(75525733) folleto petroleo ancap

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(75525733) folleto petroleo ancap

  1. 1. El mundo del
  2. 2. PETRÓLEO
  3. 3. Sumario 1. Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 ¿Qué es el petróleo? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 ¿Cuál es el origen y dónde se encuentran los hidrocarburos? . . . . . . . . . . . . . 4 2. Investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 ¿Cómo se buscan los hidrocarburos? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 La decisión de dónde perforar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 3. Producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 ¿Cómo se producen los hidrocarburos? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Tratamiento y transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 4. Proceso de recepción, refinación y distribución del petróleo en Uruguay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Recepción del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Refinación del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 Unidades de fraccionamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 Unidades de conversión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Unidades de tratamiento químico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 Almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Distribución de productos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Comercialización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 5. Petroquímica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 6. Exploración de hidrocarburos realizada por ANCAP . . . . . . . . . 30 Exploración en el Uruguay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Exploración de hidrocarburos en el exterior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 7. Glosario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 Historia de la refinería de ANCAP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
  4. 4. 1. Petróleo El petróleo o algunos de sus de- rivados naturales, como ser el as- falto o betún, era conocido por gran parte del mundo antiguo. Según la histo- ria, se utilizó betún como material de liga en la construcción de la Torre de Babel y en la cons- trucción de las murallas de Babilonia. En una ciudad del Indo descubierta años atrás se encontraron indicios de la utilización del as- falto como material de construcción. En el Asia Menor, lugar que constituye actual- mente el centro de grandes yacimientos pe- trolíferos, eran varios los lugares en donde se conocía la existencia del petróleo. Los sacerdotes persas alimentaban el llamado “fuego sagrado” con petróleo liviano que sur- gía de fuentes naturales. El emperador Alejandro observó maravillado, en la zona asiática de Bactriana, la presencia de llamas que surgían de la tierra, como asi- mismo una fuente de combustibles que llega- ba hasta formar una especie de lago. Los egipcios utilizaban el asfalto para las tareas de embalsamiento, producto aquél que exigían como tributo a los pueblos conquistados de Siria, Fenicia y Palestina. Los romanos y griegos conocían asimismo el petróleo, utilizándolo hasta para fines béli- cos. En los sitios de Platea y de Delium por ejemplo, se arrojaron dardos encendidos, im- pregnados de betún, para derribar las mura- llas enemigas. En América el petróleo se co- nocía desde períodos muy anteriores al des- cubrimiento; tanto pueblos indígenas de América del Norte como del Sur, especial- mente aztecas e incas, utilizaron el petróleo o 4
  5. 5. algunos de sus derivados para aplicaciones diversas y como bálsamo medicinal. En 1745 se funda la primera sociedad petrole- ra francesa con la intención de lograr “un liqui- do inflamable” del petróleo. En 1854 se obtie- ne el llamado “aceite bruto” que fue utilizado entonces como carburante y combustible. Hasta entonces los yacimientos eran descu- biertos accidentalmente pero a partir de la primera perforación exitosa realizada por Ed- win Drake en 1859 en Titusville, Pennsylvania, el petróleo se transformó en una importante El petróleo o algunos de sus derivados naturales, como ser el asfalto o betún, era conocido por gran parte del mundo antiguo 3
  6. 6. Los hidrocarburos provienen de la descomposición de los tejidos de plantas y animales que se acumularon como sedimentos en el fondo de lagos y mares de escasa profundidad fuente energética. En un principio las perfora- ciones se realizaban solamente en tierra y re- cién a finales del siglo pasado, se comenzó a explorar en terrenos pantanosos. La primer perforación marítima tuvo lugar en 1947, a una profundidad de 10 metros. La puesta en servi- cio de la primera plataforma de perforación petrolera se concretó en 1951 en aguas del Golfo Pérsico. ¿Qué es el petróleo? El petróleo es una sustancia oleosa, menos densa que el agua, formada esencialmente por la mezcla de compuestos orgánicos lla- mados hidrocarburos, conteniendo distintas impurezas tales como agua, sal, compuestos de azufre, oxígeno y nitrógeno. Las moléculas de hidrocarburos que, en for- ma colectiva constituyen el petróleo, están formadas por distintas combinaciones de átomos de carbono e hidrógeno. Según el número de átomos de carbono, de hidróge- no y de la distribución estructural de las mis- mas, se tienen los distintos hidrocarburos que abarcan desde el gas natural hasta los hidro- carburos sólidos. Comúnmente se denomina como petróleo a aquella mezcla de hidrocarburos que a las condiciones de temperatura y presión am- bientales está en estado líquido. En la naturaleza se pueden encontrar “rezu- maderos” naturales de hidrocarburos, mu- chos de ellos conocidos desde la antigue- dad, aunque la producción comercial se ob- tiene de acumulaciones que se localizan en algunos lugares del subsuelo con profundida- des variables desde pocos metros hasta pro- fundidades mayores a cinco mil metros. ¿Cuál es el origen y dónde se encuentran los hidrocarburos? La teoría más aceptada para explicar el origen de los hidrocarburos, es la que establece que provienen de la descomposición de los teji- dos de plantas y animales que se acumularon como sedimentos en el fondo de lagos y ma- res de escasa profundidad, al cabo de un proceso que insumió millones de años. En la masa de detritos que constituye el fango de las profundidades, esa materia orgánica, sometida a la acción de las bacterias y a la presión y temperatura
  7. 7. provocada por el sote-
  8. 8. Cuadro de Cronología Geológica Reciente Pleistoceno Capa superior de la corteza terrestre; no contiene petróleo salvo en casos excepcionales. Terciario Piloceno Miloceno Oligoceno Eoceno Serie de rocas más prolíficas; principales productoras de petróleo en el mundo. Mesozoic o Cretásico Jurásico Triásico Yacimientos en muchas partes del mundo, algunos de abundante pro- ducción y otros de poca impartancia. En la República Argentina co- rresponden a estos períodos los yacimientos de Comodoro Rivadavia, Mendoza y Neuquén. Paleozoic o Pérmico Carbónico Superior Carbónico Inferior Devoniano Silúrico Ordoviciano Casi toda la producción de la región mediterránea de los Estados Uni- dos y en la de Salta, en la Argentina, provienen de esta serie de rocas. Una producción pequeña en otras partes del mundo. Precambriano (Complelo de Ba- samento) Comprende integramente rocas ígneas y metamórficas, hallándose ba- jo la capa de rocas sedimentarias. No es de interés espacial para el geólogo del petróleo, salvo para limitar las zonas de exploración rramiento consecuencia de la acumulación de las capas de sedimentos que se deposita- ron encima, en el transcurso del tiempo sufrió reacciones químicas que dieron origen a la formación de los distintos hidrocarburos. Gradualmente, la presión de los sedimentos acumulados hace que el lodo y la arcilla de- positada conjuntamente con la materia orgáni- ca se transformen en roca, principalmente co- mo esquistos de partículas finas. Este tipo de roca, llamada roca generadora, constituye la fuente de todos los hidrocarbu- ros del mundo. 6
  9. 9. A medida que se fueron generando los hidro- 5
  10. 10. Las condiciones necesarias para la formación y acumulación de los hidrocarburos (rocas generadoras, rocas almacén, capas impermeables y trampas) están intimamente vinculadas a las rocas sedimentarias. carburos, una parte de ellos, como conse- cuencia de la presión a que están sometidos, resultaron expelidos hacia formaciones más porosas que eventualmente puedan tener co- municación con la roca generadora. Frecuentemente las rocas con porosidad y permeabilidad corresponden a areniscas o calizas y tienen espacios o grietas entre las partículas que las constituyen, las que inicial- mente retenían agua salada de los mares en que se habían depositado. Estas rocas porosas, que constituyen la roca donde se pueden almacenar los hidrocarbu- ros, son lo suficientemente permeables como para que pueda desplazarse el petróleo y el gas a través de ellas. Dado que la principal capa impermeable gas fuerza que provoca este desplazamiento, co- múnmente llamado migración, es la flotabili- dad natural de los hidrocarburos en el agua que saturaba las formaciones, los hidrocarbu- ros migran hacia arriba. De esta forma, una parte de los hidrocarburos llegó a la superficie de la tierra destruyéndo- se o disipándose, en tanto que otra parte, co- mo consecuencia de haber encontrado algún impedimento en su desplazamiento, se vio atrapado, constituyendo una acumulación o sea un yacimiento de hidrocarburos. Entonces, en un yacimiento, el petróleo y/o el gas ocupan los pequeños espacios vacíos (po- ros) entre las partículas que forman la roca al- macén. Durante la explotación de un yacimien- to, los hidrocarburos, como consecuencia de la diferencia de presiones entre el pozo y la formación se desplazan gota a gota a través de los pequeños canales que unen los poros entre sí. La cantidad y tamaño de estos canales deter- agua petróleo rocas porosas mina la permeabilidad de la roca almacén. Para que los hidrocarburos se puedan acumu- lar en un determinado lugar, es necesario que exista allí una especie de
  11. 11. trampa que puede ser de dos tipos:
  12. 12. - Estructural: producidas por la acción de los movimientos de la corteza terrestre, que pro- vocan pliegues o fallas en las capas sedimen- tarias. - Estratigráficas: originadas por variaciones de carácter sedimentario de la roca almacén. Cualquiera sea el tipo de trampa, se requiere que la roca almacén esté cubierta por una ro- ca impermeable, que actúe de sello e impida la migración vertical de los hidrocarburos. De acuerdo con lo expuesto, las condiciones necesarias para la formación y acumulación de los hidrocarburos (rocas generadoras, ro- cas almacén, capas impermeables y trampas) están intimamente vinculadas a las rocas sedi- mentarias. Por esto, los hidrocarburos sólo se encuentran en regiones cuyo subsuelo sea formado por un importante paquete (de mi- les de metros de espesor) de esas rocas, es decir en las cuencas sedimentarias. Por lo tanto, de acuerdo con la teoria más aceptada del origen del petróleo, se puede es- tablecer el siguiente principio: los hidrocarbu- ros sólo se pueden encontrar en los lugares en que durante el transcurso de las diferentes Eras Geológicas (Pág. 5) hubo depositación de ro- cas sedimentarias y acumulación de restos or- gánicos. De esta forma, queda excluida la posi- bilidad de encontrar hidrocarburos en los otros tipos de rocas que constituyen la corteza te- rrestre (ígneas y metamórficas), dado que estas rocas no tienen las condiciones necesarias pa- ra generar ni almacenar los hidrocarburos. Los sedimentos que los geólogos creen pue- den contener hidrocarburos son del orden del 40% de la superficie terrestre del globo y un porcentaje mayor de las plataformas con- tinentales. En esta amplia superficie se han 7
  13. 13. identificado del orden de las 600 cuencas sedimentarias, de las cuales, 160 han demostrado ser capa- ces de producir petróleo y/o gas. Si bien estas cuencas se encuentran distribui- das por toda la Tierra, seis de ellas contienen dos tercios de todos los hidrocarburos que se han encontrado, y una, la enorme cuenca que se centra en el Golfo Pérsico, tiene, ella sola, más del 50% de las reservas comprobadas y probables del mundo. Al año 2000 las reservas del mundo* eran: Petróleo: 162.000 millones de metros cúbicos Gas: 147 billones de metros cúbicos. ■ Seis cuencas contienen dos tercios de todos los hidrocarburos que se han encontrado, y una, la enorme cuenca que se centra en el Golfo Pérsico, tiene, ella sola, más del 50% de las reservas comprobadas y probables del mundo. *Fuente: Oil&Gas Journal. 7
  14. 14. 2. Investigación ¿Cómo se buscan los hidrocarburos? Los afloramientos naturales de petróleo y los indicios que éstos dejaron en la superficie de la tierra, guiaron a los pioneros de la prospección petrolera a determinar dónde perforar pozos en la búsqueda de es- te preciado recurso natural. Si bien pruebas directas de este tipo aún ayu- dan en la búsqueda de los hidrocarburos en ciertas zonas remotas, en la actualidad, las operaciones relacionadas con la búsqueda y localización de yacimientos comprenden un programa de exploración que implica estu- dios geológicos y geofisícos que demandan cuantiosas inversiones y personal técnico alta- mente especializado. No obstante la alta tecnología utilizada, la ex- ploración petrolera no es una ciencia exacta sino que incluye una buena dosis de “arte”, puesto que hasta el presente no se conoce ningún método científico que pueda estable- cer con seguridad desde la superficie, la pre- sencia de hidrocarburos. Por tal motivo, a la hora de iniciar las perfora- ciones no se tiene la certeza absoluta que se- rán encontrados hidrocarburos y menos aún que los volúmenes hallados serán comercia- les, pues si bien las nuevas técnicas explorato- rias utilizadas y el conocimiento de las cuen- cas aumentan las posibilidades, no se elimi- nan los altos riesgos de dar con yacimientos subcomerciales o simplemente de no encon- trar ningún hidrocarburo (pozo seco). La decisión de dónde
  15. 15. perforar El hecho que los sistemas actuales de investi- gación en su mayoría sólo dan información indirecta sobre la existencia de acumulacio- nes de hidrocarburos, estando en particular orientadas a determinar la presencia de “trampas” (una de las condiciones necesarias para la formación de un yacimiento, siendo incapaces de determinar con seguridad si en ella se han acumulado o no hidrocarburos), es consecuencia de las dificultades inheren- tes a tratar de localizar acumulaciones de ta- maño relativamente pequeño a veces a miles En la actualidad, las operaciones relacionadas con la búsqueda y localización de yacimientos comprenden un programa de exploración que implica estudios geológicos y geofisícos que demandan cuantiosas inversiones y personal técnico altamente especializado. 9
  16. 16. El punto de partida para el descubrimiento de hidrocarburos consiste en el mapeamiento geológico de una región, analizándose las formaciones rocosas en el campo y haciendo la interpretación geológica de fotografías aéreas e imágenes satelitales domo de sal trampa estructural de metros de profundidad en sedimentos que han tenido una historia evolutiva que se desconoce. Por tal motivo, actualmente la exploración de hidrocarburos se procesa en bases científicas. Una secuencia lógica de operaciones altamen- te especializadas, aplicada dentro de una pro- gramación, aunada a conocimientos previos de la zona, permiten obtener los datos sufi- cientes para hacer un pronóstico de las posibi- lidades de existencia de hidrocarburos en un área determinada. El punto de partida para el descubrimiento de trampa estratigráfica trampa hidrocarburos consiste en el mapeamiento geológico de una región, analizándose las ex- posiciones de las formaciones rocosas en el campo y haciendo la interpretación geológica de fotografías aéreas e imágenes satelitales. Paralelamente, métodos geofísicos de reco- nocimiento, tales como la magnetometría, gravimetría, electroresistividad y refracción sísmica permiten definir la configuración es- tructural de la cuenca sedimentaria. El estudio por paleontólogos y sedimentólo- gos de las muestras de las rocas recogidas permiten conocer datos de la historia de la cuenca. La interpretación de los datos geológicos y geofísicos permite seleccionar las áreas prio- ritarias, o más promisorias, donde deberán ser invertidos mayores recursos con el obje- tivo de obtener detalles suficientes para la lo- calización de los pozos. En esta etapa son utilizados mapeamientos geológicos más es- pecíficos y métodos geofísicos de mayor precisión como la sísmica de reflexión, cuya información es de primordial importancia para detectar las estructuras profundas. Actualmente la 10
  17. 17. evolución de la tecnología, 10
  18. 18. en especial con aplicación de la sísmica 3D y el estudios de los llamados atributos sísmi- cos, resultan “herramientas” de muchas posi- bilidades en el momento de definir la ubica- ción de las perforaciones. Concluida la fase de estudios y delimitadas las probables zonas productivas, se puede iniciar la fase más costosa y definitiva de la Desde estas plataformas, que actúan como verdaderas islas, se perforan los pozos utili- zando técnicas similares a las que se emplean en tierra firme. ■ Concluida la fase de estudios y delimitadas las probables zonas productivas, se puede iniciar la fase más costosa y definitiva de la exploración que es la perforación exploración que es la perforación. Mientras se realiza la perforación y a fin de es- tablecer la potencialidad de las rocas genera- doras y rocas almacén de hidrocarburos, se extraen muestras para distintos análisis técni- cos (geoquímicos, petrofisicos y estratigráfi- cos) necesarios para su evaluación. Cuando se perfora para detectar acúmula- ciones de hidrocarburos aún no descubier- tas, el pozo se llama exploratorio. Prome- Torre de perforación Varilla Helicópteros y naves, transportan el personal desde y hasta los puntos de perforación costa afuera Plataforma de perforación dialmente uno de cada seis encuentra petró- leo y/o gas y tan sólo en uno de cada cin- cuenta se encuentran acumulaciones comer- cialmente rentables. En las perfor acion es costa afuera (off-shore) se emplean gigantescas plataformas móviles, cuyas características varian de acuerdo a las condiciones donde se debe operar.
  19. 19. de perforación Tubo de revestimiento Taladro Anclas 11
  20. 20. 3. Producción ¿Cómo se producen los hidrocarburos? La fase de explotación El descubrimiento de un yacimiento no ga- rantiza por sí solo el éxito ni la rentabilidad de las inversiones realizadas en la etapa de investigación, ya que la explotación y pro- ducción de un yacimiento requiere una in- yección de capital mayor que la invertida hasta el momento. Debe tenerse en cuenta que la cantidad de petróleo y/o gas hallado es solamente un fac- colocándoles las tuberías de producción con su correspondiente conjunto de válvulas y manómetros (armadura de surgencia), que controlan el flujo de petróleo y gas hacia la superficie. A medida que declina la presión del reservo- rio, disminuye la surgencia natural, por lo que Croquis del bombeo de un pozo balancín casilla del motor tor, al que deben sumarse las características de la región, la profundidad del yacimiento, las instalaciones requeridas para su extrac- ción, tratamiento y transporte, valor del petró- leo dentro de 10 ó 20 años según la vida del yacimiento. Todos estos aspectos deben ser detenida- mente evaluados y cuantificados a efectos de definir si realmente vale la pena desarrollar y explotar el área descubierta. De considerarse comercialmente rentable el yaci mient o, se perfo ran los pozo s nece sario s biela contrapeso
  21. 21. soporte del balancín * Al agotarse casi en su totalidad la presión del gas, se emplea el el bombeo mecánico v a r i l l a q u e c o n e c t a e l b a l a n cí n co n la s va ril la s de b o m b e o cabeza de pozo PETRÓLE O va ril la que conecta el balancín con la bomba instalada en el fondo del pozo entubamiento de aislación tubería de extracción bomba de profundidad constituída por una camisa especial, válvulas y pistón capa impermeable caño filtro para impedir el paso de la arena arenisca petrolífera 13
  22. 22. Para la explotación de yacimientos costa afuera se emplean grandes plataformas capaces de albergar la torre de perforación, equipos de procesamiento, bombas, servicios y viviendas para operarios la extracción se continúa artificialmente em- pleando distintos medios mecánicos como por ejemplo bombas del tipo reciprocantes que se instalan en el fondo del pozo, o según las características del yacimiento, se emplean otros sistemas como Gas-Lift, que consiste en inyectar gas a presión en la tubería con el fin de alivianar la columna de petróleo y hacerle llegar a la superficie, bombas hidráulicas o centrífugas. Para la explotación de yacimientos costa afuera se emplean grandes plataformas, la mayoría de ellas fijas al lecho marino, capa- ces de albergar la torre de perforación, equi- pos de procesamiento, bombas, servicios y viviendas para 200 ó 300 operarios de pro- ducción. Tratamiento y transporte Como el petróleo y/o gas que fluye de un pozo se halla mezclado con arena, sólidos y agua salada, se le transfiere a una planta de tratamiento para su estabilización y depura- ción de los demás compuestos que lo acompañan (líquidos de gas natural, agua, arena, sólidos, etc.). 14
  23. 23. El petróleo estabilizado es trasladado a tan- ques de almacenamiento ubicados en la zona de operaciones y luego por medio de oleo- ductos a las refinerías donde se lo procesa pa- ra convertirlo en los combustibles que usamos a diario (gasolinas, solventes, etc.). El gas natural recibe un tratamiento para sepa- rarlo de líquidos e impurezas para luego ser bombeado a través de gasoductos hacia los centros de almacenaje o consumo. Los oleoductos y gasoductos son largas cañe- rías de diámetro variable, soldadas por tramos que se tienden bajo tierra, que conectan los depósitos instalados en las zonas productoras con las refinerías o con los terminales maríti- mos donde se lo carga en los buques petrole- 14
  24. 24. ros que los transportan a las refinerías de otras partes del mundo. Estas cañerías son contro- ladas mediante válvulas de seguridad, dispo- sitivos electrónicos que supervisan constante- mente la presión, temperatura y densidad del fluido en toda su extensión, para asegurar que el transporte se efectúa sin riesgos. E n las operaciones productivas en el mar, el petróleo es estabilizado en instalaciones montadas en la propia plataforma que está unida a los pozos que se perforan en el le- cho marino para luego ser transferido a ter- minales en tierra por medio de oleoductos o buques. ■ Los oleoductos y gasoductos son largas cañerías de diámetro variable, que conectan los depósitos instalados en las zonas productoras con las refinerías o con los terminales marítimos
  25. 25. 15
  26. 26. 4. Proceso de recepción, refinación y distribución del petróleo en Uruguay Recepción del petróleo El petróleo crudo no es, por sí mismo, directamente utilizable. Su transformación en productos derivados fina- les requiere una serie de tratamientos físicos y químicos y pone en operación, desde que se recibe, un complejo conjunto de instalaciones. La recepción del petróleo se realiza en el Ter- minal del Este, en José Ignacio, Dpto. de Mal- donado, desde 1982. Ahí se descarga todo el petróleo crudo que llega al país en barcos pe- troleros. Antes de 1982, el crudo se recibía en el muelle de La Teja. La ventaja del Terminal es que puede recibirse el crudo directamente de superpetroleros de aprox. 150.000 m3 , con lo que se disminuye el costo de flete. El mue- lle de La Teja permite el ingreso de barcos de menor calado lo que implicaba trasegar crudo de los superpetroleros a barcos de menor ca- lado (alijo), lo que implicaba mayores costos. El terminal se compone de: ■ Una boya de amarre a través de la cual se conectan los buques tanque al terminal. ■ Un parque de tanques para el almacena- miento del crudo ■ Un oleoducto para enviar el crudo hasta la refinería en Montevideo ■ Piletas de agua de 5.000 m3 como depósi- to para casos de incendio La boya tiene 10 m de diámetro, se encuentra a 3.600m de la costa y se conecta por un lado a los buques tanque con 2 líneas de mangue- rotes flotantes de aproximadamente 250 m de longitud y 50 cm de diámetro interno (prome- dio) cada una y por el otro al parque de tan-
  27. 27. La transformación del petróleo en productos derivados finales requiere una serie de tratamientos físicos y químicos y pone en operación, desde que se recibe, un complejo conjunto de instalaciones.
  28. 28. 17
  29. 29. Los tanques están rodeados por un envallado de seguridad que tiene una capacidad igual a la del tanque para que, en caso de derrame del mismo, el crudo no se esparza incontroladamente ques por una cañería de acero de 90 cm (36”) de diámetro interno asentada en el fondo del mar. En las operaciones de acoplamiento y demás maniobras intervienen dos barcos de ANCAP: el ANCAP VII y el ANCAP VIII, que además cuentan con equipos para combatir incendios, generador de espuma mecánica y equipos anti-polución para controlar derra- mes de crudo en el mar de hasta 1.000 m3 . El parque de tanques tiene 8 tanques con te- cho flotante de 64 m de diámetro y 24 m de altura que pueden contener 67.000 m3 de cru- do cada uno. (El techo de los tanques flota a nivel del líquido y evita que se desprendan vapores). Además hay un tanque interfase de 5.000 m3 para separar agua del crudo, porque entre descargas los manguerotes se dejan lle- nos de agua de mar. Los tanques están rodea- Aprovechamiento promedio de un barril de petróleo en Uruguay 6.0 supergas 5.0 gasolina bajo octano 18.0 gasolina alto octano 0.4 solventes 2.6 kerosene 40
  30. 30. dos por un envallado de seguridad que tiene una capacidad igual a la del tanque para que, en caso de derrame del mismo, el crudo no se esparza incontroladamente. El oleoducto mide 166 Km. Es una cañería de acero especial de 40 cm de diámetro ubica-2.2 jet fuel 30.0 gas oil 1.4 diesel oil 3.4 fuel oil calefacción 6.5 fuel oil marino 23.0 fuel oil pesado 1.5 asfalto do bajo tierra, paralelo a la ruta Interbalnearia, con una estación de bombeo intermedia pre- vista a la altura del Km 70. El petróleo se reci- be en tanques de la Planta La Teja destinados para ese fin. Desde el Terminal del Este se pueden bom- 41
  31. 31. bear hasta 12.700 m3 / día. La cantidad bom- beada depende de las necesidades de la Re- finería y normalmente se envían alrededor de 8.000 m3 . Refinación del petróleo La refinación del petróleo se realiza en la refi- nería de la Planta La Teja, que es la única exis- tente en el país. Para la refinación del crudo y la obtención de sus derivados, la refinería consta de varias instalaciones que pueden clasificarse como: a. unidades de destilación o fracciona- miento en las que se separan componen- tes que existen naturalmente en el crudo b. unidades de conversión o transforma- ción en las que se modifica la estructura molecular de componentes separados por destilación para darles nuevas característi- cas. c. Unidades de tratamiento químico donde se purifican los productos para que cum- plan las especificaciones de venta Unidades de fraccionamiento La refinación del petróleo comienza con su destilación para lograr fracciones de distintos puntos de ebullición. El petróleo es una mez- cla de miles de hidrocarburos de distintos ta- maños moleculares y punto de ebullición. La ebullición de un hidrocarburo depende fun- damentalmente de su peso molecular, la se- paración por puntos de ebullición, se realiza durante la destilación y resulta en una separa- ción pór el tamaño del hidrocarburo.
  32. 32. El petróleo es sometido a dos destilaciones sucesivas. La primera, llamada atmosférica permite extraer, por vaporización y posterior condensación, los componentes más volátiles como gasolina, nafta pesada, querosene y gas oil, quedando en el fondo un residuo que es sometido a la segunda destilación, llamada “al vacio” 19
  33. 33. En una instalación de topping completa, elpetróleo es sometido a dos destilaciones su-cesivas. La primera, llamada atmosférica se ha-ce a presión baja, permitiendo extraer, por va-porización y posterior condensación, loscomponentes más volátiles como gasolina,nafta pesada, querosene y gas oil, quedandoen el fondo de la columna un residuo que co-rresponde a la fracción no vaporizada y quees sometida a la segunda destilación, llamada“al vacio”. Este residuo, luego de ser calentado en unhorno a temperatura de 380º a 420º es parcial-mente vaporizado a presión reducida en otraLa gasolina es El calor necesario para ese petróleo lo sumi- torre de fraccionamiento. Se logra así una nue- llevada a la torre estabilizadora, en la que se le despoja del gas que tiene disuelto y ese residuo estabilizado u otros cortes, pueden ser fraccionados en una torre redestiladora, obteniéndose diversos solventes 44
  34. 34. nistran los hornos llevando la temperatura del producto alrededor de los 350ºC lo que pro- voca una vaporización parcial. La separación de los vapores se hace en la columna de frac- cionamiento, equipada con platos de burbu- jeo comunicados entre ellos y cuyas tempera- turas respectivas aumentan de arriba hacia abajo. En la torre de fraccionamiento a vacío se dispone de tres zonas de relleno ordenado que permiten lograr un buen fraccionamiento con baja de presión. va fracción de gas oil liviano y pesado, que constituye la carga para el cracking catalítico. El residuo pesado del fondo de esta torre constituye una base para fuel oils o asfaltos, dependiendo del crudo. La gasolina es des- pués llevada a la torre estabilizadora, en la que se le despoja del gas que tiene disuelto y ese residuo estabilizado u otros cortes, pue- den ser fraccionados en una torre redestilado- ra, obteniéndose diversos solventes especia- les (disán, aguarrás, etc.). 45
  35. 35. Unidades de conversión El simple fraccionamiento o destilación del petróleo crudo no da a las refinerías la flexibi- lidad que necesitan para adaptar su produc- ción en cantidad y en calidad a los requerí- mientos del mercado. En particular, la deman- da de nafta de alto número de octanos no ha cesado de aumentar. Estos problemas han si- do resueltos por procedimientos que consis- ten en modificar la estructura molecular de ciertos constituyentes del petróleo para obte- ner estructuras químicas nuevas y propieda- des enteramente diferentes. Cuando este procedimiento se aplica a un corte de nafta pesada en presencia de un ca- talizador que favorece o propicia determina- das reacciones en presencia de hidrógeno, se tiene el proceso llamado Reforming Catalítico. El mismo aumenta el número de octanos de la nafta pesada de carga, mediante transforma- ciones químicas de los hidrocarhuros presen- tes, lográndose un producto final mejorado. Cuando se trabaja con los gas oils de vacío, con el empleo de la temperatura, la presión y un catalizador, el proceso se llama Cracking Ca- talítico. Mediante el mismo se obtiene nafta de
  36. 36. alto número de octanos y gases (C3 y C4) para elaborar el supergas. Estos productos de alto precio son obtenidos a partir de un corte pe- sado de menor valor. En el caso de un residuo o fuel oil viscoso, que mediante un proceso en que se le somete a alta temperatura y presión, se logra un cracking moderado, obteniéndose un fuel oil de mucho menos viscosidad; el pro- cedimiento se denomina Visbreaking. 21
  37. 37. La mayor parte de los productos obtenidos en el proceso inicial, no pueden ser Esquema básico de refinación ESTABILIZA-P DORAR DIETANOL- AMIDA ECO SUPRA utilizados tal E 18000 F T L N ISOMERIZACIONH 6000 como se producen ya que contienen pequeñas CRUDO A S H 50000 O P P MEROX I N G DESULFU- RIZACION T OCTETORIZACION 12000 NAFTAS ESPECIAL KEROSENE cantidades de compuestos indeseables que por su corrosividad o su reactividad, deben ser eliminados. V A C I21000 O 13500 FCCU (CRACKING) 7000 RECUPERA- CION DE LIVIANOS VISBREAKING DIETANOL- AMIDA FUEL OIL JET GAS OIL LPG (SUPERGAS, ETC) BAJO ASUFRE BUNKERS FUEL OILPESADO ASFALTOS Unidades de tratamiento químico La mayor parte de los productos obtenidos en las unidades antes mencionadas, no pue- den ser utilizados tal como se producen. Contienen, en efecto, pequeñas cantidades de compuestos indeseables especialmente productos sulfurados e hidrocarburos inesta- bles que por su corrosividad o su reactivi- dad, deben ser eliminados. Estos cortes son entonces sometidos a tratamientos físicos y 48
  38. 38. químicos, diferentes según su naturaleza y su destino, que cumplirán con las especifica- ciones comerciales establecidas. Entre los procesos mas modernos de tratamiento quí- mico se halla la hidrodesulfuración que se usa para querosene y gas oíl a fin de reducir su contenido en compuestos de azufre. Es- tos son eliminados al ser tratados con hidró- geno, a alta temperatura y presión en presen- cia de un catalizador. 49
  39. 39. Almacenamiento Ancap cuenta con un gran parque de tanquesy esferas, además de un Buque tanque deno-minado Ancap IX. Parques de tanques y esferas: Se usan para almacenar el crudo recibido de Terminal del Este, Productos a reprocesar, Pro-ductos intermedios y Productos terminados. Los más grandes tienen capacidad de 21.500m3 . (diámetro= 45m, h= 14m) Buque Tanque ANCAP IX: como los aditivos son importados y se com- El parque deAbastece las plantas del interior a las que se puede acceder por el litoral, cargando los productos en el muelle de La Teja. Tiene una capacidad de 3.400 m3 y es de bajo calado, lo que le permite navegar por el río Uruguay y llegar hasta Paysandú. En la Planta La Teja funciona también una fábri- ca de lubricantes. En ella se elaboran y envasan los lubricantes que comercializa ANCAP. Los lubricantes se fabrican mezclando aceites lu- bricantes con aditivos. Los aditivos son pro- ductos que le dan a los aceites básicos las pro- piedades necesarias para las diferentes aplica- ciones: automotores nafta y diesel, motos, ma- rinos, industriales, etc. Tanto los aceites básicos pran a proveedores internacionales de acuer- do a la calidad del lubricante que se quiere fa- bricar. Para la compra de las materias primas se exige que hayan pasado ensayos realizados con motores en laboratorios especializados. Esos laboratorios no existen en el país. Distribución de productos La comercialización de los productos se reali- za desde La Teja y desde la planta de distribu- ción de ANCAP en La Tablada. Además se tie- nen plantas auxiliares en el interior. Distribución en La Teja Se comercializan: ■ Los llamados “productos negros”: asfaltos, tanques y esferas
  40. 40. almacena crudo, productos en reproceso, productos intermedios y productos terminados. 23
  41. 41. fuel oil y diesel oil, los dos primeros en ca- miones y el tercero en camiones y en tren. ■ Productos destinados a mercados petro- químicos y usos especiales como: solven- tes (aguarrás, disán y otros), combustibles para aviación (jet A-1, jet B, gasolinas) en camiones. La Planta La Teja tiene un muelle en el que se pueden recibir y cargar todos los productos. Distribución en La Tablada Distribuye el 85 % de la producción de la re- finería. Los productos llegan desde La Teja por dos poliductos de 8 Km de longitud y 20 cm de diámetro. Por conveniencia en la opera- ción, uno de los poliductos se utiliza solamen- te para supergas y el otro para los demás pro- ductos, pero los dos pueden ser usados para todos los productos. Abastece, junto con La Teja a Montevideo, Canelones, Maldonado, Rocha y parte de San José, Florida y Lavalleja. La Planta de La Tablada fue inaugurada en mar- zo de 1978, su ubicación es estratégica por- que está muy cerca de las rutas 1 y 5 lo que fa- cilita el transporte por camiones cisterna a to- do el país. Las operaciones de carga se llevan a cabo en veinte plataformas de carga para 53
  42. 42. productos blancos, con treinta picos de car- ga, y en dos para supergas con dos picos de carga. Las operaciones de carga se realizan por un sistema computarizado de autoservicio. El sis- tema de computación permite la carga de un camión de 10.000 lts. en 15 min., brindando seguridad en la operación y simplificando to- do el procedimiento. Plantas del Interior Son plantas de almacenaje y entrega ubicadas en distintas zonas del país y que aseguran una distribución adecuada de los productos en todo el país a precio uniforme. Abastecen su respectiva zona de influencia por medio de camiones tanque. Planta Paysandú: Abastece Artigas, Salto, Paysandú y Río Negro. Recibe los productos por vía fluvial y tiene una capacidad total de almacenaje de 26.000 m3 . Planta Juan Lacaze (Dpto. Colonia): Abaste- ce Soriano, Colonia y parte de San José. Tam- bién se abastece por vía fluvial y su capacidad de almacenaje es de 8.500 m3 . Planta Treinta y Tres: Abastece Cerro Largo, 54
  43. 43. Treinta y Tres y parte de Lavalleja. Se abastece por tren, en vagones tanque de AFE de 30000 l que descargan en los depósitos de la planta. Su capacidad de almacenaje es de 4000 m3 . Planta Durazno: Abastece Rivera, Tacuarembó, Durazno, Flores y parte de Florida y Lavalleja. También se abastece por tren, en vagones tan- que de AFE de 30.000 l que descargan en los depósitos de la planta. Su capacidad de al- macenaje es de 3.680 m3 . Comercialización: La comercialización de los productos Ancap se puede agrupar dentro del siguiente esquema: Mercado Interno Las actividades de distribución y comercializa- ción de los principales productos de Ancap (gasolinas, gas oil, diesel oil, fuel oil, solventes) se desarrollan a través de distribuidores. Cada uno de ellos, a su vez, cuenta con su red de es- taciones de servicios. Uno de dichos distribui- dores es exclusivo del sello ANCAP, contando con más de 200 estaciones de servicios distri- buidas en todo el territorio de la República. Mercado de combustibles marinos – Bunkers ANCAP trabaja en el desarrollo permanente de este importante mercado como acción de complemento en el fortalecimiento regio- nal e internacional de la imagen corporativa de la empresa. Asfaltos Ancap elabora a partir de determinados cru- dos cuatro tipos de asfaltos, los que comer- cializa a través de su planta de almacenaje de La Teja. Lubricantes Ancap a través de su planta de elaboración y envasado de lubricantes entrega al mercado un volumen considerable de productos, ocu- pando una posición de liderazgo en el mismo con una participación que se encuen- tra en el entorno del 40 %. ANCAP cuenta con más de 200 estaciones de servicios distribuidas en todo el territorio de la República
  44. 44. Principales derivados del petróleo Disolvente de la goma Carburante Extractor de drogas Jabón de Alcohol isopropílico Alcohol butílico Acetato de etílico Gas combustible Naftaleno Eter de Gas licuado Gomas Tintas Pinturas Explosivos Super de aviación nafta Diluyente Alcohol hexílico Alcohol etílico petróleo Dicloro etileno Carburante para motores Benzol Tolueno carburante de aviación Gas de nafta para máquinas de las lacas Nafta para quitamanchas Alcohol amílico Acido Alcoholes Combustibles Comustóleo para diesel Combustible Solvente de aceites grasos sulfúrico Acido sulfhídrico Carburante o combustible para motores Aceites para calefacción industriales Grasa espesa Grasa para Aceite para para tractores iluminación de barcos Kerosene Aceites Naftas Gasóleo Grasa espesa para engranajes para ejes agujas de cambio Grasa para molinos Insecticidas Aceite para engranajes Aceite para Combustible para estufas Grasa refinados Aceite para turbinas Conservativo de la madera Combustible Grasa que componen los acietes Aceite para mangas Aceite para cilindros Aceite para válvulas Aceite negro Aceite para uso livianos Grasa del aceite ejes livianos Aceite para medidores lubricante Aceite para máquinas de refrigeración Aceite de Aceite para templar para calderas Combustóleo de residual Asfalto para aglomerar Asfalto para pavimentos Saturante para enripiar Base para pinturas Aceite para doméstico Aceite Aceite para compresor Aceite tinta de imprenta Aceite para pisos motores para envases de huevos envases de frutas Aceite medicinal Aceite para husos Aceite para agujas de cambio Aceites lubricantes Revestimientos para techos Asfaltos rebajados Asfalto a prueba de agua Asfalto aislador Asfaltos oxidados Aceite para confiteros Cremas Pomadas Ungüentos Cera chicle Aceite técnico Aceite de flotación a vapor Asfaltos oxidados Coque para escobillas Coque para combustible Asfaltos líquidos Bases para emulsiones Ungüentos Cera para papel Cera para cartón Cera aisladora Cera para pesado Coque Coque para Cremas Lubricantes Cera para fósforos grabador cera medicinalCera para envases Acido naftánico Combustóleo electrodos Pomadas Petrolato Revestimiento Gelatina de petróleo Revestimiento para metales Cera para
  45. 45. lavandería Cera para Cera para Agente Agente de los sedimentos ácidos para cables bujías Bujías repostería emulsivo Agente emulsivo Agente de saponificación Sulfato de sodio
  46. 46. 5. Petroquímica La petroquímica es una industria nueva, relativamente reciente ya que se desarrolló a partir de la Se- gunda Guerra Mundial. Oficinas técnicas la han definido como la industria que produce com- puestos orgánicos sintéticos, de uno o más áto- mos de carbono en su molécula, que son obte- nidos a partir de fracciones de petróleo y son destinados a materia prima para la industria quí- mica. Antes del conflicto mundial aludido ya se conocía la aptitud de algunos hidrocarburos del petróleo para producir compuestos orgánicos sintéticos pero recién en los últimos 30 años la petroquímica cumplió una evolución asombrosa. Para dar una idea aproximada de esa evolución consignemos que la producción de artículos quí- micos a partir del petróleo representa en los Esta- dos Unidos un 50 por ciento del total de todos los productos químicos producidos. Los hidro- carburos del petróleo que dan base a la petro- química componen un variado espectro que va del metano hasta los de muy elevado peso mole- cular. Entre los más importantes hidrocarburos que constituyen materia prima de esta industria corresponde nombrar al etileno, propileno y, en menor proporción, el metano, el benceno y el to- lueno. El mayor porcentaje de materia prima está representado por el etileno, al que sigue en im- portancia el propileno. Los productos finales obtenidos de estos hidro- carburos por la industria petroquímica son de una riquísima variedad. Citemos entre los más co- nocidos: plásticos, caucho sintético, resinas, sol- ventes industriales, fibras para tejidos, explosivos y fluidos diversos. Corresponde también consig- nar el amoníaco y azufre. La industria petroquímica 58
  47. 47. ha hecho accesible a grandes sectores de población -en razón del ba- jo precio de sus productos- artículos que ante- riormente eran privativos de unos pocos. Resinas sintéticas y plásticos entran en la elaboración de numerosos productos de uso común. Entre los plásticos se cuentan el polivinilo, el polietileno y el poliestireno, que se utilizan para fabricar fibras textiles vulgarmente conocidas como nylon, per- lón y dacrón. Otra de las ramas de la petroquími- ca, de gran aplicación y utilidad, es la que elabo- ra fertilizantes, herbicidas e insecticidas. ■ Los hidrocarburos del petróleo que dan base a la petroquímica componen un variado espectro que va del metano hasta los de muy elevado peso molecular. Los productos finales obtenidos de estos hidrocarburos por la industria petroquímica son de una riquísima variedad 59
  48. 48. Derivados de la Petroquímica BENCENO CICLOHEXANO-OL-ONA CUMENO FENOL CAPROLACTA MA ACIDO ADIPICO HMD NYLON 6 NYLON 56 ALKYL FENOLES PENTACLOROFE NOL RES. FEN. FORM. Y EPOXI 24 D ANHIDRIDO MALEICO BISFENOL RESINAS POLIESTER- MOLDEAR RESINAS ALQUIDICAS ACIDO FUMALICO ETILBENCENO SBR LATICES ESTIRENO BUTADIENO POLIESTIRENO 6P Y HI S A N MONOCLOROBENCENO O Y P DICLOROBENCENO HEXACLOROBENCE NO HEXACLOROCICLOHEX ANO DODECIL NECENO DDT SOLVENTE Y MATAPOLILLA FUNGUICIDA INSECTIC IDA DETERGE NTE 60
  49. 49. TOLUENO XILENOS CLORURO DE BENZILO DISOCIANATO DE TOLUENO PLASTIFICA NTE POLIURETA NOS TNT SOLVE OXILENO DISOCIANATO DE TOLUENO ANHIDROFTAL ICO DMT PLASTIFICANTES (RESINAS ALQUIDICAS) SOLVENTES RESINAS POLIESTER-FIBRAS AROMATICOS PESADOS SOLVENTES REFORMIN G CATALITIC O OPIROLISIS DE NAFTAS 61
  50. 50. CLORURO DE ETILO DICLOROETANO CLORURO DE VINILO ETILENGLICOLES POLIETILENO B.D. POLIETILENO A.D. T.E.L. PVC (RESINA POLIESTER-FIBRAS) ETI LE NO O X A C 2 ETIL HEXANOL ANHIDRID T E N S O A C T I V O S V A R I O S P E N T A E R I T R I T O L ( P L A S T I F I C A N T E S ) A C E T A
  51. 51. T O D E C E L U L O S A P V A A L P I ( E ( D P R M O L D E A R F I B R A S PROPILENO OXIDO DE PROPILEN O PROPILEN GLICOLES ACRILONI TRILO POLIURET ANOS R E S I N A A C R I L I C A – F I B R A S R E S I N A A C R I L I C A A L T E R N A T I V A : P I R O L I S I S D E N A F T A S A L T E R N A T I V A : D E S H I D I S B U M E I S I S I S A M A C E T O N A D D B U R E A S U LF A T O D E A M O NI O D M T F O R M
  52. 52. A L D E HI D O M E T E P A L M E ( S ( L C O R E A F E R T I L I Z A N T E S ( R E S I N A P O L I E S T E R – F I B R A S ) ( R E S I N A F E N . F O R M . ) ( R E S I N A R A ) H I V A P R O D U C T O D E P I R O L I S I S Y D E S H I D R O G E N A C Ó N
  53. 53. 6. Exploración de hidrocarburos realizada por ANCAP 1) Exploración en el Uruguay Primera campaña sistemática Los estudios geológicos preliminares que sobre todo el país llevó a cabo el Institu- to Geológico del Uruguay, constituyeron la fuente de información básica sobre la geología nacional tanto en lo que se refiere a los datos de superficie como del subsuelo. Con base en ésta información primaria, ANCAP llevó adelante estudios específicamente enfocados hacia la investigación de la existencia de hidrocarburos en nuestro subsuelo, definiendo, en primer término, las cuencas sedimentarias con interés potencial en nuestro territorio continental. En el período comprendido entre los años 1948 y 1959, se realizó el primer programa sistemático de in- vestigación. En el marco del mismo, se llevaron a cabo relevamientos y estudios geológicos, complementa- dos con levantamientos geofísicos (gravimetría; mag- netometría y ensayos sísmicos) sobre una superficie de 56.000 Km2 que, una vez procesados e interpretados, permitieron definir las características fundamentales de las cuencas sedimentarias continentales. La evaluación de los prospectos definidos requería de pozos, por lo que se dispuso la realización de una campaña de perforaciones exploratorias profundas, 31
  54. 54. controladas con los mejores equipamientos del mo- mento, que permitieron obtener información real, con la cual se realimentó el proceso iterativo que implica la exploración. En ésta primera campaña se perforaron 24 pozos ex- ploratorios, acumulándose un total de 27.913 metros perforados, siendo el pozo más profundo el Sauce-1 que alcanzó los 2.460 metros. Todos los pozos fueron declarados “secos”, es decir que en ningún caso se pu- so de manifiesto la presencia de hidrocarburos. Segunda campaña sistemática Los avances tecnológicos y los resultados de una revi- sión de la información realizada por el Instituto Francés del Petróleo, llevó a que en 1975 se concretase un con- venio con YPF de la República Argentina para la ejecu- ción del levantamiento de datos sísmicos de reflexión en la cuenca Santa Lucía, así como un ensayo de apli- cación de este método en la cuenca del Noroeste. Los trabajos encarados, basados en los resultados ob- tenidos en la primer campaña, se localizaron en las áreas profundas de la cuenca (donde el paquete sedi- mentario depositado superaba los 1.000 metros de es- pesor) levantándose 620 Km de perfiles sísmicos de reflexión sobre unos 4.000 Km2 , que corresponden a las zonas de interés para los estudios. 66
  55. 55. El objetivo final de estos trabajos, fue el confirmar la presencia de estructuras geológicas cerradas que, por sus características, fuesen capaces de dar lugar al en- trampamiento de los hidrocarburos que se pudiesen haber generado en las partes más profundas de la cuenca. Los prospectos más promisorios, fueron San Bautista y Tala, ubicados en la subcuenca Norte, a los cuales se decidió investigar mediante perforaciones que se rea- lizaron con el equipo de ANCAP y la asistencia de YPF. Los pozos, controlados con la mejor tecnología para la detección de hidrocarburos disponible al momento, fueron evaluados y declarados “pozos secos”, lo que llevó a suspender los trabajos exploratorios en ésta cuenca. Estudios recientes en la cuenca del Noroeste. La presencia de importantes mantos basálticos en su- perficie, ha dificultado la utilización de los métodos geofísicos convencionales en la exploración de las cuencas que presentan ésta particularidad, como es el caso de la cuenca Paraná, de la cual es parte nuestra cuenca del Noroeste. Sin embargo, desde el comien- zo de la década de los ochenta, el desarrollo de téc- nicas especiales ha permitido el levantamiento de per- files sísmicos de reflexión. La calidad de los datos geofísicos logrados en sectores de la Cuenca del Paraná en Brasil mediante la aplica- ción de estas técnicas, determinó retomar la prospec- ción de hidrocarburos en la cuenca del Noroeste. El relevamiento sísmico se concretó entre 1984 y 1985, efectuándose el levantamiento de 1.650 Km de perfiles sísmicos, sobre un área de más de 12.000 Km2 en los departamentos de Artigas y Salto. Procesados los datos en Houston, se decidió la realiza- ción de perforaciones exploratorias a efectos de inves- tigar cuatro de las estructuras geológicas detectadas por la sísmica. Se suscribió un nuevo convenio con YPF S.E. de asis- tencia técnica y suministro de materiales, entre 1986 y 1987 se completaran las cuatro perforaciones (Pelado; Yacaré, Belén e Itacumbú). Luego de ser cuidadosa- mente evaluadas, fueron declaradas “pozos secos” de- cidiéndose la suspensión de los trabajos exploratorios. En el período comprendido entre los años 1948 y 1959, se realizó el primer programa sistemático de investigación que permitió definir las características fundamentales de las cuencas sedimentarias continentales.
  56. 56. Los objetivos primarios perseguidos con las perforaciones fue confirmar o corregir las hipótesis y modelos geológicos de modo de incrementar el conocimiento de la cuenca Exploración de la Plataforma Continental. Aunque del punto de vista geológico-petrolero, la pla- taforma continental uruguaya estaba totalmente inex- plorada a mediados de la década de los sesenta, los resultados de un relevamiento de datos de refracción a nivel continental mostraban que una potente cuenca sedimentaria, con espesores que sobrepasaban los 5.000 metros, se desarrollaba en agua juridiccionales uruguayas. El conocimiento de ésta información, determinó que a partir de 1964, ANCAP recabase la opinión de diversos geólogos y geofísicos de reconocido prestigió interna- cional para finalmente en 1969, promover la ejecución de levantamientos geofísicos en la plataforma continental. Fue así que se concretó el levantamiento de 5.254 Km de perfiles sísmicos, en dos etapas, sobre un área del orden de los 73.000 Km2 . Una vez procesados y eva- luados los datos, confirmaron la presencia de zonas estructuradas que ofrecían perspectivas de interés pa- ra una exploración petrolera. Dado el elevado costo y alto riesgo de una campaña de exploración costa afuera se decidió llamar a Con- curso de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en la Plataforma Continental. En agosto de 1975 se fir- mó un contrato con la empresa ganadora, CHEVRON (USA), y a mediados de junio de 1976 se iniciaron las perforaciones, completando dos pozos, el “Lobo-1” que alcanzó los 2.713 m. de profundidad y el “Gavio- 68
  57. 57. tin-1” que llegó a los 3.631 m. Ambos pozos, luego de evaluados, fueron declarados “pozos secos” y aban- donados. Los objetivos primarios perseguidos con estas perfora- ciones eran la confirmación o corrección de las hipó- tesis y modelos geológicos empleados en la interpre- tación de los datos, de modo de que en el proceso in- teractivo se fuese incrementando el conocimiento de la cuenca. Este proceso se interrumpió en 1978 cuando Chevron abandonó el área, pero ANCAP, a su cargo, continuó con los trabajos de reinterpretación y se ejecutó un nuevo levantamiento sísmico de 1.400 Km en las proxi- midades del talud, con el objetivo de definir las estruc- turas profundas que se esbozaban en la información disponible. En 1987 se logró un acuerdo de cooperación técnica suscrito con la empresa PETROCANADA, concretándo- se un importante trabajo que establece los lineamien- tos de los futuros pasos de la exploración de la plata- forma continental. La continua evolución tecnológica de la exploración y explotación de hidrocarburos en el costa afuera, ha posibilitado el desarrollo de yacimientos en aguas pro- fundas (mayores a 500 m. de lámina de agua) y aún ul- traprofundas (mayores a los 1.000 m. de lámina de agua). Los gigantescos yacimientos descubiertos en aguas profundas de Brasil, así como en la costa occi- 33
  58. 58. dental de Africa dan pauta del potencial existente en estas zonas, hacia las cuales está enfocado gran parte del interés de las empresas petroleras. Esta situación y los resultados del estudio conjunto so- bre éstas zonas realizado entre BRASPETRO, YPF y AN- CAP en 1998-1999, determinó la necesidad de lograr nueva información sísmica, de última generación, so- bre ésta zona. En este sentido se ha concretado un Acuerdo con la Compagnie Generale de Geophysique (CGG), una de las empresas especializadas de mayor renombre a nivel mundial, para el levantamiento de 10.000 Km de perfiles sísmicos aguas juridiccionales uruguayas entre las isobátas de 50 a 4.000 m., que po- sibilitará, además de lograr la información sísmica sin costo para ANCAP, la promoción de nuestro costa afuera entre las más importantes empresas petroleras del mundo. 2) Exploración de hidrocarburos en el exterior En paralelo con el esfuerzo exploratorio en el país, AN- CAP decidió atenuar el riesgo inherente a la explora- ción de hidrocarburos aplicando una técnicas empre- sarial, consistente en la diversificación geográfica de las inversiones y participando en diversos proyectos aso- ciada a otros empresas petroleras. Ecuador En 1987 ANCAP, por primera vez en su historia, resol-
  59. 59. vió participar en la exploración petrolera fuera del terri- torio nacional. Participó conjuntamente con las empre- sas estatales PETROCANADA Y ENAP (Chile) en la bús- queda de petróleo en Ecuador. Bajo la modalidad de una “Joint Venture” se exploró el Bloque N° 9 del Oriente de Ecuador. Se perforaron dos pozos exploratorios denominados “Cachiyacu” y “Go- londrina”. Ambos fueron abandonados con produc- ción subcomercial de petróleo pesado. Argentin a Continuando con las acciones tendientes a consagrar la integración vertical de la empresa, en la que la pose- sión de yacimientos y producción propia de hidrocar- buros es la etapa más significativa, ANCAP a través de PETROURUGUAY S.A., la cual controla, comparte ac- tualmente la exploración y explotación de tres áreas productivas y dos en exploración. Las actividades están orientadas al desarrollo de los im- portantes yacimientos de Borde Montuoso y Aguada de la Arena, descubiertos en la cuenca Neuquina y a incrementar las producciones de petróleo y gas en las otras áreas. El resultado de estos emprendimientos ha determinado que ANCAP, a través de PETROURUGUAY, por primera vez en su historia es productor de gas y petróleo, lo que le permite alimentar con producción propia el suministro de gas natural a la ciudad de Pay- sandú por el gasoducto del litoral.
  60. 60. Bolivia El excelente potencial hidrocarburífero que presenta la geología de Bolivia, aunado al nuevo marco legal que reglamentó el otorgamiento de contratos petroleros a partir de 1997 , así como a la construcción del gaso- ducto a Brasil que tornaba viable la comercialización del gas, abrió una serie de expectativas sobre las áreas ofrecidas en este país. En este marco, PETROURUGUAY decidió participar aso- ciado a la empresa PAN AMERICAN ENERGY en la ex- ploración del Bloque Ustárez en la cuenca del Chaco. Habiendo perforado un pozo exploratorio que no pu- do confirmar la comercialidad de los hidrocarburos detectados por problemas operacionales, se restituyó el área en Diciembre de 2000 . GAS NATURAL Gasoducto Cruz del Sur El Gasoducto Cruz del Sur se inauguró el 29 de noviembre de 2002 y transporta gas natural desde Ar- gentina para abastecer a localidades en los Departa- mentos de Colonia, San José, Canelones y Montevideo, centrales termoeléctricas y los dos distribuidores loca- les de gas por cañerías. El Gasoducto parte de las cercanías de Punta Lara (Pro- vincia de Buenos Aires, Argentina), cruza el Río de la Plata en forma subfluvial hasta un punto ubicado a 23 Km al este de Colonia, y luego sigue en forma sub- terránea hasta la ciudad de Montevideo y adyacencias. Tiene una longitud de 210 kilómetros de gasoducto principal construido con tubo de acero de 60 a 70 centímetros de diámetro y otros 200 Kilómetros en ra- males de aproximación. Gasoducto del Litoral El gasoducto del Litoral, inaugurado el 23 de octubre de 1998, transporta gas desde la provincia argentina de Entre Ríos hasta la ciudad de Paysandú y alrededores. El gasoducto es propiedad de ANCAP quien es tam- bién responsable de su operación y mantenimiento. Este gasoducto de 10” de diámetro y 20 Km de longi- tud abastece las plantas de cemento y alcohol de AN- CAP, las grandes industrias de Paysandú y el ‘city gate’desde donde se alimenta la red de distribución.
  61. 61. Historia de la refinería de ANCAP
  62. 62. 1931 En el año 1931 se creó por ley la Administra- ción Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland. Dentro de sus cometidos, estaba la produc- ción de gasolinas y demás derivados del petróleo. En esos años la demanda anual al- canzaba a un volumen total de 300.000 m3 . 1934 En el año 1934 se firmó con la firma Foster Wheeler para la construcción de la primera refinería, que se puso en operación en el año 1937. Estaba constituida por una unidad de Topping de 600 m3 /d, una unidad de Crac- king Térmico de 190 m3 /d de carga y unida- des de tratamiento de gasolinas y kerosene, usina de vapor y centrales de bombeo. 1943 Al incrementarse la demanda a partir de 1943, la Unidad de Cracking Térmico se transformó en Unidad de destilación prima- ria y se incrementó la capacidad de la Uni- dad de Topping hasta alcanzar entre las dos a unos 2.000 m3 /d de procesamiento de pe- tróleo. Simultáneamente se comenzó la pro- ducción de gas licuado de petróleo, intro- duciendo en el mercado un nuevo combus- tible. 1950 En el año 1950 se agregó una nueva unidad de Topping y Vacío con capacidad de 1.500 m3 /d. Al fin de la década se presentaron a ANCAP nuevos problemas: Incremento de la de- manda general; la necesidad de atender la demanda de gasolinas de alto número de octano; y la conveniencia de utilizar petró- leos con mayor contenido de azufre y me- nor precio. 1959 En el año 1959 se comenzó una expansión completa de la Refinería basada en : Unidad de Topping de 4.500 m3 /d; Unidad de Va- cío de 1.600 m3 /d; Recuperación de gases; Tratamiento de gasolinas, a lo cual y ya ini- ciada la obra agregó Unidad de Desulfura- ción de destilados medios y obras comple- mentarias principales, como la Central de generación de energía eléctrica y vapor de 3.600 kw a 6.300 v, etc. 1962 Estas unidades se pusieron totalmente en funcionamiento en 1962. 1988 En el transcurso de los años, se efectuaron distintas modificaciones y ampliaciones a las unidades, hasta que en 1988 se consideró necesario realizar una modernización com- pleta. 1993 Fue entonces que se realizó la última modi- ficación importante a las instalaciones de la Refinería La Teja, las que tuvieron lugar du- rante los años 1993 y 1994. En ese lapso, se cambió la Unidad de Craqueo Catalítico por un convertidor R2R totalmente nuevo con tecnología del Instituto Francés del Petróleo. Este nuevo diseño permite el procesamien- to de cargas residuales posibilitando un au- mento de la conversión de la Refinería. Adi- cionalmente se instaló una Unidad de Visco- rreducción para disminuir el consumo de aceites diluyentes para fuel oil. Otros cam- bios estuvieron relacionados con el aumen- to de la eficiencia de fraccionamiento y re- cuperación de calor en la Unidad de Desti- lación Atmosférica y Vacío y en la instrumen- tación de control distribuido de las Unida- des de la Refinería.

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