48

-7,69

-7,92

-8,17

-9,92

-10,22

IT(3%)

-0,58

-0,58

-0,58

-0,59

-0,61

-0,62

-0,64

-0,66

-0,80

-0,83

IVA (13%)

-2,49

-2,49

-2,49

-2,56

-2,63

-2,70

-2,78

-2,87

-3,49

-3,59


-4,03

-4,03

-4,03

-4,13

-4,24

-4,37

-4,50

-4,64

-5,63

-5,80

Utilidad Neta

12,08

12,08

12,08

12,40

12,73

13,10

13,49

13,92

16,90

17,39


-66,04 0,00

0,00

-6,21

-6,71

-7,24

-7,82

-8,45

-9,12

-9,85

-10,64

Depreciación Maq.

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

0,00

0,00


0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

16,24 -49,80

16,24 -33,56

10,03 -23,52

9,85 -13,68

9,65 -4,02

9,44 5,41

9,21 14,62

8,96 23,57

7,20 30,78

9,31 40,09

Valor Residual Flujo de Efectivo Flujo de Efectivo Acumulado

2,4 -66,04 -66,04

271

Anexo E

Tabla N°E-2-B: Flujo de Fondos Disminuye 10% al precio de la Materia Prima y de los Productos para planta de 4 000 BPD DETALLE/AÑO

0


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

92

92

92

92

92

92

92

92

92

92

INGRESOS TOTALES

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06

54,06


1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

54,06 -31,68

54,06 -31,68

54,06 -31,68

54,06 -31,27

54,06 -30,84

54,06 -30,37

54,06 -29,86

54,06 -29,32

54,06 -28,73

54,06 -28,09


-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59


-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59

-21,59


-10,08

-10,08

-10,08

-9,68

-9,25

-8,78

-8,27

-7,72

-7,13

-6,50


-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

*Mano de Obra

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

*Depreciación Maq.

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20


-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13


-4,27

-4,27

-4,27

-3,87

-3,44

-2,97

-2,46

-1,92

-1,33

-0,69

*Otros Gastos

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66


22,39

22,39

22,39

22,79

23,22

23,69

24,20

24,74

25,33

25,97

IMPUESTOS IT(3%)

-8,28 -0,67

-8,28 -0,67

-8,28 -0,67

-8,43 -0,68

-8,59 -0,70

-8,77 -0,71

-8,95 -0,73

-9,15 -0,74

-9,37 -0,76

-9,61 -0,78


-4,70

-4,70

-4,70

-4,79

-4,88

-4,97

-5,08

-5,20

-5,32

-5,45

IVA (13%)

-2,91

-2,91

-2,91

-2,96

-3,02

-3,08

-3,15

-3,22

-3,29

-3,38

Utilidad Neta

14,10

14,10

14,10

14,36

14,63

14,92

15,24

15,59

15,96

16,36

-7,97

-8,61

OTROS Inversión

-53,42


0,00

0,00

-5,02

-5,42

-5,86

-6,33

-6,83

-7,38

Depreciación Maq.

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20


0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

Valor Residual

1,92

Flujo de Efectivo

-53,42

17,43

17,43

12,41

12,26

12,10

11,93

11,74

11,54

8,12

9,80


-53,42

-35,99

-18,56

-6,15

6,11

18,20

30,13

41,87

53,40

61,52

71,32

272

Anexo E

Tabla N°E-3-A: Flujo de Fondos Incrementa 10% al precio de la Materia Prima para planta de 5 000 BPD DETALLE/AÑO

0


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

73

73

73

73

73

73

73

73

73

73

INGRESOS TOTALES

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07


1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

60,07 -39,44

60,07 -39,44

60,07 -39,44

60,07 -38,94

60,07 -38,41

60,07 -37,83

60,07 -37,20

60,07 -36,53

60,07 -31,80

60,07 -31,01


-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42


-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42

-26,42


-13,02

-13,02

-13,02

-12,52

-11,98

-11,41

-10,78

-10,10

-5,37

-4,59

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80 -0,02


-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

*Depreciación Maq.

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

0,00

0,00


-0,16 -5,28

-0,16 -5,28

-0,16 -5,28

-0,16 -4,79

-0,16 -4,25

-0,16 -3,67

-0,16 -3,05

-0,16 -2,37

-0,16 -1,64

-0,16 -0,85

*Otros Gastos

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76


20,63

20,63

20,63

21,12

21,66

22,24

22,86

23,54

28,27

29,06

IMPUESTOS

-7,63

-7,63

-7,63

-7,82

-8,01

-8,23

-8,46

-8,71

-10,46

-10,75

IT(3%)

-0,62

-0,62

-0,62

-0,63

-0,65

-0,67

-0,69

-0,71

-0,85

-0,87

IVA (13%)

-2,68

-2,68

-2,68

-2,75

-2,82

-2,89

-2,97

-3,06

-3,68

-3,78


-4,33

-4,33

-4,33

-4,44

-4,55

-4,67

-4,80

-4,94

-5,94

-6,10

Utilidad Neta

12,99

12,99

12,99

13,31

13,65

14,01

14,40

14,83

17,81

18,31


-66,04 0,00

0,00

-6,21

-6,71

-7,24

-7,82

-8,45

-9,12

-9,85

-10,64

Depreciación Maq.

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

0,00

0,00


0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

17,15 -48,89

17,15 -31,73

10,95 -20,79

10,76 -10,03

10,56 0,54

10,35 10,89

10,12 21,00

9,87 30,87

8,12 38,99

10,23 49,22

Valor Residual Flujo de Efectivo Flujo de Efectivo Acumulado

2,4 -66,04 -66,04

273

Anexo E

Tabla N°E-3-B: Flujo de Fondos Incrementa 10% al precio de la Materia Prima para planta de 4 000 BPD DETALLE/AÑO

0


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

92

92

92

92

92

92

92

92

92

92

INGRESOS TOTALES

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07

60,07


1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

1.560.583,01

60,07 -36,23

60,07 -36,23

60,07 -36,23

60,07 -35,83

60,07 -35,40

60,07 -34,93

60,07 -34,42

60,07 -33,88

60,07 -33,29

60,07 -32,65


-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15


-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15

-26,15


-10,08

-10,08

-10,08

-9,68

-9,25

-8,78

-8,27

-7,72

-7,13

-6,50


-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

*Mano de Obra

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

*Depreciación Maq.

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20

-3,20


-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13

-0,13


-4,27

-4,27

-4,27

-3,87

-3,44

-2,97

-2,46

-1,92

-1,33

-0,69

*Otros Gastos

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66

-1,66


23,83

23,83

23,83

24,24

24,67

25,14

25,64

26,19

26,78

27,42

IMPUESTOS IT(3%)

-8,82 -0,72

-8,82 -0,72

-8,82 -0,72

-8,97 -0,73

-9,13 -0,74

-9,30 -0,75

-9,49 -0,77

-9,69 -0,79

-9,91 -0,80

-10,14 -0,82


-5,01

-5,01

-5,01

-5,09

-5,18

-5,28

-5,39

-5,50

-5,62

-5,76

IVA (13%)

-3,10

-3,10

-3,10

-3,15

-3,21

-3,27

-3,33

-3,40

-3,48

-3,56

Utilidad Neta

15,02

15,02

15,02

15,27

15,54

15,84

16,16

16,50

16,87

17,27

-7,97

-8,61

OTROS Inversión

-53,42


0,00

0,00

-5,02

-5,42

-5,86

-6,33

-6,83

-7,38

Depreciación Maq.

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20

3,20


0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

0,13

Valor Residual

1,92

Flujo de Efectivo

-53,42

18,34

18,34

13,32

13,17

13,01

12,84

12,65

12,45

9,03

10,71


-53,42

-35,08

-16,74

-3,42

9,75

22,77

35,60

48,25

60,70

69,73

80,45

274

Anexo E

Tabla N°E-4-A: Flujo de Fondos Incrementa 10% al precio de los Productos para planta de 5 000 BPD DETALLE/AÑO

0

Capacidad Produccion(%) INGRESOS TOTALES *Volumen Ventas(Bbl/año)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

73

73

73

73

73

73

73

73

73

73

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

66,07

1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01 1.560.583,01

*Ventas (MM$us) COSTOS TOTALES

66,07 -37,16

66,07 -37,16

66,07 -37,16

66,07 -36,66

66,07 -36,13

66,07 -35,55

66,07 -34,92

66,07 -34,25

66,07 -29,52

66,07 -28,73


-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14


-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14

-24,14


-13,02

-13,02

-13,02

-12,52

-11,98

-11,41

-10,78

-10,10

-5,37

-4,59

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80

-0,80 -0,02


-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

-0,02

*Depreciación Maq.

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

-4,00

0,00

0,00


-0,16 -5,28

-0,16 -5,28

-0,16 -5,28

-0,16 -4,79

-0,16 -4,25

-0,16 -3,67

-0,16 -3,05

-0,16 -2,37

-0,16 -1,64

-0,16 -0,85

*Otros Gastos

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76

-2,76


28,91

28,91

28,91

29,41

29,95

30,52

31,15

31,83

36,56

37,34

IMPUESTOS

-10,70

-10,70

-10,70

-10,88

-11,08

-11,29

-11,53

-11,78

-13,53

-13,82

IT(3%)

-0,87

-0,87

-0,87

-0,88

-0,90

-0,92

-0,93

-0,95

-1,10

-1,12

IVA (13%)

-3,76

-3,76

-3,76

-3,82

-3,89

-3,97

-4,05

-4,14

-4,75

-4,85


-6,07

-6,07

-6,07

-6,18

-6,29

-6,41

-6,54

-6,68

-7,68

-7,84

Utilidad Neta

18,21

18,21

18,21

18,53

18,87

19,23

19,62

20,05

23,03

23,53


-66,04 0,00

0,00

-6,21

-6,71

-7,24

-7,82

-8,45

-9,12

-9,85

-10,64

Depreciación Maq.

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

4,00

0,00

0,00


0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

0,16

22,37 -43,67

22,37 -21,29

16,17 -5,13

15,98 10,86

15,78 26,64

15,57 42,21

15,34 57,55

15,09 72,63

13,34 85,97

15,45 101,42

Valor Residual Flujo de Efectivo -66,04 Flujo de Efectivo Acumulado -66,04

2,4

275

Tesis Final - Optimización Refineria GV

Recommend Documents