Gas y Petroleo (1)

INDUSTRIALIZACION DEL PETROLEO Contenido 1.

INTRODUCC CCIION A INDUSTRIA DEL PETROLEO................................................ .......................................... ...... 5

1.1.

NTECEDENTES DE LA INDUSTRIA DEL PETROLEO ..................................... 5

A

Periodo moderno............................................................................................................. 5 2. OB JETIVOS ....................................................................................................................... 8 2.1. OBJETIVO GENERAL .............................................. ............................................................................................... ................................................... 8 ....................................... .................................................... ... 8 2.2. OBJETIVO ESPECIFICO........................................................................................ 3. OR IGEN ES ....................................................................................................................... 10 ......................................... ....................................................................... ........................ 10 3.1. PETROLEO ........................................................................................ DEF INICIÓN DEL PETRÓLEO .................................................................... ........................................ ............................ 10 3.1.1. DEF 3.1.2. PROPIEDADES DEL DE L PETRÓLEO ............................................. ................................................................ ................... 11 COMPO SICIÓN DEL DEL PETRÓLEO PET RÓLEO CRUDO ................................................ 11 3.1.3. COMPOSICIÓN RES ERVAS DE P ETRÓ ETRÓ LEO LEO ......................................................................... ................................................................ ......... 11 3.1.4. RES INDUST RIA DEL PETRÓLEO EN BOLIVIA BOLIVIA ............. 12 3.1.5. HISTORIA DE LA INDUSTRIA ......................................... ................... 17 4. PROCESO DE OBTENCION DEL PETROLEO............................................................ ........................................ .......................................... 17 4.1. FORMACIÓN DEL PETRÓLEO.................................................................................. .............................................................................. ................................. 18 4.2. PROSPECCIÓN Y EXTRACCIÓN ............................................. 4.2.1. PROSPECCIÓN DEL PETRÓLEO ................................................ ................................................................... ................... 18 4.2.2. EXTRACCIÓN DEL PETRÓLEO .................................................................... 20 .......................................... ................................................. 24 4.3. VARIEDADES DE CRUDO ......................................................................................... ............................................................................................... ............................................................. ............... 25 4.4. PRODUCCIÓN ................................................. 4.4.1. TRANSPORTACIÓN DEL PETR P ETRÓ Ó LEO LEO .......................................................... ........................... ............................... 26 4.4.2. ALMACENA ALMAC ENAMIENTO MIENTO DEL PETRÓLEO ............................................. ........................................................ ........... 27 4.4.2.1. Tipos de almacenamiento ................................................................................ 28 4.4.2.2. Almacenamientos subterráneos ....................................................................... 31 4.4.3. PROCESO DE REFINACIÓN DEL D EL P ETRÓLEO............................................. ETRÓLEO.................... ......................... 32 4.4.3.1. Destilación Atmosf Atmos férica y al Vacío .............................................. ................................................................. ................... 33 4.4.3.2. Hidrotrata Hidrotratami miento ento ............................................. ............................................................................................ ................................................... 35 4.4.3.3. Ref Re formación ormac ión de Nafta N afta ............................................ ...................................................................................... .......................................... 35 4.4.3.4. Isomerización................................................................................................... 36 4.4.3.5. Desintegración Catalítica Fluida (FCC) (FCC ) .......................................................... 36 4.4.3.6. Producción de Éteres ................................................................................... .................................... ................................................... .... 37 4.4.3.7. Alquilación ...................................................................................................... 37 4.4.3.8. Fondo de Barril ............................................... ............................................................................................... .................................................. 38 4.4.3.9. Producción de Lubricantes .............................................................. ............. ................................................................. ................ 39 4.4.3.10. Endulzamiento y Recu Rec uperación peració n de Azufre .................................................... ....................................... ............. 40 4.4.3.11. Procesamient Procesa mientoo de Gas Natural Natura l ............................................ ....................................................................... ........................... 40 4.4.3.12. Procesos Petroquímicos Pet roquímicos ............................................... ................................................................................. .................................. 41 ................................................................................... ................... 44 4.5. DERIVADOS DEL PETRÓLEO ................................................................ 4.5.1. LOS GASES LICUADOS BUTANO BUTANO Y PROPANO:............................... P ROPANO:........................................ ......... 44

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 4.5.2. LAS GA GASO SOLI LINAS: NAS: ............................................................................................ ....................................................................... ..................... 44 4.5.3. QUEROSENO (KEROSENE): .................................................................... ............................ .............................................. ...... 45 4.5.4. DIÉSEL DI ÉSEL LIVIANO: .......................................................................................... ........................................... ................................................... 45 4.5.5. DIESEL MARINO: ............................................................................................ 46 4.5.6. COMBU CO MBUSTÓL STÓLEO EO (FUEL OIL O BUNKER BUNK ER C): C) : ............................................... ......................................... ...... 46 4.5.7. ASFALTO: ......................................................................................................... 46 ......................................................... .......... 48 4.6. U SOS DE LOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO ............................................... ...................... ................ 50 4.7. F UENTES ALTERNAS DEL PETRÓLEO (SUSTITUTOS) ...................................... .............................................................................................. ............................................................... ............... 54 4.8. D ISTRIBUCIÓN .............................................. 5. TECNOLOGÍA DE L A REFINACIÓN............................................................................ ........................................... ................................. 57 .................................................................................. .................. 57 5.1 R EFINACIÓN DEL PETRÓLEO ................................................................ 5.1.1. ASPECTOS TÉCNICOS................................................................................. 59 5.1.2. Proceso de Refinamiento. R efinamiento. .............................................. ................................................................................ .................................. 59 ......................................................... .......... 60 5.2 DESTILACIÓN ATMOSFERICA Y AL VACIO ............................................... 5.2.1. UNIDADES DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICAS Y AL VACÍO ............... 60 5.2.2 FUNDAMENTOS DEL PROCESO ................................................................... 60 5.2.3. VARIABLES DEL PROCESO P ROCESO ............................................... .......................................................................... ........................... 61 5.2.4. ECONOMÍA ECONO MÍA ASOCIADA ASOCIADA ................................................................................. ................................................................ ................. 62 5.2.5. UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRI A TMOSFÉRICA CA O TOPPING ........................ 64 5.2.6 TANQU TANQUES ES DE ALMAC ALMAC ENAJE................................................................ ENAJE.................. ....................................................... ......... 65 5.2.7. DESALADO DE CRUDO ................................................................................. 65 5.2.8. DOSIFICACIÓN DE HIDRÓ HIDRÓ XIDO XIDO DE SODIO AL CRUD CR UDO O ......................... .............. ........... 67 6. DER IVADOS ................................................................................................................... 70 SUSS DERIVADOS INDUSTRIA BOLIVIANA ............................ 70 6.1 E L PETROLEO Y SU 6.1.1. NUEVOS NUEVOS DESCUB DESCUBRIMIE RIMIEN N TOS DE GAS ...................................................... ......................................... ............. 70 6.1.2 PROYECCION PROYECCIONES ES NACIONA NACIONALE LES S DE D E LOS HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS ................. 71 ......................................... ............ 76 7. LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO EN BOLIVIA ..................................................... ........................................................................................................... .................................. 76 7.1 A NTECEDENTES ......................................................................... ....................................... ................... 77 7.2 R ESERVAS DE PETRÓLEO- CONDENSADO..........................................................

RODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO,CONDENSADO PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL ............................................................................................................................ 78 7.4 PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA ............................................................................................ ................................................. 79 NATURAL SEGÚN CAMPO ............................................. 7.5 PRODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS OBTENIDOS POR REFINERÍAS ......................................................................................................................... 80 7.3 P

7.5.1 GASOLINA ESPECIAL ..................................................................................... .............................................................. ....................... 80 7.5.2 DIESEL OIL OI L ................................................. ............................................................................................... ....................................................... ......... 81 7.5.3 JET FUEL FU EL .......................................................................................... ........................................... ................................................................. .................. 82 7.5.4 KEROSENE ........................................................................................................ 83 7.5.5 GASOLINA PREMIUM ..................................................................................... ........................................... .......................................... 84 7.5.5 PRODUCCIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO ............................................. ....................................... ...... 85 ........................................ ............................................................... ................ 86 7.6 IMPORTACIONES .......................................................................................

INGENIERÍA DEL GAS Y PETRÓLEO

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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 4.5.2. LAS GA GASO SOLI LINAS: NAS: ............................................................................................ ....................................................................... ..................... 44 4.5.3. QUEROSENO (KEROSENE): .................................................................... ............................ .............................................. ...... 45 4.5.4. DIÉSEL DI ÉSEL LIVIANO: .......................................................................................... ........................................... ................................................... 45 4.5.5. DIESEL MARINO: ............................................................................................ 46 4.5.6. COMBU CO MBUSTÓL STÓLEO EO (FUEL OIL O BUNKER BUNK ER C): C) : ............................................... ......................................... ...... 46 4.5.7. ASFALTO: ......................................................................................................... 46 ......................................................... .......... 48 4.6. U SOS DE LOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO ............................................... ...................... ................ 50 4.7. F UENTES ALTERNAS DEL PETRÓLEO (SUSTITUTOS) ...................................... .............................................................................................. ............................................................... ............... 54 4.8. D ISTRIBUCIÓN .............................................. 5. TECNOLOGÍA DE L A REFINACIÓN............................................................................ ........................................... ................................. 57 .................................................................................. .................. 57 5.1 R EFINACIÓN DEL PETRÓLEO ................................................................ 5.1.1. ASPECTOS TÉCNICOS................................................................................. 59 5.1.2. Proceso de Refinamiento. R efinamiento. .............................................. ................................................................................ .................................. 59 ......................................................... .......... 60 5.2 DESTILACIÓN ATMOSFERICA Y AL VACIO ............................................... 5.2.1. UNIDADES DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICAS Y AL VACÍO ............... 60 5.2.2 FUNDAMENTOS DEL PROCESO ................................................................... 60 5.2.3. VARIABLES DEL PROCESO P ROCESO ............................................... .......................................................................... ........................... 61 5.2.4. ECONOMÍA ECONO MÍA ASOCIADA ASOCIADA ................................................................................. ................................................................ ................. 62 5.2.5. UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRI A TMOSFÉRICA CA O TOPPING ........................ 64 5.2.6 TANQU TANQUES ES DE ALMAC ALMAC ENAJE................................................................ ENAJE.................. ....................................................... ......... 65 5.2.7. DESALADO DE CRUDO ................................................................................. 65 5.2.8. DOSIFICACIÓN DE HIDRÓ HIDRÓ XIDO XIDO DE SODIO AL CRUD CR UDO O ......................... .............. ........... 67 6. DER IVADOS ................................................................................................................... 70 SUSS DERIVADOS INDUSTRIA BOLIVIANA ............................ 70 6.1 E L PETROLEO Y SU 6.1.1. NUEVOS NUEVOS DESCUB DESCUBRIMIE RIMIEN N TOS DE GAS ...................................................... ......................................... ............. 70 6.1.2 PROYECCION PROYECCIONES ES NACIONA NACIONALE LES S DE D E LOS HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS ................. 71 ......................................... ............ 76 7. LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO EN BOLIVIA ..................................................... ........................................................................................................... .................................. 76 7.1 A NTECEDENTES ......................................................................... ....................................... ................... 77 7.2 R ESERVAS DE PETRÓLEO- CONDENSADO..........................................................

RODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO,CONDENSADO PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL ............................................................................................................................ 78 7.4 PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA ............................................................................................ ................................................. 79 NATURAL SEGÚN CAMPO ............................................. 7.5 PRODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS OBTENIDOS POR REFINERÍAS ......................................................................................................................... 80 7.3 P

7.5.1 GASOLINA ESPECIAL ..................................................................................... .............................................................. ....................... 80 7.5.2 DIESEL OIL OI L ................................................. ............................................................................................... ....................................................... ......... 81 7.5.3 JET FUEL FU EL .......................................................................................... ........................................... ................................................................. .................. 82 7.5.4 KEROSENE ........................................................................................................ 83 7.5.5 GASOLINA PREMIUM ..................................................................................... ........................................... .......................................... 84 7.5.5 PRODUCCIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO ............................................. ....................................... ...... 85 ........................................ ............................................................... ................ 86 7.6 IMPORTACIONES .......................................................................................


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO OMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS................................. 87

7.7 C

7.7.1 VENTA DE DIESEL DIES EL OIL ................................................................................... ....................................... ............................................ 87 7.7.2 VEN VEN TA DE GASOLINA GASOLINA ESPECIAL ................................................................ .................................... ............................ 87 7.7.3 VEN VEN TA DE KEROSENE KEROSENE.......................................... .................................................................................... .......................................... 88 7.7.4 VEN VEN TA DE GASOLINA GASOLINA PREMIUM P REMIUM ................................................................ ...................................................... .......... 89 ........................................................................................................ .................................. 90 7.8 E XPORTACIONES ...................................................................... 8. NORMATIVA ................................................................................................................. 93 .......................................................... .......... 93 8.1 A NTECEDENTES DE LA CAPITALIZACIÓN ................................................ ....................................................................................... ........................................ 93 8.2 L EY DE HIDROCARBUROS ............................................... 8.3 NORMATIVAS AMBIENTALES ................................................................................ 95 8.3.1 INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN NORMA NO RMAS S AMBIENTA AMBIENTALE LES S ............................................... ......................................... ...... 96 8.3.2 LA INDUSTRIA ENERGÉTICA EN ERGÉTICA Y EL AMBIENTE AMBI ENTE ........................................ 96 8.3.3 EXP EXP LORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE PETR P ETRÓLEO ÓLEO Y GA GAS S ........................ 96 8.3.4 TRANSPORTE DE PETRÓLEO Y GAS G AS ................................................ ........................................................... ........... 97 8.3.5 REFINACIÓN DEL PETRÓLEO ............................................ ....................................................................... ........................... 98 ........................................................................................... ............................................................. .............. 100 9. CONCL CLU USIONES............................................


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO

CAPITULO I ANTECEDENTES


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 1. INTRODUCCION A INDUSTRIA DEL PETROLEO

1.1.

NTECEDENTES DE LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

A

Las primeras referencias que se tienen del petróleo en la antigüedad es la presencia de emanaciones de gases espontáneamente inflamadas desde el suelo. En otras oportunidades, el petróleo se manifestaba en corrientes de agua, siendo recogido y empleado en diversos usos como ungüento para curar las heridas, enfermedades de la piel o dar masaje a los músculos reumáticos. Fueron los egipcios los primeros en darle uso medicinal, ocupándolo también en embalsamamientos y como aceite para las ruedas de sus carruajes. En Babilonia fue utilizado como combustible y para unir mosaicos y piedras en sus construcciones. La existencia del asfalto en el Mar Muerto es mencionada por primera vez por Moisés en sus escritos. De igual modo, el historiador Plinio mencionó el manantial de Agrigento, que suministraba el aceite mineral de Sicilia para lámparas y Marco Polo, en la narración de sus viajes, describió el empleo del petróleo para el alumbrado, que era transportado en camellos hasta Bagdad. En el año 100 antes de Cristo, los chinos se convirtieron en los primeros exploradores de petróleo. Buscaban en el lugar que les parecía adecuado y perforaban con taladros de bambú. Periodo moderno Pero el petróleo moderno, el origen de su poderío, se sitúa en torno a 1864, extracción de petróleo en Pennsylvania a principios de la historia de la industria petrolera en los Estados Unidos Pero el petróleo moderno, el origen de su poderío, se sitúa en torno a 1854. En ese año, un profesor de la Universidad de Yale (Benjamin Silliman) recibió el encargo de hacer un estudio acerca del “aceite de piedra” que rezumaba en algunas montañas al

noroeste de Pensilvania. Un grupo de empresarios confiaba en que pudiera ser utilizado como combustible e n las lámparas, y con él competir con el “aceite de carbón”. Aspiraban a que se usara también como lubricante en la naciente industria

mecánica. El experimento tuvo éxito, George Bissell y James Townsed (los


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO empresarios) se hicieron millonarios y nació una de las industrias más potentes del mundo: la petrolera. En 1995, tras 140 años del nacimiento de la industria, la producción mundial de petróleo alcanzó 61.3 millones de barriles diarios. El petróleo es una fuente gigantesca de riqueza, y un generador continuo de conflictos. Pero además, ha demostrado que tiene un potencial destructor enorme. La contaminación procedente del petróleo, es hoy uno de los mayores problemas a los que se enfrenta la sociedad. Y ese dualismo, desarrollo-destrucción, es la gran contradicción del petróleo.


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¡

CAPITULO II OBJETIVOS


7

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 2.

OBJET IVOS

2.1.

OBJETIVO GENERAL  Comprender

y conocer todos los procesos necesarios para la industrialización

del petróleo. 2.2.

OBJETIVO ESPECIFICO

  

Estudiar el petróleo y todas sus propiedades. Analizar las operaciones necesarias para la industrialización del petróleo. Analizar las normas que existen para la industrialización del petróleo .


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CAPITULO III ORÍGENES


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ORIGENES

3.1.

PETROLEO

3.1.1. DEFINICIÓN DEL PETRÓLEO Se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria* y sólo en lugares en los que hubo mar o donde haya podido emigrar por movimientos y fallas geológicas. Su color es variable, entre ámbar y negro. El significado etimológico de la palabra petróleo es aceite de piedra, por tener la textura de un aceite y encontrarse en yacimientos de roca sedimentaria.  Factores para su formación:  Ausencia de aire  Restos de plantas y animales (sobre todo, planctón marino)  Gran presión de las capas de tierra  Altas temperaturas  Acción de bacterias En resumen, restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante muchos millones de años, sometidos a grandes presiones y altas temperaturas, junto con la acción de bacterias anaerobias (que viven en ausencia de aire) provocan la formación del petróleo. Su origen es muy diverso, dependiendo de la combinación de los factores citados, provoca que su formación sea variada: líquido, dentro de rocas porosas y entre huecos de las piedras volátil, un líquido que se vuelve gas al contacto con el aire semisólido, con textura de ceras. En todos los casos, el petróleo es un líquido que se encuentra mezclado con gases y agua. El Petróleo tiene muchos conceptos donde los más importantes son:      

El petróleo es un recurso energético fósil no renovable. Etimológicamente, petróleo significa aceite (oleum) de piedra (petro). Es un líquido oleoso, de color oscuro, olor fuerte que flota en el agua. Se encuentra generalmente en el subsuelo. Su principal uso es como fuente de energía. Se denomina petróleo crudo, simplemente crudo u oro negro.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 3.1.2. PROPIEDADES DEL PETRÓLEO Su color es variable, entre el ámbar y el negro, por tener la textura de un aceite y encontrarse en yacimientos de roca sedimentaria. 

Estado físico: Líquido



Color: Varía desde el amarillo pardo hasta el negro.



Solubilidad: Insoluble en agua



Densidad: 0,75 y 0,95 g/ml, por lo tanto, es menos denso que el agua (densidad 1 g/ml).



En los yacimientos, esta sustancia puede estar en estado líquido o gaseoso.



En el primer caso, es un aceite y se le llama “crudo” o “petróleo crudo”.



En el segundo se le conoce como “gas natural”.

3.1.3. COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO CRUDO En la siguiente ilustración se puede apreciar la composición del petróleo crudo en Bolivia:

3.1.4. RESERVAS DE PETRÓLEO Los nuevos descubrimientos de yacimientos se han reducido drásticamente en las últimas décadas haciendo insostenible por mucho tiempo los elevados niveles de extracción actuales, sin incluir la futura demanda de los consumidores asiáticos. Por otra parte, la mayoría de las principales reservas mundiales han entrado en declive y solo las de Oriente Medio mantienen un crecimiento sostenido. Se espera que incluso esos yacimientos entren en declive hacia el 2010, lo que provocaría que toda la producción mundial disminuyera irremediablemente, conduciendo a la mayor crisis energética que haya sufrido el mundo industrializado.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO ILUSTRACIÓN N01 RESERVAS DE PETRÓLEO

Fuente: Elaborado por Javier Garza Niño, 2013

Según la Teoría del pico de Hubbert actualizada con datos recientes por la Asociación para el estudio del pico del petróleo , el inicio de dicho declive debería empezar para 2007. Existen otros tipos de reservas de hidrocarburos, conocidos como bitumenes, el cual es petróleo extra pesado, cuyas reservas más conocidas son las de bitumen de las Arenas de Atabasca en Canadá, y la faja petrolífera del Orinoco en Venezuela. Según cálculos de la estatal venezolana PDVSA, la unión de estas reservas no convencionales con reservas convencionales le da a Venezuela el primer puesto como el país con mayores reservas de hidrocarburos en el planeta. 3.1.5. HISTORIA DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO EN BOLIVIA Los hidrocarburos son un componente muy importante de la historia del siglo XX en Bolivia. Si bien el país ha estado históricamente asociado a la minería, a través del descubrimiento del petróleo se logró vincular el Oriente con el resto del país. Pero este proceso resultó ser altamente explosivo y volátil, con dos nacionalizaciones y un actual proceso de cambio de políticas en relación con este sector. Los hechos más importantes serán abordados a continuación. Las pri me ras c onc es iones de petr óleo en Bol ivia data n d e

1865 aunque éstas no tuvieron resultados prácticos. Gracias a las gestiones de un visionario empresario, Luís Lavadenz se perforó el primer pozo descubriendo petróleo en 1913, obteniendo una concesión de un millón de hectáreas para la exploración de petróleo. Debido a los cuantiosos gastos y capital requerido para esta tarea, Lavadenz vendió sus intereses y concesiones a la empresa Richmond Levering Company de Nueva York en 1920. Posteriormente, otra compañía norteamericana, Standard Oil Company compró las concesiones de Richmond Levering. En 1924 esta empresa descubrió el campo Bermejo, en 1926 Sanandita, en 1927 Camiri


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO y en 193 1 instaló refinerías en es tas do s últimas localidades. Pero esta empresa tendría problemas legales de gran envergadura con el estado boliviano. A partir de 1931 empezó a retirar equipo y maquinaria del país e incluso realizó exportaciones clandestinas a Argentina. Durante la Guerra del Chaco (donde se peleó por territorio donde hipotéticamente había petróleo con Paraguay) se rehusó a suministrar petróleo al gobierno boliviano para las Fuerzas Armadas en 1932. Estos hechos tensionaron la relación entre estado y empresa. Cuando los militares asumieron el poder después de la guerra, la imagen y reputación de la empresa estaba gravemente dañada. En 1935, el presidente José Luís Tejada inició un juicio contra la empresa por fraude y por las denuncias de exportaciones clandestinas de petróleo entre 1926 y1927. Esta denuncia fue probada y luego admitida por la empresa. Posteriormente, en 1937, otro militar, David Toro quien ocupaba la presidencia, expropió y confiscó bienes de la empresa por cargos de traición a la patria. Asimismo, el 21 de diciembre de 1936 se creó la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Recién en 1942 se logró un acuerdo transaccional por las expropiaciones con la Standard Oil Company. Ape nas un año de sp ués d e concluida la contienda bélica, el 21 de diciembre de 1936 se creó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, empresa estatal para el manejo de las áreas revertidas y sus instalaciones, comercialización interna de petróleo y el manejo de la producción de hidrocarburos. Personajes de notable aporte a la creación de YPFB fueron Dionisio FoianiniBanzer, Jorge Muñoz Reyes, José Lavadenz Inchausti, Guillermo Mariaca y Jo sé V ázq ue zMachicado.

En 1939 YPFB perforó el primer pozo en Sanandita. En 1938, el presidente militar, Germán Busch, decretó el pago del 11% de la producción a favor de los departamentos productores. Asimismo, suscribió con Brasil un convenio de vinculación ferroviaria que dio origen a las exportaciones de gas a este país. En 1941, la producción tomó impulso, llegado a 230.000 barriles por año (BPA). Posteriormente en 1942 logró producir 334.000 BPA. En 1953, Camiri llegaba a producir 1.58 millones de BPA. Para 1954, producía 2.8 millones de BPA.A partir de este momento, el país y YPFB vivirían el período denominado los “años dorados” de Y P F B , e n t r e 1 9 5 4 - 1 9 5 8 . S e a p r o b ó e l C ó d i g o d e P e t r ó l e o , o “ D a v e n p o r t ” . L o s v o l ú m e n e s d e producción se superaron cada año. Las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz fueron complementadas con centros de acopio. Las estaciones de YPFB empezaron a proliferar por todo el país y se extendió la actividad exploratoria. A partir de la década de 1960, se otorgaron nuevas concesiones para empresas privadas. La más importante y perdurable fue


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO la Bolivian Gulf Oil Company (BOGOC). Esta empresa descubrió y explotó pozos en el norte cruceño, en la zona de Caranda, Colpa y Río Grande entre 1960 y 1962.En 1965, la producción de BOGOC en Caranda llegaba a los 40.000 BPD y sus reservas eran diez veces mayores a las de YPFB. Esta empresa también firmó un contrato de veinte años de venta de gas a Argentina. La explotación de gas trajo un grave problema, porque no figuraba en el Código de Petróleo. Aunque en 1969 derogaron el Código de Petróleo para incluir al gas, el gobierno del presidente militar Alfredo Ovando declaró la nacionalización de la empresa. En medio de una turbulenta situación política, donde BOGOC hizo que embarguen la producción petrolera del país, Hugo Banzer asumió el gobierno, luego de que Juan José Torres haya derrocado a Ovando. En 1972 se aprobó la Ley General e Hidrocarburos, donde el estado mantenía la propiedad sobretodos los yacimientos y el operador dividía la producción de petróleo y gas en porcentajes iguales (50/50). Mientras tanto, la producción de gas natural llegaba a 400 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) y la exportación de gas a 150 MMPC. Este período coincidió con el registro de precios de materias primas más altos de la historia. Las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz duplicaron su capacidad. La producción llegaba a 500.000 MMPBD y la exportación a 200.000 MMBPD. Sin embargo, la situación cambiaría. En la década de los años ochenta, los presupuestos destinados a las empresas estatales se recortaron como medidas de política internacional. En 1990se derogó nuevamente la Ley General de Hidrocarburos, para permitir el ingreso de 20 nuevas compañías extranjeras. Luego de tratativas con otras empresas petroleras en 1993 se firmó un contrato para la venta de gas al Brasil. Con este hecho, empezó un proceso de capitalización y privatización de YPFB. Este período coincidió con un rápido crecimiento del consumo interno. La venta de gas llegó a los 16 millones de m 3. ILUSTRACIÓN N02 REFINACIÓN DEL PETRÓLEO

F U E NT E : Mi c r o s o f t C o r p o r a t i o n


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Los campos productores se dividieron en dos: Chaco S.A. por una inversión de $US 307millones y Andina S.A. por $US 265 millones. El sistema de oleoductos fue para Transredes. Las empresas serían dueñas del 50% de las acciones, mientras que un 34% se destinarían a un fondo de pensiones y el 16% para los trabajadores de las nuevas empresas constituidas. En este nuevo escenario, el estado sería propietario de los hidrocarburos hallados en el subsuelo, permitiendo la exploración, explotación, producción y comercialización con contratos de riesgo compartido con YPFB e inversionistas privados. Los contratos serían por 40 años y las inversiones a riesgo del adjudicatario. En mayo del 2006, el presidente populista Evo Morales decidió lanzar un decreto supremo de “nacionalización”

donde

se

revisaron

los

contratos

firmados

con

las

empresas petroleras y se aumentaron los porcentajes de pago de regalías. Esto se debió al descontento popular por las políticas estatales de hidrocarburos en los últimos años. Luego de ver la refundación de YPFB, la población boliviana está a la expectativa de las nuevas disposiciones legales para ver surgir aYPFB como lo hicieron sus fundadores, con institucionalidad, a favor de políticas de Estado y con visión a largo plazo. La exploración consiste en buscar yacimientos de petróleo y/o gas. El petróleo y el gas son fluidos que emigran hasta encontrar una roca que pueda almacenarlos. A esto se conoce como yacimiento o reservorio. El petróleo no forma lagos subterráneos; siempre aparece impregnado en rocas porosas.


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CAPITULO IV PROCESO DE OBTENCIÓN DEL PETRÓLEO INGENIERÍA DEL GAS Y PETRÓLEO

16

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 4. PROCESO DE OBTENCION DEL PETROLEO

ORMACIÓN DEL PETRÓLEO

4.1. F

Los técnicos creyeron durante algún tiempo que el petróleo era de origen inorgánico, es decir, que se había formado dentro de la Tierra mediante reacciones químicas. Hoy día, los hombres de ciencia, convienen de manera casi general en que el petróleo se origina de una materia prima formada principalmente por detrito de organismos vivos acuáticos, vegetales y animales, que vivían en los mares, las lagunas o las desembocaduras de los ríos, en las cercanías del mar y que han permanecido enterradas por largos siglos. El petróleo se encuentra únicamente en los medios de origen sedimentario. La materia orgánica se deposita y se va cubriendo por sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en hidrocarburos, proceso que según las recientes teorías, es una degradación producida por bacterias aerobias primero y anaerobias luego. Estas reacciones desprenden oxígeno, nitrógeno y azufre, que forma parte de los compuestos volátiles de los hidrocarburos. A medida que los sedimentos se hacen compactos por efectos de presión, se forma la "roca madre". Posteriormente, por fenómenos de "migración", el petróleo pasa a impregnar arenas o rocas más porosas y más permeables (areniscas, calizas fisuradas, dolomías), llamadas "rocas almacén ", y en las cuales el petróleo se concentra, y permanece en ellas si encuentra alguna trampa que impida la migración hasta la superficie donde se oxida y volatiliza.

Figura 4.1. Proceso de obtención del petróleo

Fuente: http://www.muchapasta.com/b/var


17

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO ROSPECCIÓN Y EXTRACCIÓN

4.2. P

Tradicionalmente, se sitúa en 1859 el origen de la industria petrolífera con la perforación del famoso pozo Edwin Laurentine Prake (1819- 1880), que reveló los ricos yacimientos de Pennsylvania y abrió la era del petróleo para lámparas (18601900); le sucedió la de las gasolinas y aceites para automóviles y aviación, después de la de los combustibles líquidos, a partir de 1910 se introdujo en el mundo de la marina, sobre todo desde 1950 domina el de la petroquímica y se halla a las puertas de la biología. 4.2.1. PROSPECCIÓN DEL PETRÓLEO

El descubrimiento de yacimientos puede preverse por técnicas de prospección terrestre y si fue relativamente fácil encontrar en el siglo XIX los primeros campos petrolíferos gracias a índices geológicos superficiales, la exploración del subsuelo a profundidades que alcanzan casi los 900 m. debe apelar a todos los recursos de la geofísica. Las técnicas de prospección terrestre nos ayudan en el descubrimiento de yacimientos petrolíferos. Encontrar petróleo es difícil, pero numerosas ramas de la ciencia coadyuvan a esta importante tarea. La Sismología o estudio de los terremotos; la Geología, que se ocupa del conocimiento de la corteza terrestre; la Paleontología o estudio de la formación de la Tierra; la Cartografía, que tiene por objeto la construcción de mapas; la Química e incluso la Bacteriología, que se dedica al estudio de los gérmenes, son valiosas ciencias auxiliares para los científicos consagrados a la búsqueda de nuevos campos de petróleo. La gravimetría y la magnetometría, que miden respectivamente la aceleración de la gravedad

y

el magnetismo terrestre,

permiten

en

primer

lugar

trazar

mapas subterráneos o submarinos bastante precisos. El estudio de la cartografía reciente

del

sector

es

el

primer

paso

para

iniciar

los procedimientos de investigación del área, luego le siguen estudios de geología de superficie, sondeos, análisis de los tejidos de sondeo, y estudios magnéticos, gravimétricos y sísmicos.


18

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Los métodos magnéticos registran las distorsiones del campo debidas a las variaciones de susceptibilidad magnética y del magnetismo permanente de las rocas. La prospección magneto métrica aérea permite detectar con rapidez las anomalías importantes de la estructura del zócalo en áreas muy extensas; se realiza mediante un aparato sujeto al avión, que se orienta automáticamente según el vector del campo magnético terrestre y mide su intensidad total. Así se detectan anomalías magnéticas de carácter local, que están a menudo relacionadas con accidentes del zócalo; otras veces sirven para determinar el espesor de las sedimentarias (puesto que éstas no son, por lo general, magnéticas), y delimitar así la cuenca sedimentaria antes de iniciar los sondeos. Los métodos gravimétricos miden las fluctuaciones del campo de gravedad terrestre. Se utilizan especialmente para la localización de domos de sal, con frecuencia relacionados con el petróleo. Ello se debe a que la sal tiene una densidad mucho menor que otros tipos de sedimentos, y las acumulaciones salinas se señalan con un mínimo gravimétrico. Los métodos sísmicos se basan en la creación de un campo artificial de ondas sísmicas mediante cargas explosivas; dichas ondas se propagan según la elasticidad de las capas y son recogidas, tras reflejarse o refractarse, por unos detectores situados en la superficie. Probablemente, la mayor contribución de la ciencia a la localización de nuevos pozos petrolíferos la representa un modelo especial de sismógrafo. Se hace una pequeña perforación en el terreno donde se sospecha la existencia de petróleo, se coloca en ella una pequeña carga de explosivo y se procede a su voladura. A este método se le llama prospección sísmica y son verdaderos mini sismos artificiales provocados por explosiones de cargas detonantes que, como ya se dijo, se pueden estudiar después con más precisión las formaciones interesantes cuyos contornos se revelan por la reflexión o refracción de ondas elásticas. La onda sonora no se desplaza por el interior de la Tierra a velocidad uniforme, sino con arreglo a la naturaleza de las capas que atraviesa: arena, piedra caliza, roca dura, etc. Desde estas diferentes capas parten hacia la


19

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO superficie ecos que son registrados por el aparato y que debidamente interpretados facilitan la localización de depósitos de aceite mineral o petróleo. Por más perfeccionados que sean los métodos de prospección geofísica, el único medio de estar absolutamente seguro de la existencia de un yacimiento de petróleo o de gas es utilizando el método del sondeo. El sondeo de reconocimiento sigue siendo de gran importancia en la prospección, a pesar de su elevado coste. La extensión de estos métodos terrestres a la prospección marina (offshore) supone resueltos los problemas de posicionamiento en alta mar: los levantamientos visuales deben remplazarse por cruces, de ondas hertzianas provenientes de estaciones de tierra o radio satélites. Las zonas submarinas a explorar son posteriormente balizadas disponiendo en el fondo del mar emisores de ultrasonidos que permiten al navío situarse muy exactamente sobre sus objetivos. Si bien resulta generalmente más cómodo prospeccionar en mar que en tierra, donde se choca con las dificultades de movimientos debido a la naturaleza o a l hombre, la sísmica marina exige, sin embargo, la puesta a punto de métodos especiales, pues aunque sólo sea para no alterar el equilibrio ecológico de la fauna, las cargas de explosivos están prohibidos en las zonas pesqueras. La onda necesaria se obtiene, pues, por medio de una descarga eléctrica, por emisión brutal de aire comprimido o vapor de agua o mediante detonación de gas. 4.2.2. EXTRACCIÓN DEL PETRÓLEO

Sacar petróleo de las entrañas de la Tierra es más fácil que extraer carbón. Se taladra un agujero pequeño y se bombea, o bien se deja que la presión natural, si existe, lo eleve hasta la superficie. En fin, cuando la perforación ha alcanzado la zona petrolífera, se procede a la puesta en servicio del pozo, operación delicada si se quiere evitar la erupción y a veces incendio.


20

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Foto 4.1. Perforación de Pozos

Fuente: http//:w http//:www.monog ww.monografi rafias.com/el as.com/elpetroleo.ht petroleo.html ml En la explotación de un yacimiento se distinguen dos periodos que son la recuperación recuperación primaria y la recuperación secundaria. secundaria. En la recuperación primaria, por el efecto de la presión, el petróleo sube por sí mismo a la superficie: la emanación se debe al drenaje por gravedad o al reemplazamiento del aceite sea por una subida del agua bajo presión (water-drive), sea por la expansión del gas disuelto (depletion-drive), o incluso por la dilatación del gas comprimido que sobrenada el aceite (gas capdrive) o una combinación de estos mecanismos. Por consiguiente, la presión natural que tiene tendencia a bajar con rapidez se intent intenta a restablecer por medio de una una iny i nyección ección de gas g as comprimido (gas-lif (gas -lift) t) antes de disolverle en el bombeo con bombas con bombas de balancín (cabeza de caballo) cuyo lento movimiento alternativo es transmitido por un ju un juego ego de tubos al pistón situado en el fondo del pozo. Llegado a la superficie, el petróleo bruto pasa a una estación de "limpiado",

donde

se

le

extrae

primero

e l metano y el

los gases los gases licuados licuados

(estabilización), electrostática y por fin el sulfuro de hidrógeno de desgasificación a contracorriente (stripping).


21

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Para luchar contra el colmatado progresivo de los poros de la roca petrolífera y restablecer la actividad del yacimiento, es necesario "estimular" periódicamente los pozos por acidificación (inyección de ácido clorhídrico), por torpedeo (perforación con la ayuda de balas tiradas con un fusil especial cuyos explosivos descienden a la altura de la formación o por fracturación hidráulica (potentes bombas de superficie hasta la ruptura brutal de la roca colmatada).

Foto 4.2. Perforación de Pozos

Fuente: http//:w http//:www.monog ww.monografi rafias.com/el as.com/elpetroleo.ht petroleo.html ml En la recuperación secundaria los métodos procedentes, no permiten, por sí solos, llevar a la superficie más que el 20% aproximadamente del petróleo contenido en el yacimiento; de aquí viene la idea de extraer una gran parte del 80% restante gracias a uno de los artífices siguientes: 





El drenaje con agua (water-drive) por inyección de agua por debajo o alrededor alrededor del petróleo; Reinyección del gas gas (gas (gas -drive) por encima o atrás del petróleo; Drenaje con agua caliente caliente o con vapor, más costoso, costos o, pero permite recuperar el 90% del yacimiento.

Hay diversas formas de efectuar la perforación, pero el modo más eficiente y moderno moderno es la perforación p erforación rotatoria rotatoria o trepanación trepanación con circulación circulación de barro. b arro. Primero se construye un armazón piramidal de acero de acero o o de madera de madera (se suelen hallar muchas


22

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO en Europa) en Europa),, llamado "torre", de unos veinte o treinta metros de altura, que sirve para sostener la maquinaria necesaria para mover un taladro rotatorio que trabaja como el berbiquí de los carpinteros, y que va entrando en la roca como éste en la madera. Es muy rápido en su trabajo, pues completa la perforación en unas cuantas semanas.


Fuente: http//:w http//:www.monog ww.monografi rafias.com/el as.com/elpetroleo.ht petroleo.html ml Los pedacitos pulverizados de roca que va cortando, son arrastrados, según desciende la herramienta, por medio de un chorro de agua a presión que los saca del agujero. Al salir este fango a la superficie revela la naturaleza de la roca a través de la cual está pasando la herramienta cortadora. El agujero que practica el taladro se forra con una tubería de hierro. de hierro. Un Un pozo de petróleo es, por lo tanto, un tubo fino y largo de hierro que atraviesa la roca hasta llegar al estrato que lo contiene. Generalmente se encuentran capas intermedias de agua, antes de llegar al petróleo. Las perforaciones se hacen mediante trépanos, y las paredes del largo tubo que se forma son mantenidas en su sitio con caños que se introducen más tarde, y por los que salen a la superficie los materiales los materiales arrancados arrancados del interior interior de la tierra.


23

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO La silueta característica del pozo de perforación es un mástil o estructura piramidal que permite subir y retirar una a una las tuberías de los pozos a fin de recambiar la punta trepanadora usada y llevar a la superficie una muestra de la roca perforada. Las capas subterráneas ricas en petróleo pueden encontrarse bajo las aguas de los mares o bajo las extensiones yermas de los desiertos, lo mismo que en algunas regiones cubiertas de espesas selvas tropicales.


Fuente: http//:www.monografias.com/elpetroleo.html ARIEDADES DE CRUDO

4.3. V

Cada yacimiento de petróleo está constituido por una mezcla de miles de hidrocarburos diferentes, formados por la asociación de átomos de carbono e hidrógeno, cuyo origen todavía es mal conocido; a esta mezcla se agregan cantidades variables de sustancias que contienen azufre, nitrógeno y oxígeno: de los más de 1.500 campos petrolíferos conocidos, no se han encontrado aún dos crudos exactamente iguales.


24

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Según la predominación de uno de los compuestos característicos, se pueden clasificar los petróleos en: 1. n+ particularmente parafinas y ceras naturales (Pennsylvania, Libia); 2. crudos paranínficos, presentan una proporción elevada de hidrocarburos tipo CnH 3. crudos nafténicos, con una cantidad más grande de naftenos, hidrocarburos de la serie anulares o cíclicos (Venezuela); (Borneo); crudos aromáticos, en los que se encuentran hidrocarburos bencénicos CnH por la fijación de azufre sobre un hidrocarburo (Oriente Medio); 4. crudos sulfurosos, que contienen sulfuro de hidrógeno y mercaptanos formados 5. crudos particulares, como los crudos bituminosos, que son los crudos de muy bajo contenido en azufre, y los crudos polucionados por ácidos, metales (vanadio, níquel, arsénico), sales, agua salada, etc. Por otro lado, algunos hidrocarburos raros o ausentes en el petróleo bruto son sintetizados por cracking o por hidrogenación y se encuentran en los productos petrolíferos después del refino y en petroquímica; tales son las olefinas o hidrocarburos etilénicos CnH con doble enlace entre los átomos de carbono, los hidrocarburos aromáticos o el acetileno. Para dilucidar la naturaleza compleja del petróleo crudo y sus derivados, se han tenido que poner a punto procedimientos que permiten determinar la composición y las características físico-químicas de los diferentes productos, después estudiar su comportamiento, primero por ensayos de simulación en laboratorio, después en el curso de su utilización real ulterior. En particular métodos de análisis muy rigurosos se han desarrollado y normalizado, primero en Estados Unidos, después en el mundo entero, para asegurar que la calidad de los derivados del petróleo está definida de manera incontestable antes de ser entregados para su consumo. RODUCCIÓN

4.4. P

Los Estados Unidos de América es el mayor extractor de petróleo, y hasta tal punto es así, que su producción viene a ser la mitad de la mundial. Pero esto en algún


25

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO modo significa que posea la mitad de la existencia mundial de este producto. La razón es que los Estados Unidos de América ha desarrollado y está consumiendo con mayor rapidez sus recursos petroleros. No cabe la menor duda de que el resto del mundo posee una cantidad de petróleo mucho mayor que la poseída por el gran coloso de América. En todo el mundo se producen alrededor de 6.000 millones de barriles por año y, como es sabido, cada barril contiene 160 litros. Aparte de Estados Unidos de América, los otros grandes productores son: Rusia, Venezuela, Irán, Indonesia, México, Rumania, Irak, Colombia, Argentina, Trinidad, Perú, India y Birmania. Canadá produce también una considerable cantidad, y se le abren, en este sentido, magnificas perspectivas. Las mayores reservas de petróleo en el mundo se encuentran, en efecto, en Athabaska (Alberta, Canadá). Según un cálculo oficial, se estiman las reservas de Athabaska en 100 billones de barriles, y, según otra estimación, también oficial, hay más del doble de la cantidad mencionada. 4.4.1. TRANSPORTACIÓN DEL PETRÓLEO

El papel del transporte en la industria petrolífera es considerable: Europa occidental importa el 97% de sus necesidades, principalmente de África y de Oriente Medio y Japón el 100%. Pero los países que se autoabastecen están apenas mejor dotados, porque los yacimientos más importantes se encuentran a millares de kilómetros de los centros de consumo, en Estados Unidos como en Rusia, en Canadá como en América del Sur. El petróleo gigante (superpetrolero), es el medio más económico para transportar energía, bajo la forma que sea; tiene asimismo la ventaja de una gran flexibilidad de utilización; en conjunto, los mares del mundo están surcadas permanentemente por una flota de un total de 244 M de capacidad, constituida por millares de unidades radio dirigidas en cada instante según las exigencias lógicas. Los "buques-tanques", barcos donde el petróleo es transportado, se construyen generalmente para este fin y son, en realidad, verdaderos tanques flotantes. Trabajar


26

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO en ellos resulta muy desagradable, pues a bordo todo huele a petróleo. Por ello, sus tripulaciones reciben una buena paga. En Europa, el aprovisionamiento de zonas industriales alejadas del mar exige el equipamiento de puertos capaces de recibir los superpetroleros de 300,000 y 500,000 Tm* de carga, almacenamientos gigantes para la descarga y tuberías de conducción (pipe-lines) de gran capacidad. La pipe-line de petróleo bruto (oleoducto) es el complemento indispensable y a veces el competidor del navío de alta mar: en efecto, conduce el aceite del yacimiento situado a una distancia más o menos grande de tierra adentro, al puerto de embarque del yacimiento submarino a la costa más cercana; del yacimiento directamente a la refinería o finalmente, del puerto de desembarco a la refinería. La instalación de un nuevo oleoducto requiere gran cantidad de estudios previos, en los cuales se tiene en cuenta todo lo que puede acortar o beneficiar el proceso del transporte. El sistema de transporte del petróleo por tuberías resulta tan eficiente y económico que existen hoy miles de kilómetros de ellas, que van desde los pozos de los que surge el preciado líquido hasta los establecimientos de refinación o hasta las estaciones y puertos de embarque del producto. El aceite mineral es bombeado por kilómetros y kilómetros a través de las tuberías del oleoducto. Una serie de estaciones de bombeo lo va empujando hasta que llega a las refinerías, en donde pasará los procesos de destilación. Llevado por los buques-tanques, por vagones especiales o modernos oleoductos, el petróleo llega a la refinería. 4.4.2. ALMACENAMIENTO DEL PETRÓLEO

La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores. Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la


27

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores. El petróleo crudo se deposita en grandes tanques de acero, cada uno de los cuales tiene cabida para algunos centenares de barriles. Al calentarlo, la sustancia más ligera

se

convierte

en

un

vapor

que

se

recoge

y

se

condensa.

La temperatura permanece fija mientras se está evaporando dicha sustancia, pero tan pronto como toda ella ha sido transformada en vapor, la temperatura comienza a elevarse hasta alcanzar el punto de ebullición de la siguiente, es decir, de la que hierve a temperatura más baja entre las que quedan. De esta forma se logra ir separando los distintos hidrocarburos que componen el petróleo. 4.4.2.1. Tipos de almacenamiento

En realidad, el almacenamiento debe quedar asegurado en cada etapa del camino recorrido por el petróleo para ir desde el pozo hasta el surtidor o la caldera. Entre los tipos de almacenamientos tenemos:

a. Almacenamiento del bruto Es raro que una refinería pueda ser alimentada directamente a partir del yacimiento, debiendo existir una doble rotura de la continuidad del caudal en su trayecto intermedio por buque-cisterna o por oleoducto transcontinental, lo que obliga a mantener un stock de petróleo bruto de cinco días como media, tanto en el punto de embarque como en el de desembarque. La capacidad del terminal, o almacenamiento de cabeza de línea, debe tener en cuenta la capacidad unitaria (500.000 Tm) de carga para los más recientes superpetroleros. La cadencia irregular de llegada de los buques para cargar y descargar, la capacidad y el método de explotación de los oleoductos, y por último la necesidad, de almacenar aparte ciertos petróleos brutos menos sulfurosos.

b. Almacenamiento en la refinería Se deben prever numerosos depósitos aguas arriba y abajo de cada unidad de proceso para absorber las discontinuidades de marcha debidas a los paros


28

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO de mantenimiento y a los tratamientos alternativos y sucesivos de materias primas diferentes, para almacenar las bases, cuyos productos terminados serán sacados a continuación por mezcla, y para disponer de una reserva de trabajo suficiente a fin de hacer frente a las variaciones de envío, tales como la recogida de un gran cargamento recibido por mar. c. Almacenamiento de distribución Solamente una pequeña parte de la clientela puede ser abastecida directamente, es decir por un medio de transporte que una directamente el usuario con la refinería. En la mayoría de los casos, es más económico construir un depósito-pulmón, terminal de distribución, abastecido masivamente por el medio de transporte que viene de la refinería, ya se trate de conducciones (oleoductos de productos terminados), buques (para los depósitos costeros), barcazas fluviales, vagones cisterna o camiones cisterna. A partir de este depósito-pulmón, el consumidor será alimentado por un corto trayecto de grandes transportes por carretera o camiones de distribución.

d. Almacenamiento de reserva Tras la crisis de 1956 (segunda guerra árabe-israelí) que condujo al racionamiento de la gasolina en ciertos países de Europa Occidental, la mayoría de ellos, introdujeron en sus legislaciones normas de existencias de reserva obligatorias. En Francia, por ejemplo, las compañías petroleras deben poseer en todo momento en los depósitos de las terminales portuarias de las refinerías y de los almacenes de distribución una cantidad de producto igual a tres meses de consumo del mercado interno; sólo una cuarta parte de esta reserva puede conservarse en forma de petróleo bruto, no tratado; el resto debe estar formado por productos refinados disponibles inmediatamente. Panamá cuenta con instalaciones Portuarias en Balboa, Roadman, Cristóbal, Charco Azul, Chiriquí Grande y Bahía Las Minas, las cuales están dotadas de infraestructuras de almacenamiento de combustibles. Cuenta además, con un oleoducto de 131 kilómetros de Longitud que trasiega de petróleo crudo del Pacífico al Atlántico. Este oleoducto tiene una capacidad de bombeo de 800,000 barriles por día y de 2.5 millones de barriles de almacenamiento


29

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO en cada una de sus terminales, en el Pacífico (Charco Azul) y en el Atlántico (Chiriquí Grande). En Panamá existen actualmente siete (7) Zonas Libres de Petróleo y una capacidad de almacenamiento de combustibles en el orden de los 14 millones de barriles.

Cuadro No. 4.1. Sector Energético. Zonas Libres de Petróleo. Adminis-

Terminal

ContraTista

Trador

Portuario

Aeronáutica

Odgen aviation

Terrestre

Civil

services

Autoridad m arítima Atlantic pacific, de panamá

Calado

-

Principal

Capacidad de

Producto

Almacenamiento Barriles

Combustibles de

16,190

aviación Cristóbal

37-40´

s.a.

Combustibles

1,540,000

marinos Balboa

31-40´

Charco azul

70´

pmá.

Chiriquí grande

49´

Petroport, s.a.

Petroport, s.a.

Cristóbal

37-40´

Gas licuado

Refinería panamá,

Refinería

Bahía las minas

39´

Crudo y derivados

s.a.

panamá, s.a. Cristóbal

37-40´

Combustibles marinos

905,000

Roadman 1

33,5-38´

Combustibles

1,000,000

Petro-terminales

Petro-

De pmá.

terminales de

Atlantic pacific, s.a. Atlantic pacific, s.a. Alireza m ovil

Alireza m ovil

terminal, s .a.

terminal, s .a.

1,670,000 Derivados y crudo

2,500,000 2,500,000 34,286 3,670,000

marinos Roadman 2

30-33,5´

Combustibles

Oleoducto

-

Marinos

Arraijan –

Combustibles de

howard

aviación Almacenamiento total de panamá


13,835,476

30

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Fuente: http://www.monografias.com/trabajos5/petroleo/petroleo

4.4.2.2. Almacenamientos subterráneos

Los productos petrolíferos se almacenan en el suelo debido a la preocupación por la seguridad, siempre pensando en proteger los depósitos de atentados; además, es también una solución económica a los problemas de los grandes almacenamientos, que evita inmovilizar terrenos de valor o desfigurar el paisaje. Esta idea se presenta, hoy, de formas muy diversas:

a. Depósito enterrado En lugar de construir cubas, cubetas y otros recipientes al ras del suelo, es muy fácil, con cierto suplemento de coste, construirlas en fosas que se rellenan a continuación, o en cavernas, canteras o minas de sal. Esta técnica no sólo es utilizada por las pequeñas instalaciones (estaciones de servicio, calefacción doméstica), también para las reservas militares estratégicas. b. Almacenamiento en la sal El subsuelo encierra inmensos yacimientos de sal gema, en los cuales se pueden crear cavidades explotables como almacenamiento subterráneo de productos petrolíferos líquidos. Es suficiente perforar pozos por los cuales se inyecta agua dulce de lavado, que disuelve la sal y vuelva a subir a la superficie en forma de salmuera; al cabo de un cierto tiempo, se obtiene en la base de cada pozo una gran bolsa rellena de esta salmuera, que es agua saturada de sal. El pozo sirve a continuación para el rellenado de la cavidad por desplazamiento de la salmuera que es recogida en la superficie en un estanque a suelo abierto y luego para la recuperación del producto almacenado, empujado hacia lo alto por una reinyección de agua o de salmuera. El excedente de salmuera puede ser tratado para recuperar la sal o echado al mar ya sea con un curso de agua y respetando el porcentaje de salinidad, o mediante un oleoducto. c. Caverna barrenada Utilizando la excavación con explosivos y otras técnicas de perforación de toneles, es posible realizar galerías subterráneas de almacenamiento a una profundidad que debe ser tanto mayor cuanto más volátil sea el producto, a fin de que la presión


31

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO hidrostática que reina en el subsuelo sea siempre superior a la tensión de vapor de este último.

d. Mina abandonada Una antigua mina de hierro ya abandonada puede ser puesta de nuevo en servicio a fin de servir como almacenamiento, por ejemplo: para gas-oil. e. Yacimiento en formación El gas puede ser almacenado bajo presión en rocas porosas subterráneas, bien se trate de yacimientos agotados o estructuras geológicas vacías que presenten las características requeridas. 4.4.3. PROCESO DE REFINACIÓN DEL PETRÓLEO

El petróleo crudo no es directamente utilizable, salvo a veces como combustible. Para obtener sus diversos subproductos es necesario refinarlo, de donde resultan, por centenares, los productos acabados y las materias químicas más diversas. El petróleo crudo es una mezcla de diversas sustancias, las cuales tienen diferentes puntos de ebullición. Su separación se logra mediante el proceso llamado "destilación fraccionada". Esta función está destinada a las "refinerías", factorías de transformación y sector clave por definición de la industria petrolífera, bisagra que articula la actividad primaria y extractiva con la actividad terciaria. El término de refino, nos fue heredado en el siglo XIX, cuando se contentaban con refinar el petróleo para lámparas, se reviste hoy de tres operaciones:



La separación de los productos petrolíferos unos de otros, y sobre la destilación del crudo (topping).



La depuración de los productos petrolíferos unos de otros, sobretodo su desulfuración.



La síntesis de hidrocarburos nobles mediante combinaciones nuevas de átomos de carbono y de hidrógeno, su deshidrogenación, su isomerización o su ciclado, obtenidos bajo el efecto conjugado de la temperatura, la presión y catalizadores apropiados.

En un inicio, el refino se practicaba directamente en los lugares de producción del petróleo, pero pronto se advirtió que era más económico transportar masivamente el


32

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO crudo hasta las zonas de gran consumo y construir refinerías en los países industrializados, adaptando su concepción y su programa a las necesidades de cada país. El petróleo crudo es depositado en los tanques de almacenamiento, en donde permanece por varios días para sedimentar y drenar el agua que normalmente contiene. Posteriormente es mezclado con otros crudos sin agua y es bombeado hacia la planta para su refinación. Una refinería comprende una central termoeléctrica, un parque de reservas para almacenamiento, bombas para expedición por tubería, un apeadero para vagonescisterna, una estación para vehículos de carretera para la carga de camiones cisterna. Es, pues, una fábrica compleja que funciona 24 horas diarias con equipos de técnicos que controlan por turno todos los datos. Mientras que antes las antiguas refinerías ocupaban a centenares y a veces a millares de obreros en tareas manuales, sucias e insalubres, las más modernas están dotadas en la actualidad de automatismos generalizados para el control y la conducción de los procesos y no exigen más que un efectivo reducido de algunas personas. En la industria de transformación del petróleo, la destilación es un proceso fundamental, pues permite hacer una separación de los hidrocarburos aprovechando sus diferentes puntos de ebullición, que es la temperatura a la cual hierve una sustancia. 4.4.3.1. Destilación Atmosférica y al Vacío

Este es el primer proceso que aparece en una refinería. El petróleo que se recibe por ductos desde las instalaciones de producción, se almacena en tanques cilíndricos de gran tamaño, de donde se bombea a las instalaciones de este proceso. El petróleo se calienta en equipos especiales y pasa a una columna de destilación que opera a presión atmosférica en la que, aprovechando la diferente volatilidad de los componentes, se logra una separación en diversas fracciones que incluyen gas de refinería, gas licuado de petróleo (LPG), nafta, queroseno (kerosene), gasóleo, y un


33

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO residuo que corresponde a los compuestos más pesados que no llegaron a evaporarse. En una segunda columna de destilación que opera a condiciones de vacío, se logra la vaporización adicional de un producto que se denomina gasóleo de vacío, y se utiliza como materia prima en otros procesos que forman parte de las refinerías para lograr la conversión de este producto pesado en otros ligeros de mayor valor. En este proceso, el petróleo se separa en fracciones que después de procesamientos adicionales, darán origen a los productos principales que se venden en el mercado: el gas LP (comúnmente utilizado en las estufas domésticas), gasolina para los automóviles, turbosina para los aviones jet, diesel para los vehículos pesados y combustóleo para el calentamiento en las operaciones industriales. Pero estos productos tienen que cumplir con una serie de especificaciones que aseguren su comportamiento satisfactorio. Originalmente, las especificaciones tuvieron un enfoque eminentemente técnico, como el número de octano de la gasolina, o el de cetano del diésel, o el punto de humo del queroseno, o la viscosidad del combustóleo; actualmente, las consideraciones

de

protección

ambiental

han

incorporado

muchos

más

requerimientos, limitándose, por ejemplo en la gasolina, el contenido del azufre (este compuesto al quemarse, produce dióxido de azufre que al pasar a la atmósfera se oxida, y con el agua da origen a la lluvia ácida), el benceno (que es un hidrocarburo que tiene carácter cancerígeno), las olefinas y los aromáticos (que son familias de hidrocarburos altamente reactivas en la atmósfera, promotoras de la formación de ozono); la presión de vapor (que debe limitarse para reducir las emisiones evaporativas en los automóviles y gasolineras), e inclusive se requiere la presencia de compuestos oxigenados que no ocurren naturalmente en el petróleo (estos compuestos favorecen la combustión completa en los motores automotrices). Además de la destilación atmosférica y al vacío, los procesos de refinación más importantes son los siguientes:


34

INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 4.4.3.2. Hidrotratamiento

En forma generalizada, en los combustibles de hoy día se reducen los compuestos de azufre, para evitar daños ambientales por lluvia ácida. Al proceso que se utiliza para este propósito y al cual se someten las diferentes fracciones que se obtienen en la destilación

atmosférica

y

al

vacío

se

le

denomina

hidrotratamiento

o

hidrodesulfuración, por estar basado en el uso de hidrógeno que reacciona con los compuestos de azufre presentes en los hidrocarburos para formar ácido sulfhídrico; en un procesamiento posterior, este compuesto se convierte en azufre elemental sólido que tiene una importante aplicación industrial. En el proceso ocurren reacciones adicionales que permiten complementar el tratamiento al eliminar también compuestos nitrogenados, convertir las olefinas en compuestos saturados y reducir el contenido de aromáticos. El hidrotratamiento requiere de altas presiones y temperaturas, y la conversión se realiza en un reactor químico con catalizador sólido constituido por gg-alúmina impregnada con molibdeno, níquel y cobalto. 4.4.3.3. Reformación de Nafta

Los cortes de nafta que se obtienen por destilación directa de cualquier tipo de petróleo presentan un número de octano muy bajo (45 a 55), y serían inaplicables para la gasolina que requieren los automóviles modernos (octanajes de 80 a 100). Es necesario entonces modificar la estructura química de los compuestos que integran las naftas, y para ello se utiliza el proceso de reformación en el que a condiciones de presión moderada y alta temperatura, se promueven reacciones catalíticas conducentes a la generación de compuestos de mayor octano como son los aromáticos y las isoparafinas. Simultáneamente en las reacciones se produce hidrógeno, que se utiliza en la misma refinería en los procesos de hidrotratamiento. Las reacciones son promovidas por catalizadores basados en gg-alúmina como soporte de metales activos (platino-renio o platino-estaño).


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 4.4.3.4. Isomerización

Los isómeros son moléculas que tienen el mismo tipo y cantidad de átomos, pero con diferente estructura en su conformación. En el caso particular de las parafinas, que son hidrocarburos constituidos por cadenas de átomos de carbono asociados a hidrógeno, se tienen para una misma fórmula general (CnH(2n+2)) una gran variedad de estructuras; cuando la cadena de átomos de carbono es lineal, el compuesto se denomina parafina normal, y si la cadena es ramificada, el compuesto es una isoparafina. En el grupo de parafinas que forman parte de las gasolinas, las isoparafinas tienen número de octano superior a las parafinas normales, de tal manera que para mejorar la calidad del producto se utiliza un proceso en el que las parafinas normales se convierten en isoparafinas a través de reacciones de isomerización. La práctica es separar por destilación la corriente de nafta en dos cortes, ligero y pesado; el ligero que corresponde a moléculas de cinco y seis átomos de carbono se alimenta al proceso de isomerización, mientras que el pesado, con moléculas de siete a once átomos de carbono, es la carga al proceso de reformación antes descrito. Las reacciones de isomerización son promovidas por catalizador de platino soportado en gg-alúmina. 4.4.3.5. Desintegración Catalítica Fluida (FCC)

Este es un proceso de conversión de hidrocarburos pesados presentes en los gasóleos de vacío, que permite producir gasolina, y en consecuencia aumentar el rendimiento de este combustible en las refinerías, disminuyendo la producción de residuales. El proceso FCC se basa en la descomposición o rompimiento de moléculas de alto peso molecular; esta reacción se promueve por un catalizador sólido con base en zeolitas en presentación pulverizada, que se incorpora a los hidrocarburos de carga en un reactor de tipo tubular con flujo ascendente. A la salida del reactor, el catalizador se separa de los productos de reacción a través de ciclones, y el coque que se genera y adhiere al mismo por las altas temperaturas de reacción, se quema


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO en un equipo especial antes de recircularse al reactor; la energía liberada en el quemado sirve para dar parte del calentamiento de la corriente de carga. En el proceso se producen, además de gasolina, productos más ligeros como gas seco (metano y etano) y fracciones de 3 a 5 átomos de carbono, de carácter olefínico, que se utilizan como materia prima en la producción de éteres y gasolina alquilada en procesos subsecuentes de la refinería. También se genera un producto pesado rico en aromáticos, conocido como aceite cíclico ligero, que se procesa en las hidrotratadoras de la fracción diesel, y otro denominado aceite decantado que se incorpora al combustóleo. 4.4.3.6. Producción de Éteres

Con el propósito de reducir las emisiones de monóxido de carbono e hidrocarburos no quemados de los vehículos con motor a gasolina, se agregan a este combustible componentes que contienen oxígeno en su molécula, como es el caso de los éteres. Estos componentes se dosifican en la gasolina para obtener un contenido de oxígeno de 1 a 2% en peso y, en virtud de su alto número de octano, contribuyen al buen desempeño de este combustible en los motores. Los componentes oxigenados utilizados en la formulación de gasolinas en México son el MTBE (metil tert-butil éter) y en menor grado el TAME (tert-amil metil éter). Estos éteres se obtienen en las refinerías a partir de alcohol metílico, producido en los complejos petroquímicos, y de las olefinas ligeras producidas en los procesos de desintegración catalítica FCC, con el beneficio adicional de reducir el contenido de estas olefinas ligeras (importantes contribuyentes a la formación de ozono en la atmósfera) en la gasolina.

4.4.3.7. Alq Alquilación uilación

El proceso de alquilación es una síntesis química por medio de la cual se unen olefinas ligeras (propileno y/o butenos producidos en el proceso FCC antes descrito) con isobutano (proveniente de la fracción de gas LP recuperada en la destilación


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO atmosférica del petróleo y complementada con corrientes equivalentes del procesamiento del gas natural). Al resultado de la síntesis se le denomina alquilado o gasolina alquilada, producto constituido por componentes isoparafínicos cuyos puntos de ebullición se ubican dentro del intervalo de la gasolina. En sus inicios el proceso tuvo como objetivo obtener un combustible aplicable a aviones de turbohélice, y aumentar el rendimiento de gasolina a partir de las diversas corrientes ligeras producidas en la refinería, pero actualmente su objetivo es producir una fracción cuyas características tanto técnicas (alto octano) como ambientales (bajas presión de vapor y reactividad fotoquímica) la hacen hoy en día, uno de los componentes más importantes de la gasolina reformulada. La alquilación es un proceso catalítico que requiere de un catalizador de naturaleza ácida fuerte, y se utilizan utilizan para este propósito propósi to ya ya sea ácido fluorh fluorhíídrico dric o o ácido áci do sulfú sulfúrico. rico. 4.4.3.8. Fondo de Barril

La cada vez mayor disponibilidad relativa de crudo pesado, con altos contenidos de azufre y metales y bajos rendimientos de destilados, hace necesario el contar con unidades de proceso que permitan modificar estos rendimientos en conformidad con las demandas, produciendo combustibles combustibles con calidad ecológica. Esto apunta hacia la introducción de procesos de conversión que aumenten la producción de destilados y disminuyan los residuales pesados. A este tipo de procesos se les ha llamado en su conjunto procesos de fondo de barril, y constituyen ya una sección específica de la mayor parte de las refinerías. En México, esta tendencia se justifica por la necesidad de procesar cada vez mayores proporciones de crudo tipo Maya. Entre las opciones de procesamiento, se tienen las orientadas a la producción de combustóleo de bajo contenido de azufre, utilizando el proceso de hidrotratamiento de residuos, aunque se empiezan a generalizar los esquemas de alta conversión, basados en hidrodesintegración profunda o en coquización, para aumentar el rendimiento de destilados a expensas de la desaparición desaparici ón del combustóleo. combustóleo. Los procesos de hidrotratamiento se basan en la reacción catalítica del hidrógeno con los compuestos de azufre a condiciones severas de presión y temperatura, y con


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO catalizadores de características muy especiales. Los procesos de hidrodesintegración se diferencian fundamentalmente en el tipo de catalizador, que se diseña para orientar las reacciones a la descomposición de las moléculas para generar productos ligeros; la presencia del hidrógeno permite que estos productos resulten de carácter no olefínico y bajos en azufre. Por otro lado, los procesos de coquización consisten en la desintegración térmica no catalítica de los residuales; la ausencia de hidrógeno hace que los productos del proceso sean ricos en olefinas y azufre, requiriendo entonces procesamiento ulterior en las unidades de hidrotratamiento de destilados. Simultáneamente se produce coque de petróleo, compuesto constituido principalmente de carbón. Otro proceso basado en la descomposición térmica, bastante antigua pero aún presente en muchas refinerías, es el de reducción de viscosidad, orientado a la autogeneración de diluentes del combustóleo para reducir el uso de destilados valiosos que también se usan usan para este propósito. 4.4.3.9. Producción de Lubricantes

Dentro de la industria en general, los lubricantes juegan un papel fundamental, pues evitan que el contacto continuo entre partes móviles de una máquina provoque esfuerzos por fricción que puedan llevarla a un mal funcionamiento e inclusive a su destrucción. Durante la refinación del petróleo es posible, si se desea, producir bases de lubricantes, las cuales deben cumplir en forma muy estricta con el rango de viscosidad que las caracteriza. La materia prima para obtener las bases de lubricantes es el residuo de la destilación atmosférica del petróleo, el cual se redestila a condiciones de vacío para generar cortes específicos que se denominan: especialidades, neutro ligero y neutro, generándose además en otro proceso de desasfaltización del residuo de vacío por extracción con solventes, cortes adicionales que se denominan: neutro pesado, pesado y cilindros. En su conjunto, los cortes lubricantes requieren de un procesamiento posterior que involucra plantas de desaromatización y de desparafinación, indispensables para ajustar los índices de viscosidad, o sea la variación de la viscosidad del lubricante con


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO la temperatura, que es la propiedad fundamental que define su calidad. Simultáneamente se produce parafina suave y parafina dura. 4.4.3.10. Endulzamiento y Recuperación de Azufre

La eliminación del ácido sulfhídrico (H2S) que acompaña al gas que se separa en la destilación atmosférica, y que está sobre todo presente en el gas resultante de los procesos de hidrotratamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre durante el quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería. La separación del H2S de los gases se realiza en un proceso que se denomina de endulzamiento, basado en la absorción en soluciones acuosas de aminas; la solución rica en sulfhídrico se regenera por agotamiento con vapor para recircularse a la absorción, y el H2S separado se procesa en unidades donde primeramente se realiza una combustión parcial del mismo para generar una proporción adecuada de H2S y SO2, que enseguida se hacen reaccionar catalíticamente para generar azufre elemental. 4.4.3.11. Procesamiento de Gas Natural

El gas natural está constituido principalmente por metano con proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos, pentanos y gasolina natural) y de contaminantes diversos. El objetivo del procesamiento del gas natural es eliminar los contaminantes, incluyendo los componentes corrosivos (agua y ácido sulfhídrico, este último también por su carácter contaminante), los que reducen el poder calorífico (dióxido de carbono y nitrógeno) y los que forman depósitos sólidos a bajas temperaturas (nuevamente agua y dióxido de carbono), para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano, que constituyen materias primas básicas para la industria petroquímica. Las etapas normales en el procesamiento del gas natural son la deshidratación (eliminación de agua, usualmente con adsorbentes sólidos, como alúmina o mallas moleculares), el endulzamiento (eliminación de ácido sulfhídrico y dióxido de carbono con soluciones absorbentes en un esquema similar al descrito para los procesos de endulzamiento de gas de refinería), y la recuperación criogénica de etano e


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO hidrocarburos más pesados (condensación de estos componentes a bajas temperaturas, del orden de 100oC, y destilación fraccionada de los líquidos condensados). Otras etapas complementarias son el fraccionamiento de los hidrocarburos recuperados y la conversión del ácido sulfhídrico a azufre. 4.4.3.12. Procesos Petroquímicos

Además de los combustibles, del petróleo se obtienen derivados que permiten la producción de compuestos químicos que son la base de diversas cadenas productivas que terminan en una amplia gama de productos conocidos genéricamente como productos petroquímicos, que se utilizan en las industrias de fertilizantes, plásticos, alimenticia, farmacéutica, química y textil, entre otras. Las principales cadenas petroquímicas son las del gas natural, las olefinas ligeras (etileno, propileno y butenos) y la de los aromáticos. La cadena del gas natural se inicia con el proceso de reformación con vapor por medio del cual el metano reacciona catalíticamente con agua para producir el llamado gas de síntesis, que consiste en una mezcla de hidrógeno y óxidos de carbono. El descubrimiento de este proceso permitió la producción a gran escala de hidrógeno, haciendo factible la producción posterior de amoníaco por su reacción con nitrógeno, separado del aire. El amoníaco es la base en la producción de fertilizantes. También a partir de los componentes del gas de síntesis se produce metanol, materia prima en la producción de metil-terbutil-éter y teramil-metil-éter, componentes de la gasolina; otra aplicación es su uso como solvente en la industria de pinturas. La cadena del etileno se inicia a partir del etano recuperado del gas natural en las plantas criogénicas, el cual se somete a un proceso de descomposición térmica para producir etileno principalmente, aunque también se forma hidrógeno, propano, propileno, butano, butilenos, butadieno y gasolina pirolítica. Del etileno se producen un gran número de derivados, como las diferentes clases de polietilenos cuyas características dependen del proceso de polimerización; su aplicación se encuentra en la producción de plásticos, recubrimientos, moldes, etc. Por otro lado, el etileno puede reaccionar con cloro para producir dicloroetano y posteriormente monómero de cloruro de vinilo, un componente fundamental en la


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO industria del plástico, y otros componentes clorados de uso industrial. La oxidación del etileno produce óxido de etileno y glicoles, componentes básicos para la producción de poliéster, así como de otros componentes de gran importancia para la industria química, incluyendo las resinas PET (poli etilén tereftalato), actualmente usadas en la fabricación de botellas para refresco, medicinas, etc. El monómero de estireno, componente fundamental de la industria del plástico y el hule sintético, se produce también a partir del etileno, cuando éste se somete, primero a su reacción con benceno para producir etilbenceno y después a la deshidrogenación de este compuesto. El acetaldehído, componente básico en la producción de ácido acético y otros productos químicos, también se produce a partir del etileno. Otra olefina ligera, el propileno, que se produce ya sea por deshidrogenación del propano contenido en el gas LP, como subproducto en las plantas de etileno o en las plantas de descomposición catalítica fluida FCC de refinerías, es la base para la producción de polipropileno a través de plantas de polimerización. Otro producto derivado del propileno y del amoníaco es el acrilonitrilo, de importancia fundamental en la industria de las fibras sintéticas. Del propileno se puede producir alcohol isopropílico de gran aplicación en la industria de solventes y pinturas, así como el óxido de propileno; otros derivados del propileno son el ácido acrílico, la acroleína, compuestos importantes en la industria del plástico. Como derivado de la deshidrogenación de los butenos o bien como subproducto del proceso de fabricación del etileno, se obtiene el 1,3 butadieno, que es una materia prima fundamental en la industria de los elastómeros, llantas para toda clase de vehículos, juntas, sellos, etc. Una cadena fundamental en la industria petroquímica se basa en los aromáticos (benceno, tolueno y xilenos). La nafta virgen obtenida del petróleo crudo contiene parafinas, nafténicos y aromáticos en el intervalo de 6 a 9 átomos de carbono. Esta fracción del petróleo, después de un hidrotratamiento para eliminar compuestos de azufre, se somete al proceso de Reformación BTX, el cual promueve fundamentalmente las reacciones de ciclización de parafinas y de deshidrogenación de nafténicos, con lo cual se obtiene una mezcla de hidrocarburos rica en aromáticos. Estos componentes se separan, primero del resto de los hidrocarburos a través de un proceso de extracción con solvente, y después entre


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO ellos, por medio de diversos esquemas de separación. En procesos ulteriores se ajusta la proporción relativa de los aromáticos a la demanda del mercado, por ejemplo, convirtiendo tolueno en benceno por hidrodealquilación, o bien en la isomerización de xilenos, para aumentar la producción de orto-xileno. Otro proceso fundamental es la desproporcionalización de los aromáticos pesados para incrementar la producción de benceno, tolueno y xilenos. Una vez separados los aromáticos, se inicia la cadena petroquímica de cada uno de ellos. El benceno es la base de producción de ciclohexano y de la industria del nylon, así como del cumeno para la producción industrial de acetona y fenol; el tolueno participa de una forma importante en la industria de los solventes, explosivos y en la elaboración de poliuretanos. Los xilenos son el inicio de diversas cadenas petroquímicas, principalmente la de las fibras sintéticas.

Cuadro No. 4.2. Procesos de la Industria del petróleo basados en la separación física de componentes aprovechando diversos principios Proceso

Agente

Destilación

Adición/remoción

Absorción

Ejemplos de aplicaciones de Separación

del

petróleo

crudo

en

sus

calor

destilados.

Solvente

Eliminación de CO2 y H2S hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Adsorción

Absorbente

Separación

de

parafinas

normales

e

isoparafinas. Cristalización Remoción de calor

Eliminación de parafinas en el proceso de producción de lubricantes.

Filtración

Material filtrante

Remoción de sólidos en corrientes de carga y en productos refinados.

Agotamiento

Gas de arrastre

Recuperación de hidrocarburos de catalizador recirculado en plantas FCC.

Permeación

Membranas

Recuperación de hidrógeno de corrientes


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO gaseosas. Ciclones

Fuerza inercial

Remoción de finos de catalizador en el proceso FCC.

Fuente: http://www.monografias.com/trabajos5/petroleo/petroleo

ERIVADOS DEL PETRÓLEO

4.5. D

En Panamá el crudo es transformado en productos livianos y productos pesados como los siguientes: 4.5.1. LOS GASES LICUADOS BUTANO Y PROPANO:

Se verifica que su composición y su volatilidad sean correctas a través de los dos criterios básicos: ensayo de evaporación (que mide el residuo fondo de botella) y tensión de vapor (que mide la presión relativa en el recipiente a la temperatura límite de utilización 50°C). Se usa como gas licuado para cocinar, combustión interna, calentadores, mecheros de laboratorios y lámparas de gas. El análisis completo de un producto petrolífero ligero se hace por cromatografía en fase gaseosa, los diversos hidrocarburos, arrastrados sucesivamente por una corriente de gas portador, son detectados e identificados a la salida del aparato, y registrado su volumen relativo. 4.5.2. LAS GASOLINAS:

Sometidas a una garantía de utilización particularmente severa tanto como carburante como disolvente, debe, primeramente, estar compuesta por hidrocarburos de volatilidad correcta, lo que se verifica por medio de un test de destilación en alambique automático. Su comportamiento en un motor viene cifrado en laboratorio por diversos índices de octano que miden la resistencia de detonación y al autoencendido. La gasolina es de naturaleza incolora, pero el aspecto amarillo, rojo o azul de un carburante, conseguido por adición de un colorante artificial, facilita el control de los fraudes.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO a. Regular: Se usa en motores de combustión interna de baja compresión, motores de lanchas, podadoras de césped y motores pequeños. b. Súper: Motores de combustión interna de mediana y alta compresión tales como automóviles de pasajeros y camiones pequeños.

4.5.3. QUEROSENO (KEROSENE):

Producto básico de la industria petrolífera desde hace cien años. A fin de limitar los riesgos inherentes a la manipulación de un producto fácilmente inflamable, su volatilidad está limitada por un contenido en gasolina que se mantiene inferior al 10%, verificado en el test de destilación, mientras que otro aparato mide el punto de encendido, que es la temperatura a la cual un producto petrolífero calentado suavemente comienza a desprender suficientes vapores como para provocar su inflamación súbita al contacto con una llamita. Un petróleo bien depurado debe poder arder durante largas horas sin humear y sin desprender carbonilla, lo que se verifica empíricamente por medio de lámparas normalizadas. En el caso de los carburorreactores, se mide además su resistencia a la corrosión, a la congelación y a la formación de emulsiones acuosas, así como su estabilidad térmica: este último test se realiza en el "fuel coker", aparato que reproduce en el laboratorio las condiciones de alimentación y de precalentamiento sufridas por el queroseno en los motores de reacción. El aceite para lámparas representa aún hoy en día una cierta solución para el alumbrado. Se usa como combustible de aviones a reacción, aviones de pasajeros, helicópteros de turbina, como combustible para estufas (cocina rural), refrigeradoras, y la calefacción o las incubadoras. 4.5.4. DIÉSEL LIVIANO:

Este tipo de productos, intermedios entre los ligeros y los pesados, representa en Europa un importante porcentaje de los destinos del petróleo. El motor diésel es bastante menos exigente acerca de la calidad de su carburante que el motor de gasolina; sin embargo, es importante garantizar una gas-oil bien destilado: ni


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO demasiado ligero e inflamable (ensayo de destilación y de punto de encendido), ni demasiado pesado (medida de la viscosidad y de la temperatura de congelación). Un ensayo en un motor especial normalizado verifica por último la predisposición del producto a inflamarse espontáneamente (índice de cetano). Utilizado en motores de combustión interna, autos de pasajeros, equipo pesado, calderas y quemadores industriales. 4.5.5. DIESEL MARINO:

En motores de combustión interna marítimos y en turbinas de gas para generación eléctrica. También es usado en calderas de barcos industriales. 4.5.6. COMBUSTÓLEO (FUEL OIL O BUNKER C):

Uso industrial de combustible para calderas para generar vapor o energía eléctrica por ejemplo: plantas termoeléctricas de energía (como las del I.R.H.E., en su tiempo, en Bahía Las Minas), también es usado para motores de propulsión marinos. El control de sus características afecta principalmente a: 

La viscosidad, que se determina midiendo, a la temperatura de utilización, en el tiempo de flujo de una determinada cantidad de aceite a través de un orificio calibrado, verificando así que el producto podrá ser bombeado fácilmente.



La potencia calorífica, se evalúa en el calorímetro mediante la combustión en oxígeno de una cantidad pequeña de fuel-oil situada en una bomba metálica: el contenido del azufre, que se obtiene igualmente con una bomba de oxígeno midiendo la cantidad de anhídrido sulfuroso producido: el punto de encendido: el contenido de agua y sedimentos.

4.5.7. ASFALTO:

Hasta hace poco, especialidad de algunas refinerías que los extraían de petróleos brutos particulares. Son productos de gran consumo exigidos en tonelaje creciente para la construcción de carreteras, autopistas, reparación de calles y caminos, para uniones de inmuebles, construcción de muros, para techo e impermeabilización, para


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO la industria eléctrica, etc. Son objeto de ensayo de viscosidad, de penetración, de reblandecimiento y de ductibilidad (alargamiento). El mercado de naves en tránsito por el Canal requiere también distintos grados de mezclas de los dos combustibles: Diesel Marino y Bunker conocidos también como IFO’S o Intermedios.

Cuadro No. 4.3. Promedio del rendimiento de un barril de crudo Productos Livianos (denominados así por su menor densidad y su alta volatilidad)

Gas licuado (lpg)

1%Y3%

Gasolinas

21 %

Diesel

22 %

Queroseno

8%

(kerosene)

Productos Pesados

Diesel marino

8%

Combustóleo o bunker

40 %

Fuente: http://www.monografias.com/trabajos5/petroleo/petroleo

Además de los anteriores, podemos mencionar: Los lubricantes (aceites de engrase): Extremadamente diversos según su destino, estos productos nobles de refino sufren primero los controles clásicos de inflamabilidad (punto de encendido) y de fluidez (viscosidad, punto de derrame), pero importa por encima de todo probarlos en las condiciones reales o simuladas de su utilización futura. Su estabilidad al calor y la oxidación, por ejemplo verifica 200ºC haciéndolo barbotear en corriente de aire durante doce horas: la viscosidad de un aceite mineral bien refinado es aproximadamente doblada a la salida de este tratamiento, mientras que la de una vegetal será dividida en dos. Las parafinas (ceras de petróleo): La característica capital de estos derivados sólidos a temperatura normal, en su punto de fusión, que debe ser suficiente elevado para evitar el reblandecimiento de las bujías y el pegado intempestivo de los embalajes parafinados: se mide en el laboratorio anotando la palidez al enfriarse la parafina fundida que corresponde a los primeros síntomas de la solidificación.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO SOS DE LOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO

4.6. U

Como se mencionó anteriormente el petróleo fue conocido en la antigüedad, pero hace relativamente poco tiempo que se lo industrializa, transformándolo en muchísimos productos útiles. Antiguamente, luego de extraer el queroseno de este mineral, el resto se desechaba. A principios del pasado siglo del petróleo crudo sólo se extraía gasolina, queroseno y aceite negro. Hoy día, el petróleo es destilado, separándose así primero la nafta o gasolina, luego el kerosene y, por último, el gas-oil. El petróleo o aceite mineral es una sustancia compuesta por muchas clases de hidrocarburos. Por medio del proceso conocido con el nombre de destilación fraccionada, son separados unos de otros estos hidrocarburos y se utilizan para una diversidad de propósitos. La destilación fraccionada se basa en el hecho de que cada uno de los componentes posee una temperatura de ebullición determinada, alcanzada la cual se transforma en vapor, separándose de los demás; a continuación la sustancia vaporizada se convierte en líquida por enfriamiento. Pues bien, por destilación fraccionada se obtienen entre otros los siguientes productos: gases, éter de petróleo, gasolina, kerosene, gas-oil, aceite combustible, aceites lubricantes, vaselina y parafina. Como residuo de la destilación quedan el alquitrán o pez y el coque. Como el más valioso de todos los componentes del aceite mineral es la gasolina, y como la proporción de ésta en el petróleo es baja, se han ideado procedimientos especiales para aumentar la cantidad de gasolina a partir de un volumen determinado de petróleo. Esto se logra mediante lo que se conoce con el nombre de craqueo, palabra que deriva de la inglesa "cracking", y que significa ruptura. Y efectivamente, mediante elevadas presiones y temperaturas se logra romper las moléculas de los productos más pesados y transformarlos en gasolina. También se puede obtener gasolina mediante la polimerización o condensación de los productos más ligeros, operación que consiste en unir moléculas simples para formar otras más complejas.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO La nafta, según su calidad, se usa como combustible para automóviles o aviones, el queroseno (destila aproximadamente entre 150 y 300 oC), para el alumbrado, la calefacción y la fabricación de insecticidas. El gas-oil es un carburante utilizado en motores diesel. El fuel-oil, residuo que no se destilaba, es el combustible ideal para hornos y calderas, ya que no deja cenizas y genera mucho calor. Esto no termina allí, estos subproductos sirven de primera materia para elaborar otros de mucha utilidad. Los aceites que se usan para lubricar los motores de los automóviles y de los aviones, provienen de la destilación del fuel-oil, así como la parafina empleada en fabricar bujías e impermeabilizar papel; y la vaselina (de consistencia pastosa, de color blanco o amarillento) que se usa en la preparación de pomadas y cosméticos. El asfalto es la parte más pesada del fuel-oil, que es el resto del petróleo que no destila. El asfalto es denso y viscoso, de color negruzco, a menudo lo vemos empleado, mezclado con arena, para pavimentar caminos, también es utilizado como revestimiento de muros. El alquitrán, obtenido por destilación seca, es un líquido viscoso y oscuro, de olor fuerte y desagradable. Durante mucho tiempo fue considerado como un desecho engorroso y maloliente. Pero luego de estudios químicos se descubrió que era una mezcla de numerosos compuestos llamados hidrocarburos aromáticos, sustancias que bajo la acción del calor se gasifican y se separan. Del alquitrán proviene el benceno, el tolueno, el xileno, el naftaleno (naftalina) y el antraceno. El benceno es un líquido incoloro de olor característico que disuelve muy bien las grasas y otras sustancias, por lo que se lo usa mucho como quitamanchas y en la fabricación de barnices como disolvente de las resinas. Pero lo que más llama la atención es que este líquido incoloro ha dado origen a dos de las industrias más importantes del mundo: la de los colorantes y la de los perfumes artificiales. Antiguamente, las sustancias tintóreas eran escasas y caras, y se extraían, casi en su totalidad, de productos animales y vegetales. Tan sólo los ricos y los nobles podían usar vestimentas teñidas con algunas de ellas. A partir del descubrimiento del benceno se lograron centenares de colorantes nuevos que, con sus matices brillantes y delicados, embellecen nuestras vestimentas, las telas que tapizan nuestros


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO muebles, los tejidos de nuestros cortinados y los innumerables artículos de material plástico que adornan nuestros hogares. Por el milagro de la química, con el derivado del alquitrán se obtienen sustancias que imitan el aroma de las flores y las plantas silvestres, tales como las esencias utilizadas en repostería y en la fabricación de perfumes para tocador y jabones. Además del alquitrán también se obtienen la aspirina, que calma el dolor y ahuyenta la fiebre; la cafeína, que estimula el corazón; las sulfas, que tantas vidas salvan, y el T.N.T. o trinitrotolueno, poderoso explosivo. Pero las bondades del alquitrán no terminan allí, ya que de él se obtienen más de doscientas sustancias útiles al hombre. El aguarrás mineral es otro subproducto del petróleo y se usa mucho en la industria de barnices y pinturas. No debe confundirse éste con el aguarrás vegetal o esencia de trementina, que se extrae del pino. UENTES ALTERNAS DEL PETRÓLEO (SUSTITUTOS)

4.7. F

Nadie sabe cuanto petróleo hay en el mundo. El doctor Arrhenius, famoso científico sueco, en cierta ocasión manifestó que el consumo mundial de petróleo estaba aumentando tan rápidamente, que para 1940 la humanidad ya habría consumido todos sus recursos. Obviamente, su aseveración fue un tanto exagerada, ya que desde su predicción se han descubierto nuevos campos. Todos los años se descubren nuevos pozos, pero también todos los años consumimos enormes cantidades en distintas aplicaciones. Aun así, pasarán muchas generaciones por la Tierra antes de que hayamos consumido en su totalidad el petróleo que hay en el subsuelo del planeta. El carbón que hay en el mundo es mucho más abundante que el petróleo, por tanto allí tenemos una esperanza para cuando ya se hayan agotado las reservas de petróleo. Probablemente se incremente el uso del "petróleo sintético" que es extraído del carbón. Esta transformación se logra mediante el proceso conocido como hidrogenación catalítica, y se realiza haciendo pasar hidrógeno gaseoso, a presión y temperatura determinada, por carbón en presencia de un catalizador. Durante la


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Segunda Guerra Mundial, Alemania se vio obligada a recurrir a este procedimiento, por carecer de petróleo natural. Otra posible fuente de aceite mineral son los depósitos de esquisto bituminoso. El esquisto es una arcilla que está convirtiéndose lentamente en roca, y el esquisto bituminoso contiene betún. Éste, a su vez, contiene una cantidad considerable de petróleo que puede obtenerse destilando el esquisto. De cada mil kilogramos de esquisto se pueden obtener de 113 a 189 litros de petróleo crudo. El alcohol es un sustituto del combustible. Pero la reserva de energía más abundante que tiene hoy el hombre es la de origen atómico, que puede considerarse inagotable. De forma que aunque el petróleo se agote, siempre será posible adaptar al consumo de la energía atómica todos los mecanismos que hoy requieren petróleo y sus derivados como fuente energética. Los países necesitan del petróleo que mueve sus industrias y hace marchar sus vehículos. Por esto las naciones que poseen yacimientos de petróleo en abundancia pueden ser consideradas naciones ricas. El petróleo es la fuente de energía más importante en la actualidad. El agotamiento progresivo de campos de petróleo tendrá por contrapartida la rentabilización de la explotación de otras fuentes naturales: 1. Las arenas bituminosas, cuyos yacimientos canadienses representan por sí solos 100 GTm◙ de aceite recuperable.

2. Los esquistos bituminosos, de los que se podrían sacar 1000 GTm de productos petrolíferos. 3. Las reservas de carbón y de lignito, que representan al menos 5000 GTm de petróleo sintetizable por hidrogenación, durante veinte siglos según el consumo actual. Aun así, no hay que olvidar que existen inmensas zonas sedimentarias, en el Ártico, Alaska, Canadá, Groenlandia, Siberia y sus archipiélagos, que han sido poco explotadas. En cuanto a las posibles fuentes alternas de energía, la participación mundial del petróleo en los diversos sectores se dirige, principalmente, hacia el transporte,


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO industrial, comercial/residencial, y el sector eléctrico; observándose durante esta última década una tendencia importante a sustituirlo por carbón y gas natural para la generación de electricidad. Debido a que el petróleo es una fuente abundante y confiable, y a que su dominio de aplicación en los sectores indicados es bastante elevado, existe un notorio interés en desarrollar nuevas tecnologías que permitan la incorporación de otras fuentes de energía capaces de competir con él. El flujo de energía solar hacia la tierra es casi 20 mil veces el consumo energético humano actual. De esta energía, el 30% aproximadamente se refleja y un 50% se convierte en calor y es irradiada. La mayor parte de la energía restante es absorbida por el ciclo hidrológico del planeta. La utilización de estos recursos renovables es altamente favorable; sin embargo, durante los ochenta y los noventa se ha logrado poco progreso en cuanto a su aplicación y aprovechamiento industrial. Las energías alternas más relevantes y en curso de desarrollo tecnológico son: la energía eólica, que utiliza el viento; las energías fotovoltaica y térmica, que utilizan la energía solar; la geotermia, que aprovecha el calor extraído del subsuelo por el bombeo de aguas subterráneas alcanzadas con la perforación y fracturación de acuíferos; la energía obtenida de celdas de combustibles, la cual produce energía eléctrica a partir de la energía química en forma más eficiente y menos contaminante; la biomasa; la hidroelectricidad y la energía nuclear. La energía de la biomasa hasta los momentos ha servido para atender necesidades de ciudades de menos de 10 mil personas. La geotermia depende de la existencia de altas temperaturas en el subsuelo, que no siempre están disponibles. La energía eólica está sujeta a los caprichos del aire, lo que la limita bastante a pesar de su desarrollo. Finalmente, las otras energías tienen limitaciones que les impiden penetrar el mercado energético liderado por el petróleo. La contribución de las energías alternas dentro del panorama energético mundial representará, según nuestras estimaciones, aproximadamente el 15% del uso de la energía primaria mundial. Por lo tanto, su impacto sobre el mercado energético para sustituir al petróleo será bajo y sin efecto apreciable hasta el año 2030 o más.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Las energías alternas: solar, biomasa, geotérmica, eólica, hidroelectricidad y nuclear podrán encontrar nichos del mercado energético, pero sin competir ni afectar apreciablemente la energía y los combustibles obtenidos del petróleo. Otro factor muy importante es el costo de la generación de la electricidad con dichas tecnologías. E l costo de generación de energías alternas en la actualidad no compite con la producida por el petróleo. Los esfuerzos mundiales que se realizan para reducir el costo y aumentar la eficiencia en estas tecnologías, permitirán aumentar su competitividad con el petróleo más allá del año 2030. Por otra parte, el esfuerzo tecnológico y las grandes inversiones que se realizan en EE.UU. y Japón para reducir el tamaño de las celdas de combustibles, con el fin de utilizarlas en los vehículos eléctricos, conducirán, en un plazo mayor a 15 años, a disminuir parcialmente el consumo de combustibles. Sin embargo, se estima que el impacto sobre la industria petrolera será bajo, aun si dichas celdas se aplican al sector eléctrico o automovilístico. Por los momentos, un obstáculo importante en la comercialización de dichos vehículos es su alto precio de venta. Es el caso del EV-1, de la General Motors, comercializado en California a un costo de 30,000 dólares/unidad. El nuevo combustible: Orimulsión es fósil elaborado a partir de un bitumen natural. Ha sido ampliamente probado a escala comercial y representa una nueva alternativa para las plantas de energía eléctricas y otros usos industriales. Este combustible, una mezcla de 70% de bitumen natural suspendida en 30% de agua, se obtiene mediante la aplicación de la tecnología de Impulsión, en respuesta a las necesidades de explotación de la Faja del Orinoco, en Venezuela. Los inicios de dicho combustible se remontan a las investigaciones iniciadas en 1986, conjuntamente por dos empresas dedicadas a la industria del petróleo, destinadas a desarrollar una tecnología que facilitara el transporte de los crudos pesados presentes en la Faja, hasta una planta mejoradora ubicada a más de 100 kilómetros de distancia. La utilización de hidrocarburos pesados como combustible parecía atractiva, así que se sugirió quemar el bitumen como una emulsión. La idea generó un conjunto de nuevos requerimientos: el flujo debería durar un año o más, soportar el manejo por bombas y oleoductos, quemarse como combustible líquido


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO convencional y no contener contaminantes. Se llevaron a cabo ensayos exploratorios en Japón y Estados Unidos, con resultados muy prometedores en términos de combustión. Los adelantos se combinaron para producir sistemáticamente alternativas mejoradas de Orimulsión hasta consolidar su actual manufactura. Ello permitió diseñar una estrategia destinada a introducir el bitumen emulsionado como un nuevo combustible alternativo para el sector eléctrico. Orimulsión ha sido utilizada con gran éxito en plantas eléctricas en Canadá, Reino Unido, Japón, Dinamarca, China y Lituania, y su crecimiento se basa en que es un combustible ambientalmente limpio, con un alto poder calórico, precios competitivos y estables, que cuenta con el apoyo técnico suministrado por la empresa y respaldo gerencial para lograr las soluciones integrales asociadas a la utilización de Orimulsión. Desde 1991, más de 15 millones de toneladas de Orimulsión han sido movilizadas en diversos tipos de tanqueros, con destino a Estados Unidos, Canadá, Dinamarca, Reino Unido, Italia, Lituania, Japón y China, comprobándose que Orimulsión mantiene sus propiedades no obstante la longitud de los viajes y las condiciones atmosféricas extremas. ISTRIBUCIÓN

4.8. D

Se agrupan bajo este vocablo las operaciones finales, pero no las más delicadas, de la industria petrolífera, que consisten en transportar los productos salidos de las refinerías, almacenarlos en depósitos y puntos de venta y por último expenderlos a los clientes gracias a una red de comercialización que cubra el conjunto del territorio. Ciertos clientes importantes pueden ser servidos directamente de las refinerías. Así es como una central eléctrica recibirá su fuel-oil directamente por oleoducto o por cisternas, pero, por regla general, la distribución exige un despliegue de medios múltiple en función de la infinita variedad de necesidades de los clientes, y no sólo por los productos en sí mismos, sino también por los servicios accesorios a la venta. En


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO estas condiciones, las inversiones y gastos operacionales de distribución son mucho más elevados que los de una refinería, que cubre, como lo hace: 

Los oleoductos de productos;



los barcos de cabotaje de alta mar;



los transportes fluviales (canoas, chalanas, remolcadores);



los depósitos de almacenamiento;



los vagones-cisterna;



los camiones-cisterna, grandes transportes de 35 Tm o pequeños distribuidores de fuel doméstico;



las estaciones de servicios, de las que las más modernas son verdaderos centros comerciales donde el automovilista encuentra todo lo que le hace falta para su coche y la distracción contra la monotonía de la autopista;



el avituallamiento de las aeronaves (150 Tm de carburorreactor para un Boeing "747") por medio de camiones especializados y una red de canalizaciones subterráneas;



el suministro a los navíos en todos los puertos por barco cisterna o por conducciones en el muelle unidas al depósito de fuel-oil;



el llenado de botellas de gas licuado (butano o propano).


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CAPITULO V TECNOLOGÍA DE LA REFINACIÓN


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 5. TECNOLOGÍA DE LA REFINACIÓN

EFINACIÓN DEL PETRÓLEO

5.1 R

Una refinería es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete en primer lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a procesos químicos que permiten extraerle buena parte de la gran variedad de componentes que contiene. El petróleo tiene una gran variedad de compuestos, al punto que de él se pueden obtener por encima de los 2.000 productos. El petróleo se puede igualmente clasificar en cuatro categorías:  PARAFÍNICO,  NAFTÉNICO,  ASFÁLTICO O MIXTO  AROMÁTICO. Los productos que se sacan del proceso de refinación se llaman derivados y los hay de dos tipos: los combustibles, como la gasolina, ACPM, etc.; y los petroquímicos, tales como polietileno, benceno, etc. Las refinerías son muy distintas unas de otras, según las tecnologías y los esquemas de proceso que se utilicen, así como su capacidad. Las hay para procesar petróleos suaves, petróleos pesados o mezclas de ambos. Por consiguiente, los productos que se obtienen varían de una a otra. La refinación se cumple en varias etapas. Por esto una refinería tiene numerosas torres, unidades, equipos y tuberías. Es algo así como una ciudad de plantas de proceso. En términos sencillos, el funcionamiento de una refinería de este tipo se cumple de la siguiente manera: El primer paso de la refinación del petróleo crudo se cumple en las torres de "destilación primaria" o "destilación atmosférica". En su interior, estas torres operan a una presión cercana a la atmosférica y están divididas en numerosos compartimientos a los que se denominan "bandejas" o "platos". Cada bandeja tiene una temperatura diferente y cumple la función de fraccionar los componentes del petróleo. El crudo llega a estas torres después de pasar por un horno, donde se "cocina" a temperaturas de hasta 400 grados centígrados que lo convierten en vapor. Esos vapores entran por la parte inferior de la torre de destilación y ascienden por entre las bandejas. A medida que suben pierden calor y se enfrían. Cuando cada componente vaporizado encuentra su propia temperatura, se condensa y se deposita en su respectiva bandeja, a la cual están conectados ductos por los que se recogen las distintas corrientes que se separaron en esta etapa. Al fondo de la torre cae el "crudo reducido", es decir, aquel que no alcanzó a evaporarse en esta primera etapa. Se cumple así el primer paso de la refinación. De


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO abajo hacia arriba se han obtenido, en su orden: gasóleos, acpm, queroseno, turbosina, nafta y gases ricos en butano y propano. Algunos de estos, como la turbosina, queroseno y acpm, son productos ya finales. Las demás corrientes se envían a otras torres y unidades para someterlas a nuevos procesos, al final de los cuales se obtendrán los demás derivados del petróleo. Así, por ejemplo, la torre de "destilación al vacío" recibe el crudo reducido de la primera etapa y saca gasóleos pesados, bases parafínicas y residuos. La Unidad de Craqueo Catalítico o Cracking recibe gasóleos y crudos reducidos para producir fundamentalmente gasolina y gas propano. Las unidades de Recuperación de Vapores reciben los gases ricos de las demás plantas y sacan gas combustible, gas propano, propileno y butanos. La planta de mezclas es en últimas la que recibe las distintas corrientes de naftas para obtener la gasolina motor, extra y corriente. La unidad de aromáticos produce a partir de la nafta: tolueno, xilenos, benceno, ciclohexano y otros petroquímicos. La de Parafinas recibe destilados parafínicos y nafténicos para sacar parafinas y bases lubricantes. De todo este proceso también se obtienen azufre y combustóleo. El combustóleo es lo último que sale del petróleo. Es algo así como el fondo del barril. En resumen, el principal producto que sale de la refinación del petróleo es la gasolina motor. El volumen de gasolina que cada refinería obtiene es el resultado del esquema que utilice. En promedio, por cada barril de petróleo que entra a una refinería se obtiene 40 y 50 por ciento de gasolina. El gas natural rico en gases petroquímicos también se puede procesar en las refinerías para obtener diversos productos de uso en la industria petroquímica. FIGURA 5.1: Derivados del petróleo

FUENTE : Carlos Andrés Pérez Berna


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO El conjunto de operaciones que se realizan en las refinerías para conseguir estos productos son denominados procesos de refinación. Mediante la refinación se obtiene: Gas natural Gas Licuado de Petróleo (GLP)  Gasolina  Kerosén  Diesel oil  Fuel oil  Aceites Grasa 5.1.1. ASPECTOS TÉCNICOS.

FIGURA 5.2: Estructura física de una Refinería

FUENTE: MORALES O., ING. RICARDO A.; JUAN M. KAM Y JOSÉ P. MADRID. LA REFINACIÓN 5.1.2. Proceso de Refinamiento.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Cada proceso tiene sus características y equipos para producir determinado número de productos. La refinería puede contar con un seleccionado número de procesos para satisfacer la variedad de productos requeridos por la clientela. De cada planta salen productos terminados o productos semielaborados que para impartirles sus características y calidad finales son procesados en otras plantas.

ESTILACIÓN ATMOSFERICA Y AL VACIO

5.2 D

El objetivo es extraer los hidrocarburos presentes naturalmente en el crudo por destilación, sin afectar la estructura molecular de los componentes. 5.2.1. UNIDADES DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICAS Y AL VACÍO

En las unidades de Topping, el objetivo es obtener combustibles terminados y cortes de hidrocarburos que serán procesados en otras unidades, para convertirlos en combustibles más valiosos. En las unidades de Vacío, solo se produce cortes intermedios que son carga de unidades de conversión, las cuales son transformadas en productos de mayor valor y de fácil comercialización. 5.2.2 FUNDAMENTOS DEL PROCESO

La destilación del crudo, se basa en la transferencia de masa entre las fases líquido vapor de una mezcla de hidrocarburos. La destilación permite la separación de los componentes de una mezcla de hidrocarburos, como lo es el petróleo, en función de sus temperaturas de ebullición. Para que se produzca la "separación o fraccionamiento" de los cortes, se debe alcanzar el equilibrio entre las fases líquido-vapor, ya que de esta manera los componentes más livianos o de menor peso molecular se concentran en la fase vapor y por el contrario los de mayor peso molecular predominan en la fase liquida, en definitiva se aprovecha las diferencias de volatilidad de los hidrocarburos. El equilibrio liquido-vapor, depende principalmente de los parámetros termodinámicos, presión y temperatura del sistema. Las unidades se diseñan para que se produzcan estos equilibrios en forma controlada y durante el tiempo necesario para obtener los combustibles especificados.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Básicamente el proceso consiste en vaporizar los hidrocarburos del crudo y luego condensarlos en cortes definidos. Modificando fundamentalmente la temperatura, a lo largo de la columna fraccionadora. La vaporización o fase vapor se produce en el horno y zona de carga de la columna fraccionadora. En el Horno se transfiere la energía temica necesaria para producir el cambio de fase y en la Zona de Carga se disminuye la presión del sistema, produciéndose el flash de la carga, obteniéndose la vaporización definitiva. La fase liquida se logra con reflujos o reciclo de hidrocarburos retornados a la torre. Estos reflujos son corrientes liquidas de hidrocarburos que se enfrían por intercambio con crudo o fluidos refrigerantes. La función u objetivo principal de estos, es eliminar o disipar en forma controlada la energía cedida a los hidrocarburos en el horno, de esta manera se enfría y condensa la carga vaporizada, en cortes o fracciones de hidrocarburos específicas, obteniéndose los combustibles correspondientes. La columna posee bandejas o platos donde se produce el equilibrio entre los vapores que ascienden y los líquidos descendentes. En puntos o alturas exactamente calculadas existen platos colectores desde lo que se extraen los combustibles destilados. La diferencia fundamental entre las unidades de Tópping y Vacío es la presión de trabajo. El Topping opera con presiones típicas de 1 Kg/cm2 (manométrica), mientras que en el Vacío trabaja con presiones absolutas de 20 mm de mercurio. Esto permite destilar hidrocarburos de alto peso molecular que se descompondrían o craquearían térmicamente, si las condiciones operativas normales del Topping fuesen sobrepasadas. 5.2.3. VARIABLES DEL PROCESO

Los paramentos termodinámicos que gobiernan la destilación son la temperatura y presión del sistema, por tal motivo consideramos como variables del proceso todas aquellas que puedan afectar el equilibrio entre las fases vapor-liquido. Temperatura de transferencia. Esta es la máxima temperatura a la que se eleva el crudo para vaporizarlo, el rendimiento en destilados depende de esta variable. Presión de trabajo. Es la presión a la cual se produce la operación. Si bien afecta directamente el equilibrio liquido-vapor, generalmente se trabaja a la menor presión posible, y por ende no se varia frecuentemente.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Temperatura de cabeza. Es la temperatura en la zona superior de la columna fraccionadora, se controla con el reflujo de cabeza, este reflujo es la fuente fría que genera la corriente de líquidos que se contactan con los vapores, produciéndose los equilibrios liquido-vapor. Temperatura del corte. Es la temperatura a la cual se realiza la extracción lateral de un combustible. Esta temperatura es controlada con el reflujo de cabeza y reflujos circulantes. Estos últimos tienen un efecto semejante que el reflujo de cabeza y además precalientan el crudo, recuperando energía. Inyección de vapor. El vapor o (incondensables ) en las fraccionadoras disminuye la presión parcial de los hidrocarburos, estableciendo nuevos equilibrios vapor-líquidos, favoreciendo la vaporización de los componentes más volátiles. Esto se aplica en la columna fraccionadora principal como en los strippers de los cortes laterales. 5.2.4. ECONOMÍA ASOCIADA

Algunos de los combustibles de las unidades de destilación atmosféricas se comercializan directamente ya que tienen la calidad - de combustibles para despacho, son el mayor contribuyente del pool de destilados medios, pero la ventaja económica mas importante, es que se obtienen cortes de hidrocarburos que son carga de unidades de conversión, que las transforman en productos valiosos y de fácil comercialización. En las unidades de Topping, se obtienen los siguientes productos finales y cargas de otros procesos. Nafta liviana, se envía como carga a isomerizacion donde se mejora el RON y MON Nafta pesada, se envía como carga a Hidrotratamiento de naftas-Platforming, donde se mejora el RON Kerosene, se envía a tanque de despacho. Gas Oíl liviano, se envía a tanque de despacho. Gas Oíl pesado, se envía como carga a lsomax, convirtiéndolo en Gas Oíl y JP o a las unidades de Crakíng Catalítico Fluido. En las unidades de Vacío, solo se obtienen cargas para unidades de conversión.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Gas oíl liviano de Vacío, se envía como carga a lsomax, donde se obtiene gas oíl, JP, naftas carga de Hidrotratamiento de naftas e isomerizacion y propano-butano. Gas oíl pesado de Vacío, se envía a las unidades de Crakíng Catalítico Fluido, donde se obtienen nafta de alto RON, propano carga petroquímica o despacho, butano carga a MTBE- alquilacion, gases combustibles, diesel oíl carga a Hidrotratamiento de Diesel que lo convierte en gas oíl. Asfalto, se envía a las unidades de crakeo térmico, donde se convierte en naftas carga de Hidrotratamiento de naftas, diesel oíl carga de Hidrotratamiento de Diesel, gas oíl pesado de coke que es carga de las unidades de Crakíng Catalítico Fluido, carbón propano-butano y gases combustibles. El impacto económico de estas unidades se ve reflejado en el lucro cesante que se origina cuando estas unidades no operan, que es el mayor de la refinería. Fraccionamiento de Crudo El primer proceso que se le practica al petróleo crudo en las Refinerías, es la destilación conservativa del mismo, esta operación consiste en la extracción de todos aquellos hidrocarburos que pueden ser obtenidos por destilación, sin afectar su estructura molecular. La destilación o fraccionamiento, del crudo es una operación que permite separar cortes o combustibles de una mezcla compleja de hidrocarburos, como lo es el petróleo. El principio físico en el que se basa el proceso es la diferencia de volatilidad de los componentes, por tal motivo en las columnas fraccionadoras se adecuan las condiciones termodinámicas para obtener o "condensar" los combustibles perfectamente especificados. El fraccionamiento del crudo se completa en dos etapas, en primer lugar se procesa en unidades de destilación atmosférica o Topping, donde la presión de trabajo es típicamente 1 Kg/Cm2. Los combustibles obtenidos por este fraccionamiento son enviados a tanques de despacho o como carga de otras unidades que completan su refinado. Gran parte del crudo procesado en los Topping no se vaporiza, ya que para lograrlo sería necesario elevar la temperatura de trabajo por sobre el umbral de descomposición térmica. Por tal motivo este residuo atmosférico, denominado crudo reducido, se bombea a la unidad de Vacío, donde se baja la presión a 20 mm Hg


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO (típico lo que permite destilarlo a mayores temperaturas sin descomponer la estructura molecular. 5.2.5. UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA O TOPPING

El crudo antes de ser fraccionado, debe ser acondicionado y preparado debidamente para lograr una operación eficiente. La primera etapa se lleva a cabo en los tanques de recepción. El petróleo des gasificado que se recibe en las Refinerías, contiene impurezas que son perjudiciales para los equipos, productos y procesos. Las impurezas son: Sales, fundamentalmente cloruros de sodio, calcio y magnesio, presente en el agua de formación que tiene el crudo, estas sales en las condiciones del proceso se hidrolizan formando ácido clorhídrico, que es altamente corrosivo y por ende sumamente perjudicial para los equipos. Oxidos de hierro, productos de la corrosión de los equipos y medios de transporte del crudo desde yacimiento, que afectan los coeficientes de ensuciamiento de equipos, calidades de productos y catalizadores. Arcilla, arena, sólidos en general, provenientes de la formación productora y lodos de perforación, estos perjudican fundamentalmente los coeficientes de ensuciamiento de los equipos y afectan la calidad de los productos residuales por alto contenido de cenizas. Compuestos organometalicos, que afectan los catalizadores de unidades de conversión, desactivándolos. Cristales de sal u óxidos en suspensión, afectando tanto los productos como los procesos catalíticos, el caso de los compuestos de sodio es específicamente perjudicial para los tubos de los hornos, ya que catalizan la formación de carbón, reduciendo la vida útil del horno por disminución del coeficiente de transferencia de calor. Para evitar o minimizar los efectos perniciosos de estas impurezas se realizan fundamentalmente tres tratamientos: Decantación en Tanques Desalado


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Inyección de Hidróxido de Sodio 5.2.6 TANQUES DE ALMACENAJE

El tratamiento en tanque, consiste en decantar el agua libre que tenga el crudo por gravedad. Por tal motivo la temperatura del tanque es muy importante en esta etapa, ya que la propiedad física que la gobierna es la viscosidad. Evidentemente a mayor temperatura menor viscosidad, y por lo tanto se mejora la velocidad de migración o decantación del agua, pero se debe tener mucha precaución de no superar aquella temperatura que provoque corrientes convectivas, que perjudican directamente la decantación. Para evitar perdida de hidrocarburos volátiles, los tanques poseen techos flotantes que evitan este tipo de fugas. La temperatura se controla con calefactores o serpentinas, ubicados en la parte inferior del tanque. Se usa vapor exhausto como elemento calefactor. El agua purgada, arrastra adicionalmente sólidos en suspensión. Esta etapa se lleva a cabo básicamente con tres tanques en simultáneo, uno recibe el crudo de yacimiento, otro esta en decantación y el tercero que contiene crudo decantado es del que aspira la unidad. El crudo "decantado" en tanques es enviado a la unidad de Topping, donde se lo precalienta con corrientes de mayor temperatura, productos terminados y reflujos circulantes, permitiendo recuperar energía calórica, en el circuito de intercambio. El circuito de intercambio tiene como función, la recuperación de energía, generándose un gradiente térmico a lo largo del circuito, que permite minimizar el consumo de combustible en los hornos de calentamiento. Previo al horno se realizan dos operaciones de fundamental importancia, el desalado y deshidratado del petróleo, para lo cual se necesitan condiciones termodinámica específicas. La segunda etapa de eliminación de impurezas es el desalado del crudo. 5.2.7. DESALADO DE CRUDO

El propósito de este proceso, es eliminar las sales e impurezas que tienen los petróleos crudos, carga de las unidades de Topping. Los sólidos en suspensión y las sales disueltas en muy pequeñas gotas de agua, dispersas en el seno del petróleo son extraídas en los desaladores ya que es antieconómico decantarlas y eliminarlas por gravedad en los tanques de almacenamiento.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO FIGURA 5.3: DESALADOR

FUENTE: http://www.mici.gob.pa Básicamente el proceso de desalación consiste en precalentar el crudo para disminuir la viscosidad, inyectar agua de lavado o exenta de sales, producir una mezcla intima entre ambos, contactarla con el agua residual del crudo y posteriormente separar el agua contendiendo la mayor proporción de impurezas. En definitiva se lleva acabo la disolución de las sales presentes en el crudo, generándose pequeños electrolitos (gotas), sensibles a las variaciones de un campo eléctrico. Para lograr la mezcla se usan válvulas emulsificadoras o mezcladores estáticos. Posteriormente se lo envía a un acumulador donde se hace fluir la corriente uniformemente a través de un campo eléctrico de alto voltaje (20.000 V), generado por pares de electrodos. Las fuerzas eléctricas dentro del campo provocan que las pequeñas gotitas de agua coalezcan, formando gotas mas grandes que pueden decantar en el equipo. El crudo libre de sales (crudo desalado) sale por la parte superior del equipo.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO La coalescencia de las gotas en el desolador es provocada por fuerzas eléctricas generadas entre las gotas de agua. El campo eléctrico induce a que las pequeñas gotas se conviertan en dipolos eléctricos, que interactuan entre si generándose atracciones entre las gotitas agrupándose en gotas mayores, que pueden decantar por gravedad. El efecto del campo alternativo hace que las gotas se muevan (vibrando) en fase con el campo, lo que favorece la coalescencia de las gotas. La tercera etapa de acondicionamiento del -crudo es la inyección de hidróxido de sodio, esta operación a diferencia de las dos anteriores no elimina los contaminantes, sino que se minimiza el efecto por transformación de sales menos perniciosas. 5.2.8. DOSIFICACIÓN DE HIDRÓXIDO DE SODIO AL CRUDO

Al crudo efluente de los desaladores no se les elimina la totalidad de las sales ya que estos equipos tienen una eficiencia de desalado media del 95 %, por tal motivo se les inyecta una solución cáustica para transformar los cloruros de calcio y magnesio en cloruros de sodio. El cloruro de sodio tiene una constante de hidrólisis menor que las otras sales, por lo cual se minimiza la generación de cloruro de hidrogeno y por ende el ataque corrosivo a la unidad. El gas cloruro de hidrogeno condensa en la zonas frías (parte superior) de la torre y en contacto con agua se forma ácido clorhídrico, el cual es altamente corrosivo, por tal motivo es fundamental que se minimice la presencia o efectos del mismo. El agregado de cáustico sustituye los cationes magnesio y calcio por sodio, convirtiendo la mayoría de los cloruros en cloruros de sodio, minimizándose la formación del ácido. Cl2Mg + H2O -------------- 2ClH + MgO C12Ca + H2O -------------- 2ClH + CaO 2ClNa + H2O -------------- 2ClH + 2NaO Por cada molécula de sal de calcio o magnesio, se genera el doble de ácido que en caso del cloruro de sodio, por otra parte este ultimo comienza la hidrólisis en el umbral de los 300 °C, mientras que a estas temperaturas las otras dos han hidrolizado el 10% y 90 % respectivamente. La sustitución se lleva a cabo según las siguientes reacciones. Na OH+ C12Ca ------------- Na Cl + (HO) 2 Ca


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Na OH+ C12Mg ------------ Na CL + (HO) 2 Mg El control de la corrosión se complementa con el uso de productos químicos, a base de aminas, que permiten neutralizar el ácido y formar films protectores en las paredes de los equipos. Una vez eliminadas las impurezas del crudo, se continúa precalentado y se lo envía a la torre preflash, donde las condiciones termodinámicas son tales que el crudo vaporiza parcialmente. La fracción vaporizada se envía directamente a la columna fraccionadora, lo que permite disminuir la carga a los hornos, disminuyendo el consumo de combustible, (condiciones típicas, 200 °C y 1.5 kg/cm2). Una vez alcanzada la máxima recuperación de calor, el crudo es bombeado al horno, donde se le transfiere la energía necesaria para lograr la vaporización requerida, en la zona de alimentación de la torre fraccionadora. En esta columna se lleva a cabo el fraccionamiento de los hidrocarburos. Condiciones típicas de la zona de carga 370 °C y 0.800 kg/cm2 de presión.


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CAPITULO VI DERIVADOS


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DERIVADOS

L PETROLEO Y SUS DERIVADOS INDUSTRIA BOLIVIANA

6.1 E

Desde sus inicios, YPPB realizó una exploración intensiva base de la industria extractiva y, para ello, aplicó los avances de la ciencia y tecnología petrolera internacional que se caracteriza por una innovación permanente. Sus profesionales tenían un conocimiento cabal de las cuencas geológicas petroleras del país, de las rocas madres generadores del petróleo, de sus procesos migratorios hacia las rocas almacenantes, de las propiedades físicas de las mismas, de las revoluciones orogénicas que originaron pliegues de la corteza y de las anomalías estructurales en las cuales se almacenaron los hidrocarburos, etc. Con estos conocimientos y los resultados de la perforación exploratoria, se hallaban capacitados para pronosticar con alto grado de certidumbre futuros descubrimientos y la magnitud de los mismos. Estos informes sobre el estado de las reservas de petróleo y gas eran de rutina y, como ejemplo, está el presentado por el Ing. Miguel Cirvían, Gerente de Exploración de YPFB, a raíz de un Foro sobre la capitalización realizado en Santa Cruz el 5 de mayo de 1995, propiciado por la Sociedad de Ingenieros de Bolivia Santa Cruz. 6.1.1. NUEVOS DESCUBRIMIENTOS DE GAS

El 15 de octubre de 1990, YPFB descubrió el yacimiento profundo de Huamampampa en la estructura de San Alberto con el pozo SAL- X9, a los 4479-4518 m. el 15 de octubre, cuya producción era de 7,73 MMpcD y 176 barriles de condensado (reservas iniciales: gas 1,08 Trll.pc. y condensado 28.44 MM.bl). Este descubrimiento valorizó las estructuras situadas al norte, en el mismo alineamiento estructural denominado Achilarito, como San Antonio e Itaú, y otras vecinas como Margarita en la serranía de Caipipendi. En 1976 se había descubierto estos mismos horizontes profundos en el pozo Bermejo XI9. YPFB tenía elaborado el plan estratégico para ir probando los yacimientos profundos de Huamampampa, a medida que el mercado del gas lo demandara. De ahí que, cuando el Presidente Banzer comunicó de los extraordinarios descubrimientos de gas por PETROBRAS, MAXUS y TOTAL con un total de 32 trillones pero atribuyendo el éxito a su gestión, miembros del gobierno anterior alegaba que eran éxitos de la capitalización. Ambos no estaban en lo cierto por la


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO simple razón que la exploración, para obtener éxito, necesita de por lo menos de cinco a diez años de maduración. La realidad es que las empresas tenían la mesa servida pues YPFB entregó no sólo a PETROBRAS, Chaco y Andina sino a las otras que accedieron a bloques de YPFB, todo el bagaje de estudios, prospectos y estructuras ya detectadas listas para perforar, y eso es lo que hicieron. Sólo confirmaron lo que en 1995 YPFB había pronosticado como reservas potenciales a la vista. Lo inconcebible es que GSL, Revollo y M. Gonzáles conocían de ese potencial de YPFB pero más pudo la mentalidad alienante, reaccionaria y antinacional que los caracteriza, que la de hacer prevalecer un ideal de patria para precautelar esa enorme riqueza en beneficio directo del país. Ahora, debido a esa Ley de HC de corte colonial, la participación del Estado será un miserable 6% y, para colmo, de un recurso desvalorizado por las prácticas neoliberales en boga. 6.1.2 PROYECCIONES NACIONALES DE LOS HIDROCARBUROS

El ciclo neoliberal está llegando a su fin. Para los pseudo-nacionalistas y neoliberales de 1985, las ideologías están muertas y la historia ha terminado a su favor, pues no reconocen el nacionalismo que conserva un sentido histórico y que ahora tiene que estar abierto y activo frente a los agentes externos para proteger tenazmente y con dignidad lo propio. Para el neoliberalismo, la globalización y los procesos de integración regional subordinada son razones para declarar las fronteras como estorbo, el nacionalismo caduco y la soberanía como preocupación del pasado. La cruda realidad es que el D.S. 21060 y el modelo que representa y opera por 15 años, han fracasado. El estado ha sido reducido a su mínima expresión pues no gobierna y ha sido sustituido por las Superintendencias que regulan a favor de los agentes externos. El libre mercado está acabando con la escasa industria y, en general, la economía fue seriamente vulnerada, es más dependiente y menos productiva y competitiva. Por último, al destruirse el sector estratégico de la economía a cargo de las empresas estatales, el estado perdió su más fuerte sostén económico. El insuficiente crecimiento económico de apenas 2.2% llevó al país a los últimos escalones del subdesarrollo. El desigual reparto del ingreso favoreció a la elite y el 80 por ciento de la población se empobreció más. No hubo ahorro nacional y el país sobrevive por las donaciones internacionales.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Desde otra perspectiva, Bolivia es un país ocupado por las transnacionales y, por tanto, subordinado, semicolonial. Se perdió la soberanía económica y la independencia política. Bajo ese contexto, no podemos hablar de proyecciones del petróleo y del gas al futuro porque eso significaría profundizar aún más las desigualdades socioeconómicas presentes. Por lo tanto, a la vista de la profunda crisis del sistema, cabe más bien reflexionar acerca del cambio que es imperativo y debe abarcar todos los ámbitos. Entonces, producido el cambio, estará abierto el pensamiento para las proyecciones de este sector clave y tan importante como son los hidrocarburos. En ese entendido, debemos identificar y priorizar los enclaves fundamentales y elaborar las estrategias conducentes a su recuperación. No se debe perder de vista que las matrices políticas de los recursos naturales y entre ellas la del petróleo, afortunadamente, están vigentes en la Ley de Leyes y esta circunstancia, nos proporciona un gran soporte y aval para la tarea de reconversión y recuperación. Al exponer los cinco grandes pecados capitales o impactos que están golpeando a la socioeconomía nacional, se estaba señalando los enclaves que se deben desarticular o desmontar. Y es tan claro como el agua que tales tareas suponen enfrentamientos y/o negociaciones duras con las transnacionales. Previo a ello, se debe luchar por el cambio fundamental a darse en la superestructura política y que gravitará necesariamente en la infraestructura socioeconómica. En otras palabras, el estado subalterno dependiente de hoy debe sustituirse por el Estado Nación soberano y digno, que rescate los valores sociales, jurídicos, éticos, culturales y, más que todo, los recursos naturales enajenados. Así será capaz de promover un verdadero desarrollo sostenible y productivo, con una distribución justa de la riqueza, con la protección y regeneración de la naturaleza y el medio ambiente Una tarea vinculada será el abandono de la actual democracia restringida y el ejercicio de una nueva democracia participativa y popular, desterrando la actual que resultó una falacia y comprometida con el modelo neoliberal “fundamentalista".

Por otra parte, hay apoyos externos, como los expresados por masas ciudadanas, en la meca del capitalismo, los EEUU, que repudian las recetas fondomonetaristas, las cuales están en crisis por representar abiertamente a los intereses transnacionales. En una visión global de la temática socioeconómica de los hidrocarburos, en forma sintética, se puede decir que hay una tarea vital para Bolivia, para su supervivencia y su lucha por superar el subdesarrollo y proteger el derecho de las futuras


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO generaciones. Esa tarea consiste en el rescate del extraordinario potencial en recursos petrolíferos que la naturaleza nos dio y que, en términos monetarios, representa alrededor de 128.600 millones de dólares, según estimación con datos de reservas potenciales determinadas por YPFB al 12 de enero de 1995, según su informe y precios del mercado mundial del momento. Recordemos que esos valores son solamente los de materia prima, pues su valor agregado y el excedente económico que generan son de magnitud, por ello su enajenación sencillamente fue un crimen económico sin precedentes. YPFB era una empresa integrada y moderna, con cuadros de profesionales y técnicos de primer nivel y con una organización social-administrativa óptima. Comparativamente a las empresas privadas, siempre descubrieron más reservas ellas. Su desarrollo industrial estaba a la altura de las necesidades del país y tenía proyectos de expansión, entre ellos, redes de gas domiciliarias y petroquímicas, los cuales fueron frustrados por el DS. 21060. Por ello, la eliminación de YPFB fue un sabotaje contra el desarrollo y la economía nacional, razón de más para que su reconstrucción sea una responsabilidad y obligación perentoria. La primera acción en ese sentido debe ser la recuperación por YPFB de las acciones petroleras que representan su patrimonio y están en el Fondo de Contribución Colectiva FCC, bajo la administración de las AFP's. Consiguientemente, al disponer del 50% de las acciones de las empresas Chaco, Andina y Transredes, de acuerdo al Código de Comercio, YPFB automáticamente asumiría su representación en los Directorios respectivos, con todos los derechos y responsabilidades sobre la administración de esas empresas y la custodia de su patrimonio. Esta acción es legal y correcta, tomando en cuenta la forma irresponsable en que se procedió al no haber una designación legal de sus Directores, no existir la presencia efectiva de los mismos en los Directorios y el total incumplimiento de las funciones de administración y supervisión que correspondía, con grave desmedro de los intereses de los accionistas del FCC. Tareas importantes institucionales y de recuperación, entre otras, serían: Promulgar una nueva Ley de Hidrocarburos, en armonía con la nueva política económica; formular una política de «conservación» del gas, que evite su «vaciamiento» o agotamiento prematuro; revalorizar el precio de exportación del gas, que actualmente tiene las características de explotación colonial; dictar una política de precios de los derivados para el mercado interno que sea compatible con el estándar de vida nacional; programar proyectos de utilización del gas en fertilizantes, polímeros y otros petroquímicos que sean factibles y planificar proyectos de


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO integración energética con Paraguay y Perú, inclusive con Chile si es el caso e incorporado a la solución del injusto enclaustramiento que padece Bolivia. Finalmente, cabe decir que, en el contexto global nacional, será necesario un esfuerzo sin precedentes para reconstruir la capacidad productiva que se ha destruido, seguido de una fase de construcción de infraestructura, así como también cumplir una tarea siempre postergada, como es la incorporación a la vida productiva del sector rural de occidente, el más deprimido de la sociedad.


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CAPITULO VII LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO EN BOLIVIA


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LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO EN BOLIVIA

NTECEDENTES

7.1 A

Se debe mencionar que el petróleo boliviano es muy liviano en comparación al obtenido en otros países y según las normas internacionales que establecen ciertos parámetros para dicha clasificación; la prueba más elocuente es la lectura de los grados API, que muestra claramente las características del crudo boliviano, estas características y su naturaleza dificultan la obtención de productos pesados como diesel, aceites lubricantes, asfalto entre otros . CUADRO 7-1

Crudo Normal PROCEDENCIA Campo San Roque PUNTO DE MUESTREO ParteMedia REFERENCIA Del Tanque Nº 06 FECHA DE RECEPCION 6 – IV – 92 Fuente: Laboratorio Y.P.F.B. (Refinería Sucre) PRODUCTO


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano de Petróleo), que diferencia las calidades del crudo. A continuación algunas características: CUADRO 7-2 CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO

FUENTE: es.wikipedia.org/wiki/ Petróleo Observando la Tabla 7-1 se concluye que el petróleo boliviano se encuentra dentro del grupo de los aceites crudos superligeros, en comparación con el petróleo de otros países y las normas internacionales.

ESERVAS DE PETRÓLEO- CONDENSADO

7.2 R

En hidrocarburos líquidos, el informe certifica que Bolivia cuenta con 211 millones de barriles (MMbbl) de reservas probadas de petróleo-condensado, 72,35 MMbbl de reservas Probables y 80,37 MMbbl de reservas Posibles.

FIGURA: 7-1 RESERVAS DE PETRÓLEO DE BOLIVIA 2015

FUENTE: Cámara Boliviana de Hidrocarburos y energía


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 7.3 P

RODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA

NATURAL La producción fiscalizada de petróleo, condensado y gasolina natural es medida en el punto de fiscalización de los campos y está sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones. GRÁFICO 7-2

CUADRO 7-3


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO La producción fiscalizada de condensado en el 2014 representó el 72,68% de la producción total de hidrocarburos líquidos y alcanzó el mayor volumen promedio el mes de julio con 47,93 MBbl/día. Por otro lado, la producción de petróleo representó el 8,29% del total de líquidos producidos, el mes de junio alcanzó un máximo de 5,52 MBbl/día. Asimismo, la producción de gasolina natural representa el 19,04%de la producción total de líquidos y alcanzó su mayor promedio mensual en febrero con un volumen de 12,44 MBbl/día La producción promedio total de Hidrocarburos líquidos del año 2014, se incrementó en 6,86% respecto a la producción del año 2013, donde la producción de condensado se incrementó en un 8,29%, la producción de gasolina natural en 3,89% y la producción de petróleo creció en 1,75%. 7.4 P

RODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA

NATURAL SEGÚN CAMPO GRÁFICO 7-2


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Los campos gasíferos que más aportan a la producción total de hidrocarburos líquidos son: Margarita Huacaya, Sábalo y San Alberto, debido a la producción de condensado que está asociado al gas natural. La producción de líquidos de estos campos el 2014, representó el 74,24% de la producción total de hidrocarburos líquidos. Durante la gestión 2014 el promedio de la producción certificada de petróleo condensado y gasolina natural fue de 63,09 MBbl/día representando un incremento del 6,86% respecto al año 2013. 7.5 P

RODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS OBTENIDOS POR REFINERÍAS

7.5.1 GASOLINA ESPECIAL

La Gasolina Especial es el combustible de mayor producción en el país, para la gestión 2014 las refinerías de YPFB Refinación S.A. produjeron, el 95,07% de este combustible y la refinería Oro Negro aportó con el 4,93% del total producido. El total de la producción fue superior en 1,26% en relación a la producción de la gestión 2013. La producción de Gasolina Especial para el 2014 alcanzó un promedio de 18.700 Bbl/día, el mes de mayor producción fue septiembre alcanzando un promedio de 20.491 Bbl/día (Refinería Gualberto Villarroel aportó con 11.523 Bbl/día, Refinería Guillermo Elder Bell 8.117 Bbl/día y Refinería Oro Negro con 851 Bbl/día). El mes de menor producción fue mayo con 14.884 Bbl/día, debido a la ampliación de la Refinería de Cochabamba (Refinería Gualberto Villarroel aportó 4.980 Bbl/día, Refinería Guillermo Elder Bell con 9.016 Bbl/día y Refinería Oro Negro 888 Bbl/día). Las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, programaron paros durante la gestión 2014, con el propósito de realizar tareas de mantenimiento rutinario y facilitar los trabajos de ampliación de sus capacidades de procesamiento de crudo.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO CUADRO 7-4

7.5.2 DIESEL OIL

El Diesel Oil es el segundo combustible de mayor producción de las refinerías después de la Gasolina Especial, durante el año 2014 el 92,42% de la producción de este combustible se realizó en las refinerías de YPFB Refinación S.A. y el restante 7,58% en la Refinería Oro Negro. La producción promedio en el 2014 alcanzó 15.469 Bbl/día, volumen que superó a la producción promedio del 2013 en 8,72%. Las inversiones realizadas en las gestiones pasadas en las refinerías de YPFB Refinación S.A. han logrado el incremento en la capacidad de carga de crudo y en la capacidad de procesamiento, lo cual ha permitido que a finales del año 2013 y en los primeros meses de la gestión 2014, aumente la producción de Diesel Oil.


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7.5.3 JET FUEL

El Jet Fuel es el tercer combustible de mayor producción y lo produce YPFB Refinación S.A.. El año 2014 la producción total de Jet Fuel fue de 3.871 Bbl/día, la producción se compone de 46,63% de la Refinería Gualberto Villarroel y 53,37% de la Refinería Guillermo Elder Bell. La producción promedio de Jet Fuel para el año 2014, fue mayor en 8,75% en relación a la producción de la gestión 2013.


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7.5.4 KEROSENE

CUADRO 7-7


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 7.5.5 GASOLINA PREMIUM

La Gasolina Premium y el Kerosene son de menor producción y son elaborados solamente por las refinerías de YPFB Refinación S.A.. Para el año 2014 la Refinería Gualberto Villarroel produjo el 96,70% del Kerosene y la Refinería Guillermo Elder Bell el restante 3,30% del Kerosene. El 100% de la Gasolina Premium fue producida por la Refinería Guillermo Elder Bell. Asimismo el 2014, la producción promedio de Kerosene fue fue mayor mayor en 9,53% y la producción promedio de Gasolina Premium fue mayor en 8,48% en relación al año 2013. CUADRO 7-8


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 7.5.5 PRODUCCIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO

CUADRO 7-9

El crudo reconstituido (RECON), obtenido en el proceso de refinación, es destinado al mercado externo debido a la ausencia de tecnología en las refinerías nacionales para procesar este producto. Durante la gestión 2014 la producción de RECON se incrementó en 9,23% donde el 97,51% fue producido por las refinerías de YPFB Refinación S.A. el restante 2,49% fue obtenido en la refinería Oro Negro.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 7.6 I

MPORTACIONES

Durante la gestión 2014 se importó un promedio Diesel Oil de 486.702 Bbl/mes, superior en 3,94% al promedio registrado el 2013. El mes de mayor importación fue noviembre con 600.550 Bbl. El GLP dejó de importarse desde diciembre de 2013. CUADRO 7-10


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO OMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

7.7 C

7.7.1 VENTA DE DIESEL OIL

El Diésel Oil es el combustible de mayor demanda en el mercado interno. El año 2014, se comercializó en promedio 31.089 Bbl/día, que significó un incremento del 6,45% respecto a la gestión 2013, donde lo departamentos que más incidieron en este crecimiento fueron Santa Cruz con 7,25% y La Paz con 6,38%. La comercialización de este combustible se centralizó principalmente en los departamentos de: Santa Cruz (37,26%), La Paz (20,10%) y Cochabamba (16,15%), representando estos tres departamentos el 73,51% del consumo total nacional. GRAFICO 7-3

7.7.2 VENTA DE GASOLINA ESPECIAL

La Gasolina Especial es el segundo combustible de mayor consumo en el mercado interno. En la gestión 2014 se comercializó un promedio de 24.136 Bbl/día superior en 8,59% a la gestión 2013. Los departamentos de mayor incidencia en este crecimiento fueron Santa Cruz con 7,60%, La Paz con 7.19% y Cochabamba con 8,50%. El mayor consumo se registró en los departamentos de Santa Cruz (32,54%), La Paz (28,57%) y Cochabamba (14,55%). El consumo de estos tres departamentos representa aproximadamente el 75,66% del consumo total.


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7.7.3 VENTA DE KEROSENE

La venta de Kerosene durante la gestión 2014 alcanzó un promedio de 127,1 Bbl/día. Los departamentos de mayor consumo fueron Oruro, La Paz, Cochabamba y Santa Cruz.


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7.7.4 VENTA DE GASOLINA PREMIUM

En la gestión 2014 se comercializó un promedio de 63,9 Bbl/día de Gasolina Premium. Los mayores consumidores de este combustible son Santa Cruz (67,92%), La Paz (20,81%) y Cochabamba (11,27%) El volumen promedio de Gasolina Premium comercializado para el 2014 fue mayor en 2,55% en relación a la gestión 2013.


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XPORTACIONES

7.8 E

El 2014 las exportaciones de Crudo Reconstituido alcanzaron un volumen total de 1.879.109 Bbls., volumen menor en 25,26% al total exportado durante la gestión 2013. El precio FOB en Arica del crudo reconstituido, para su venta al mercado externo, es determinado mediante una fórmula asociada al precio de petróleo WTI, que promedia los cinco días posteriores a la fecha de emisión del conocimiento de embarque menos un descuento que es definido y aprobado entre las partes. El tiempo entre un embarque y otro es variable de acuerdo al volumen almacenado


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CAPITULO VIII NORMATIVA


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NORMATIVA

NTECEDENTES DE LA CAPITALIZACIÓN

8.1 A

La Ley de Capitalización, de 21 de marzo de 1994, dispuso el traspaso a manos privadas de la mitad de las acciones de las empresas estratégicas que pertenecían al Estado., además de la entrega de toda la gerencia y administración.. La otra mitad del paquete accionario (50%) fue transferida a los ciudadanos bolivianos residentes en el país que hasta el 31 de diciembre de 1995 cumplían la mayoría de edad (21 años); pero la misma ley ordenó que estas acciones sean manejadas por las Administradoras de Fondos de Pensiones (AFP). Al sustituir la propiedad estatal por la participación privada, el gobierno de la época justificó estas medidas argumentando que generarían mayor inversión, transferencia de tecnología, generación de empleos y crecimiento económico

EY DE HIDROCARBUROS

8.2 L

LEY DE HIDROCARBUROS Nº1689 (30 de abril de 1936) Establece Contratos de Riesgo Compartido.  Declara libres las actividades de exploración, explotación, refinación, industrialización y comercialización de hidrocarburos y sus derivados.  Se concesionan las actividades de transporte y distribución de gas natural por redes  Régimen Fiscal: Regalías de 18% para pozos nuevos – 50% para pozos existentes  Las empresas petroleras se hacen responsables del pago de la renta hidrocarburífera. 

PROCESO DE CAPITALIZACIÓN   

Transferencia de la unidad de exploración y producción Andina SAM en 264,8 millones de dólares. Transferencia de la unidad de exploración y explotación Chaco SAM en 306,7 millones de dólares. Transferencia de la unidad Transportadora Boliviana de Hidrocarburos en 263,5 millones de dólares.

Total: 835 millones de dólares aproximadamente.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO PROCESO DE PRIVATIZACIÓN En aplicación de la Ley 1330, de 24 de abril de 1992, entre 1998 y 1999, se privatizaron las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, sobre una base de 102 millones de dólares. La empresa Oil Tanking se adjudicó la Compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia (CLHB), por 12 millones de dólares. Supervisor y suscriptor de Contratos de Riesgo Compartido. Administrador de los contratos de exportación de gas natural a países vecinos. Agregador de volúmenes de gas natural para la exportación. Fiscalizador de las actividades del upstream. Emisor de la certificación de producción fiscalizada sujeta al pago de regalías y participaciones. PROCESO DE NACIONALIZACIÓN Nueva Ley de Hidrocarburos: Nº 3058(19de mayo de 2005. ILUSTRACIÓN 8-1

Fuente: Extraído de www.ypfb.bo


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO En fecha 1° de mayo de 2006 se promulga el Decreto Supremo Nº 28701, de Nacionalización de los Hidrocarburos – Héroes del Chaco. “El Estado recupera la propiedad, la posesión y el control total y absoluto de estos recursos”. Se establece un plazo de 60 días para la reestructuración integral de

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) como empresa corporativa, transparente, eficiente y con control social. YPFB, a nombre y en representación del Estado, asume toda la comercialización de hidrocarburos, definiendo: 

Condiciones Volúmenes Precios

 

En junio de 2006, YPFB asume la importación y comercialización de productos derivados (mayoreo). En octubre de 2006, YPFB suscribe 44 contratos de operación aprobados por el Congreso de la República, para la realización de actividades de exploración y explotación. En mayo de 2007, YPFB asume toda la comercialización de hidrocarburos producidos en campos destinados tanto al mercado interno como a la exportación. En mayo de 2008, YPFB adquiere el 100% del paquete accionario de la CLHB, asumiendo el transporte y almacenaje de productos derivado. En junio de 2008 se adquiere la totalidad del paquete accionario de Transredes S.A., incluyendo las deudas tributarias, asumiendo YPFB la actividad de transporte de hidrocarburos por ducto. En octubre de 2008, YPFB toma el control de la empresa Andina S.A., a través de la firma de un acuerdo de gestión compartida (40% de la producción nacional). En enero de 2009, el Estado se hace cargo de la empresa petrolera Chaco S.A., asumiendo YPFB el control y dirección de la misma. A partir del abril de 2009, YPFB está asumiendo la distribución de gas natural por redes en el territorio nacional.

ORMATIVAS AMBIENTALES

8.3 N


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 8.3.1 INTRODUCCIÓN NORMAS AMBIENTALES

La industria es la causante, en parte, de la polución de los ríos, la generación de residuos sólidos y peligrosos y de la polución atmosférica. Al igual que en muchos países en desarrollo la industria se encuentra ubicada en los principales centros urbanos del país (La Paz, Cochabamba, Santa Cruz y El Alto). Los residuos industriales, causantes de la polución hídrica, atmosférica y la generación de residuos sólidos, junto a diversas actividades productivas, como la exploración petrolera sísmica, producen diversos impactos ambientales. Estos han sido analizados considerando dos tipos de industria: la energética y la manufacturera. La consideración de estos dos tipos obedece a las distintas características de las actividades, las materias primas utilizadas y los procesos a las que estas se someten. Aparte de estas diferencias, algunos criterios como la ubicación o los volúmenes y tipo de residuos generados, permitirían identificar a las industrias más contaminantes en el país, que serían: las refinerías de petróleo, las plantas químicas que producen jabón y detergente, las plantas textiles, moliendas de azúcar, cervecerías, destilerías, fábricas de aceite vegetal y de productos lácteos y, curtiembres. 8.3.2 LA INDUSTRIA ENERGÉTICA Y EL AMBIENTE

Las actividades más contaminantes de la industria energética en Bolivia son las ligadas a la explotación, transporte y refinación de petróleo y gas natural, ya que la generación de electricidad está normalmente ligada a combustibles limpios (hidro y termoeléctricas a gas). Las externalidades medioambientales negativas que se generan a partir de la explotación y construcción de ductos para el transporte de petróleo y gas son localizadas (en los pozos o a lo largo de los ductos) y, por lo tanto, sujetas a planes de mitigación específicos y de más fácil implementación, en comparación a las externalidades negativas generadas por los procesos de refinación de petróleo, cuyos impactos son mayores y son más dispersos debido al transporte de contaminantes a través de la atmósfera y ríos. 8.3.3 EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS

Dentro de la exploración y explotación de petróleo y gas en el país se registran distintos tipos de impactos ambientales, tanto sobre el medio biótico (flora y fauna) como sobre el abiótico (agua, aire, suelos). Estos impactos están relacionados a la


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO exploración sísmica, instalación y operación de los campamentos, y actividades específicas a la perforación e intervención. Entre estas últimas destacan los impactos causados por la generación de lodo de perforación (que puede contener varios aditivos químicos) y derrames de petróleo provenientes de los procesos de explotación y de cañerías deterioradas en pozos abandonados (problema de pasivos ambientales). En ambos casos, hidrocarburos y compuestos orgánicos diversos contaminan aguas y suelos. Por ejemplo, en el caso de las cañerías del campo abandonado de Sanandita, 290 Km. al sureste de Tarija, se demostró la presencia de metales pesados, grasas y aceites en suelos y aguas que dañan la fauna y flora silvestre del Chaco. Otro ejemplo, es el derrame de 29.500 barriles de petróleo, registrado en enero de 2000 en la cuenca del río Desaguadero (ducto Transredes), que afecto a 18 municipios en los Departamentos de Oruro y La Paz, lo cual generó daños al medio ambiente y afectación socioeconómica a los pobladores de las comunidades. La auditoria ambiental de este desastre, determinó un costo de $US 3,7 millones por daños a comunarios y $US 2,2 millones destinados a recuperación de praderas nativas afectadas. Por otra parte, el tipo de producto extraído tiene ligado un alto riesgo de manejo, así, en algunos casos, se han dado accidentes incendiarios en los pozos. Por ejemplo, el pozo de gas Madrejones (pozo X-1001 de Pluspetrol) ardió sin control durante varios días en febrero de 2000. Los daños medioambientales ocasionados por este incendio, fueron calculados en $US 372.212, ($US 212,812 de daños a comunidades campesinas y privadas, y $US 159.400 de daños a praderas nativas o áreas de propiedad del Estado), más $US 1,2 millones calculados como costo de restauración (MDSP, 2002). 8.3.4 TRANSPORTE DE PETRÓLEO Y GAS

El transporte de petróleo y gas natural, puede, potencialmente, generar una serie de impactos ambientales sobre el área circundante a las redes de ductos, que en el caso boliviano incluyen 2.296 km. de oleoductos, 3.875 km. de gasoductos y 1.509 km. De poliductos15. En Bolivia, la construcción de ductos ha generado impactos ambientales relacionados principalmente a las actividades de apertura y nivelación de vía para el ducto. Estas actividades causan alteraciones del paisaje, flora, fauna e impactos sobre el suelo, agua y aire. Por ejemplo, durante la construcción del gasoducto Río San Miguel – Cuiaba en


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 1998, la empresa Gas Oriente Boliviano abrió una brecha de 30m de ancho y 360 Km. De largo que afectó directamente al bosque seco Chiquitano (cuyo ecosistema es muy frágil). La mitigación de impacto ambiental realizada incluyó un proceso de reforestación. 15 Sin considerar ramales y paralelos Por otra parte, durante la operación de los ductos la preocupación más importante recae en la probabilidad de la ocurrencia de accidentes y del derrame de hidrocarburos que ello implicaría. Si ocurre un derrame, la magnitud del impacto generado puede llegar a ser muy importante, y la externalidad negativa cuantiosa. Este tipo de accidentes ambientales ya se ha dado en Bolivia, cuando 29 mil barriles de petróleo se derramaron en el río Desaguadero durante el año 2000, afectando a los lagos Poopo y Uru Uru y 80 mil hectáreas de pastizales. 8.3.5 REFINACIÓN DEL PETRÓLEO

En Bolivia existen cinco refinerías, estas son: Gualberto Villarroel en Cochabamba, Reficruz, Oro Negro y Guillermo Elder en Santa Cruz y, Carlos Montenegro en Chuquisaca. El impacto de estas refinerías sobre el ambiente está relacionado principalmente a la eliminación de aguas residuales (por las diferencias químicas entre estos residuos y el agua) y, en menor medida, a la generación de contaminantes atmosféricos. Las aguas residuales de la refinería de Santa Cruz son elevadas, y aunque existe un sistema de tratamiento de residuos, cada día se descargan cientos de kilos de compuestos orgánicos disueltos junto a ciertos volúmenes de petróleo y grasas sobre el río Grande. Por otra parte, la refinería de Cochabamba también emite elevados flujos de residuos líquidos, que son tratados y reciclados de modo que la concentración de hidrocarburos en los efluentes de la refinería que desembocan en el río Rocha es baja (MMM y SNMA 1993) . Estas refinerías también emiten hidrocarburos y solventes a la

atmósfera, se presume que su impacto sólo es local.


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CAPITULO IX CONCLUSIONES


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CONCLUSIONES

Al llegar al final de este trabajo investigativo concluimos lo siguiente: 1. Al estudiar el Petróleo nos damos cuenta que la historia de éste se remonta desde el Antiguo Testamento en la Biblia donde era llamado betún. A lo largo de toda la historia se va haciendo mención de él, desde Herodoto, historiador griego de la antigüedad, quien sitúa los pozos de Petróleo cerca de Babilonia y en la isla de Zante, en el mar Adriático, desde donde aún, hoy, se extrae; Plinio nos habla del aceite mineral de Sicilia. En la antigua China y Japón se hacen referencias de este combustible, y Marco Polo, el gran viajero veneciano, nos habla del aceite de Bakú, sobre el mar Caspio, donde también hoy se sigue extrayendo. 2. Lo rudimentario de la metodología que utilizaban los hombres antiguamente para extraer un poco del "aceite mineral". Además de los pocos conocimientos que se tenían acerca de tan preciado hidrocarburo. 3. La destilación es un proceso fundamental en la industria de refinación del petróleo, pues permite hacer una separación de los hidrocarburos aprovechando sus diferentes puntos de ebullición. La destilación atmosférica y al vacío es el primer proceso que aparece en una refinería. El petróleo se separa en fracciones que después de procesamiento adicional, darán origen a los productos principales que se venden en el mercado: el gas LPG (comúnmente utilizado en estufas domésticas), gasolina para los automóviles, turbosina para los aviones jet, diesel para los vehículos pesados y combustóleo para el calentamiento en las operaciones industriales. 4. Existe una gran competencia entre las grandes potencias por el dominio de los principales yacimientos petrolíferos, que acuden a todos los medios, incluso a la fuerza, para apoderarse de ellos, debido a la importancia que tiene el aceite mineral, tanto en tiempos de paz como de guerra, por su uso en automóviles, camiones, aeroplanos, barcos y tanques. Aparte de sus importantísimas aplicaciones como combustible y lubricante, sirve para otros numerosísimos usos. 5. El mercado del petróleo es un negocio global que involucra tanto a los países exportadores como a los países importadores. Así vemos que en las páginas de los


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO diarios locales cada día aparece publicada alguna noticia de tan importante rubro: del aumento de la producción como del aumento o baja de los precios. 6. El encarecimiento de los precios de los productos derivados del petróleo en nuestro país puede ser considerado como una política para obligar al ahorro de consumo de energía, mayormente si ésta es generada a través de elementos importados como los derivados del petróleo. 7. El negocio del petróleo es un riesgo permanente para los pozos y para los usuarios en materia de incendios y explosiones. Es por ello que las empresas involucradas toman las medidas necesarias para evitar cualquiera de estos desastres. 8. Los vertidos accidentales causados por naufragios o roturas de tuberías pueden causar mareas negras (apariciones de manchas de petróleo en el mar), lo que afecta tanto a peces como a aves, incluso al hombre. 9. En las refinerías el petróleo está sometido a temperaturas y presiones que lo pueden hacer explotar espontáneamente en caso de fuga. 10. Los hidrocarburos son sustancias altamente inflamables, por esto los incendios petrolíferos son muy difíciles de apagar y exigen técnicas de sofocamiento especiales. 11. El fumar o hacer fuego (trabajos de soldadura) cuando hay presencia posible de hidrocarburos está prohibido en dichos lugares. 12. Así mismo, el uso de radios de comunicación, teléfonos celulares o el uso de vehículos de gasolina en áreas donde el hidrocarburo, en alguna de sus presentaciones, está presente es improcedente. 13. En estas compañías hay un personal responsable las 24 horas del día, para que pueda dar las señales de aviso y tomar las primeras medidas para sofocar el daño. 14. Debemos agradecer a la Química moderna, ya que los productos extraídos del petróleo no terminan allí. En el automóvil que nos lleva al trabajo, no sólo la nafta que consume el motor es derivado del petróleo, también el caucho sintético de los neumáticos, el material plástico del volante, el tablero, los tejidos de fibras


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO artificiales que tapizan los asientos y la pintura con la que tapamos el último choque. 15. Es difícil sospechar que el alcohol de la loción que refrescó el cutis de un hombre después de afeitarse, el cepillo de dientes y el jabón que uso para ducharse, los cosméticos que completan la rutina de aseo de su esposa, el detergente que usa en la cocina, el vinagre con que se enderezó la ensalada que acompañaba la comida, los envases y vajillas plásticas que conservan los alimentos que no se consumieron ese día; el vasito plástico donde tomamos el café y el carrizo con el que removemos el azúcar; en la bolsa donde botamos la basura antes de salir y los zapatos de goma que nos pondremos al llegar, todos ellos, provienen del petróleo. 16. Noche y día nos movemos en un mundo marcado por la huella petroquímica. Desde la cobija que abriga nuestro sueño hasta el disciplinado reloj que nos despierta cada mañana, muchos de los objetos que nos rodean son producto de esa rama de la industria, en la cual se sostiene gran parte de nuestro estilo y calidad de vida. 17. Si logramos imaginar cómo sería nuestra vida si no existieran los fertilizantes, los detergentes, las inyectadoras, los envases plásticos, las pinturas, los solventes, el nylon, las mangueras, y pare usted de contar, habremos entendido el significado y valor de la industria petroquímica. Por muchos que sean los metros que separan al petróleo bajo tierra de nuestra vista, su presencia, procesada y transformada, nos acompaña en cada día y espacio de nuestra vida, gracias a la petroquímica, por cuya obra los hidrocarburos derivan en artículos tan útiles al escolar como al astronauta, al ama de casa como al médico, al constructor y al agricultor, a la industria y al comercio. 18. Quienes hacen la petroquímica redescubren día a día el principio de transformación que por tanto tiempo afanó a los alquimistas y constatan el aporte que la ciencia y el desarrollo industrial dan a un mejor vivir. El petróleo forma parte de la naturaleza que se ofrece al hombre para ser transformada en su beneficio y la petroquímica es un gran invento del ser humano, por el cual éste pone la


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO naturaleza a su servicio. Un invento que a cada paso marca una huella de bienestar y progreso. Como la que hace 29 años dejó el primer hombre en la Luna, con un zapato hecho con productos petroquímico


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CAPITULO X BIBLIOGRAFÍA


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 10. BIBLIOGRAFÍA

Diccionarios Y Enciclopedias Diccionario de Sinónimos, Antónimos e ideas afines. España. Editorial Sopena. 1981. Diccionario Enciclopédico Ilustrado. Océano Uno. S/e. Grupo Editorial Océano. Barcelona, España. 1990. Diccionario Hispánico Universal. Enciclopedia Ilustrada . Décima primera Edición. Tomo Primero. W. M. Jackson, Inc., Editores. México, D. F. 1965. 1464 páginas. El Tesoro De La Juventud. Enciclopedia de Conocimientos . Tomo VII. S/e. W. M. Jackson, Inc., Editores. México, D. F. 1965. 383 páginas.

Revistas Y Folletos MORALES O., Ing. Ricardo A.; Juan M. Kam y José P. Madrid. La refinación Del petróleo crudo en panamá. Un Recurso Valioso para la Industria Energética y el Desarrollo Nacional. Documento del Departamento de Proyectos Especiales de la Refinería Panamá, S. A. Colón, Panamá. 1992. Folleto Informativo de Refinería Panamá, S. A. Colón, Panamá. 1992. Panfleto de Refinería Panamá, S.A. Colón, Panamá.

Páginas web http://www1.ypfb.gob.bo/index.php?option=com_content&view=article&catid=84:ypfb corporacion-general&id=134:la-industria-del-petroleo-y-del-gas http://www.clacso.org.ar/libreria_cm/archivos/pdf_278.pdf http://ypfbgasypetroleo.com/2014/ http://www.promobolivia.com/articulos-gas/gas-natural.html http://www.contechs.org/Projecto%20de%20Grado%20de%20Gonzalo%20y%20Vara/ CAPITULOS%201%20%202%20y%203.pdf http://www.indexmundi.com/map/?v=91&l=es http://news.bbc.co.uk/hi/spanish/specials/2006/energia/newsid_4702000/4702970.stm


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO http://www.indexmundi.com/g/g.aspx?c=bl&v=91&l=es http://www.revistasbolivianas.org.bo/pdf/rts/n22/n22a01.pdf http://html.rincondelvago.com/petroleo_21.html https://www.google.com/search?q=PETR%C3%93LEO+EN+BOLIVIA&sa=X&tbm=isc h&tbo=u&source=univ&ved=0CCQQsARqFQoTCKK5qZ21hcYCFcaODQodjXgA YA& biw=1440&bih=740#imgrc=zF71iYPke2bAVM%253A%3BBKaBkogw0yPfJM%3Bhttp %253A%252F%252Fradioiyambae.com%252Fsitio%252Fimages%252Fstories%252 Fa2012%252Fmar%252Fcampo%2525201.jpg%3Bhttp%253A%252F%252Fradioiya mbae.com%252Fsitio%252Findex.php%253Foption%253Dcom_content%2526view% 253Darticle%2526id%253D5910%253Aareas-de-exploracion-y-explotacion-petroleratierras-comunitarias-de-origen%2526catid%253D24%253Acampospetroleros%2526Itemid%253D37%3B580%3B800


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CAPITULO XI ANEXOS


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO 11. ANEXOS

Glosario

Aceite crudo: Es la porción del petróleo que es líquida en el yacimiento, y permanece líquida a condiciones atmosféricas de presión y temperatura. Ácido: Compuesto que cuando se disuelve en agua produce iones H+. Alcano: Cualquier miembro de la serie saturada de los hidrocarburos. También se les llama parafinas. Alcohol: Compuesto que tiene el grupo funcional –OH. Alquilación: Proceso para la producción de un componente de gasolina de alto octano por síntesis de butilenos con isobutano. Alquitrán: Líquido viscoso, de olor característico, obtenido por destilación seca de productos diversos (hulla, lignito, turba, madera, esquistos bituminosos). Antraceno: Hidrocarburo aromático obtenido del alquitrán de hulla. Aromáticos: Compuesto de carbono e hidrógeno que comúnmente contiene cuando menos un anillo bencénico con seis átomos de carbono. Asfalto: Mezcla de hidrocarburos de color negruzco, muy viscosa, usada en pavimentos y revestimientos de muros. Benceno: Hidrocarburo de fórmula C6H6, perteneciente a la seria cíclica aromática, que se obtiene de la destilación seca de la hulla. Es un líquido incoloro, volátil e i inflamable. Butano: Hidrocarburo saturado gaseoso (C4H10), presente en las emanaciones gaseosas de los pozos de petróleo y de los productos del cracking de los aceites pesados. Catalizador: Agente o sustancia capaz de acelerar o retardar una reacción, sin alterar el resultado final de la misma. Substancia que aumenta la velocidad de un proceso químico sin consumirse en la reacción. Coque: Materia carbonosa sólida y de color gris, resultante de la destilación del carbón. Coquización: Proceso de descomposición térmica que produce hidrocarburos ligeros a partir de residuos pesados. Un subproducto de este proceso es el coque. Cracking O Craqueo : Transformación de las fracciones del petróleo en productos de menor peso molecular, análogos a la bencina. Proceso en el que se rompe y modifica la estructura molecular de los hidrocarburos contenidos en el petróleo, para transformar los productos pesados en productos ligeros de mayor valor comercial. Craqueo Catalítico: Rompimiento y modificación de la estructura molecular que se lleva a cabo en presencia de un catalizador. Crudo: Petróleo aún sin procesar, tal y como se obtiene del subsuelo.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Crudo Ligero: Petróleo con baja densidad y viscosidad. Normalmente tiene gran contenido de destilados. Crudo Pesado: Petróleo con alta densidad y viscosidad, y generalmente bajo contenido de destilados. Desintegración: Rompimiento molecular por medio de altas temperatura y presión para formar fragmentos más pequeños. Destilación: Operación que se realiza calentando cuerpos sólidos y, recogiendo los gases y vapores que se desprenden. Proceso que consiste en hervir un líquido para formar vapor y luego condensar el vapor para formar nuevamente el líquido. Se usa para separar compuestos líquidos de sus impurezas. Destilación Fraccionada: Proceso de destilación en donde los compuestos que tienen diferentes temperaturas de ebullición pueden ser separados. La destilación se efectúa calentando la mezcla en un recipiente (retorta) para provocar la ebullición del componente más volátil, y obligando a los vapores a pasar por un refrigerante, donde se enfríen y se condensan. Progresivamente se modifican tanto la composición de la mezcla contenida en el recipiente, como la del vapor que está en equilibrio con ella. Es, pues, posible recoger el destilado en fracciones de diferente composición; la más volátil y la menos volátil se recogen separadamente y las fracciones intermedias se destilan de nuevo, hasta lograr la separación en los diversos componentes de la mezcla. Desulfuración: Proceso de eliminación de compuestos de azufre a las fracciones del petróleo. Esquisto Bituminoso: Roca arcillosa de alto contenido en materia orgánica. Gas Natural: Es la porción del petróleo que existe en fase gaseosa o en solución en el aceite en los yacimientos, y es gaseosa a condiciones atmosféricas. Gasolina: Líquido incoloro, volátil e inflamable, procedente de la mezcla de hidrocarburos. Se emplea como combustible en los motores de explosión. Gravimetría: Parte de la geofísica que trata del estudio y medición de la gravedad terrestre. Hidrocarburo: Son compuestos químicos de carbón (83 a 87%) e hidrógeno (10 a 14%). Compuesto orgánico que contiene carbono e hidrógeno únicamente. ALIFÁTICOS: Los cíclicos. AROMÁTICOS: Los que constan de una cadena cerrada no saturada y poseen unas propiedades especiales derivadas de su constitución. Hulla: Combustible mineral sólido procedente de la fosilización de sedimentos vegetales del periodo carbonífero. Su poder calorífico oscila entre 7,000 y 9,000 cal/kg. Isomerización: Procedimiento que convierte la cadena recta de los hidrocarburos parafínicos en una cadena ramificada. El rearreglo de la estructura de un compuesto sin aumentar o disminuir ninguno de sus componentes. Nafta: Fracción ligera del petróleo natural, que se obtiene en la destilación de la gasolina.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Naftaleno (Naftalina): Hidrocarburo sólido, procedente del alquitrán de hulla, usado como desinfectante. Naftenos: Hidrocarburos cíclicos saturados, generalmente contienen cinco o seis carbonos en el anillo. Número De Octano: Índice de calidad de la gasolina para motor, el cual se obtiene por comparación con el isooctano. Olefina: Hidrocarburo de fórmula general CHnH2n, en la que existe el agrupamiento –C = o doble enlace. Parafina: Mezcla de hidrocarburos alifáticos saturados, de formula general CnH2n+2. Petróleo: Es una mezcla que se presenta naturalmente, de hidrocarburos en las fases gaseosa, líquida y/o sólida. En ocasiones contiene impurezas, como azufre y nitrógeno. También llamado "aceite mineral". Líquido aceitoso, de olor fuerte, más ligero que el agua. Su color varía entre amarillo, verde o casi negro. Se encuentra en el interior de la tierra y se compone de carbono e hidrógeno. Propano: Hidrocarburo saturado de tres carbonos. Es un gas incoloro, inflamable, que se halla en el gas natural. Sirve como combustible. Prospección: Conjunto de métodos y técnicas empleadas en la búsqueda de yacimientos de minerales útiles, aguas subterráneas e hidrocarburos líquidos o gaseosos. Queroseno (Kerosene): Fracción del petróleo bruto que destila, aproximadamente, entre 150 y 300°C. Se emplea como carburante. Refinación: Se aplica a todas las operaciones cuyo objeto es la fabricación u obtención de los diferentes productos derivados del petróleo. Tolueno: Hidrocarburo (metilbencenol) de la serie aromática, usado en la preparación de colorantes, disolventes, medicamentos y trinitrotolueno. Torre De Destilación: Equipo en el cual se lleva a cabo el proceso de separación de las fracciones, mediante etapas sucesivas de evaporación y condensación Trinitrotolueno O Trinitrotoluol (Tnt): Producto sólido cristalino, derivado del tolueno, que se usa como explosivo. Es tóxico y produce dermatitis. Vaselina: Producto de consistencia pastosa, blanco o amarillento, constituido por una mezcla de hidrocarburos sólidos y aceites minerales pesados. Se obtiene como residuo de petróleos pobres en asfalto. Xileno: Hidrocarburo aromático llamado también xilol. Xilol: Hidrocarburo aromático presente en el alquitrán de hulla, líquido incoloro, de olor característico, que se emplea como disolvente. Yacimientos De Hidrocarburos: Es la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los hidrocarburos ocupan los poros de la roca almacenante, quedan confinados por una roca impermeable en la parte superior e inicialmente se encuentran a alta presión y temperatura, debido a la profundidad del yacimiento.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Bolivia: Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos, 19 de julio de 1996 Títu lo Disposic iones generales

I

Capítulo Del objeto y alcance

I

Artículo 1°.- El presente Reglamento tiene por objeto regular y establecer los límites y procedimientos para las actividades del sector hidrocarburos que se lleven a efecto en todo el territorio nacional, relativas a: exploración, explotación, refinación e industrialización, transporte, comercialización, mercadeo y distribución de petróleo crudo, gas natural y su respectiva comercialización, cuyas operaciones produzcan impactos ambientales y/o sociales en el medio ambiente y en la organización socioeconómica de las poblaciones asentadas en su área de influencia. El presente cuerpo legal se halla sujeto a las disposiciones contenidas en los Arts. 73 y 74 de la Ley del Medio Ambiente No 1333, de 27 de abril de 1992, sus reglamentos aprobados por Decreto Supremo Nº 24176 del 8 de diciembre de 1995 y en el art. 7 de la Ley de Hidrocarburos No 1689, de 30 de abril de 1996. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y todas las Responsables que hayan suscrito o suscriban contratos de riesgo compartido, contratos de operación y asociación y otras sociedades o asociaciones de empresas que realicen proyectos, obras o actividades relacionadas con la industria de los hidrocarburos, que operen con derivados de petróleo y gas natural, establecidas en territorio boliviano, están sujetas al marco jurídico y regulador ambiental vigente, incluyendo las previsiones contenidas en el presente Reglamento. Artículo 2°.- Con el propósito de complementar las normas contenidas en el presente Reglamento, el Organismo Sectorial Competente, en coordinación con la Autoridad Ambiental Competente, elaborará guías o procedimientos ambientales a fin de coadyuvar al correcto desarrollo y ejecución de las distintas actividades específicas en las diferentes fases de la industria del sector hidrocarburos. Capítulo De las siglas y definiciones

II

Artículo 3°.- A los efectos del presente Reglamento, en el Glosario que figura como anexo 1, se indican las siglas y definiciones que figuran en la presente norma legal, incluyendo asimismo por razones de orden práctico, aquellas que se hallan contenidas en la Ley de Hidrocarburos No 1689, de fecha 30 de abril de 1996 y las de la Ley del Medio Ambiente No 1333 y sus Reglamentos. Capítulo De la autoridad y competencia

III

Artículo 4°.- De acuerdo con lo dispuesto por el art. 20 de la Ley Nº 1493 de Ministerios del Poder Ejecutivo y el art. 5 del Reglamento General de Gestión Ambiental de la Ley del Medio Ambiente No 1333. el MDSMA, es la AAC a nivel nacional. Cuando las obras, proyectos o actividades se realicen en el ámbito departamental, se aplicará lo dispuesto por el art. 178 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Artículo 5°.- De acuerdo a lo establecido por los Arts. 9 y 11 de la Ley de Hidrocarburos No 1689 de 30 de abril de 1996, las actividades petroleras relativas a Exploración, Explotación, Transporte y Distribución de gas natural por redes, son proyectos nacionales, tienen carácter de utilidad pública y se hallan bajo la protección del Estado. En consecuencia la AAC para estas actividades petroleras es el MDSMA. Artículo 6°.- Es función de la unidad ambiental, dependiente de la SNE, como Organismo Sectorial Competente (OSC), procesar y presentar los informes a la AAC, de acuerdo con las atribuciones conferidas por el art. 12 del Reglamento de Gestión Ambiental y el Art. 12 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental, de la Ley del Medio Ambiente No 1333. Artículo 7°.- Todas las Responsables que desarrollen actividades en el sector hidrocarburos, deberán presentar al OSC, hasta el primero de diciembre de cada año o dentro del plazo estipulado en cada contrato, el plan y presupuesto ambiental del año siguiente. Igualmente, deberán presentar hasta el treinta y uno de marzo de cada año, el informe de actividades ambientales ejecutadas en el año inmediato anterior, debiendo describir las realizadas, para ser comparadas con aquellas que fueron presupuestadas en su programa anual, sin perjuicio de que la AAC o el OSC requieran informes específicos en cualquier etapa. Artículo 8°.- El Estado en cumplimiento al Art. 90 de la Ley de Medio Ambiente No 1333, creará incentivos para aquéllas actividades que incorporen en sus operaciones los métodos conducentes a lograr la protección del medio ambiente y el desarrollo sostenible. Capítulo De los procedimientos técnico-administratlvos de prevención y control ambiental

IV

Artículo 9°.- De acuerdo con lo prescrito por los Arts, 53, 59 y 60 del Reglamento General de Gestión Ambiental de la Ley del Medio Ambiente No 1333, la FA es el documento que marca el inicio del proceso de EIA para proyectos, obras o actividades a ser ejecutadas, y el MA es el documento que se requiere para las que se encuentran en ejecución, operación o abandono, procedimientos que incluyen la obtención, llenado y presentación de los mencionados 23 documentos, los mismos que tendrán carácter de declaración jurada. La DIA, el Certificado de Dispensación de EEIA así como la DAA, son los documentos que tienen carácter de licencia ambiental. Artículo 10°.- El contenido del EE1A deberá cumplir con lo establecido en el Art. 23, del Reglamento de Prevención y Control Ambiental. El trámite de aprobación del EIA deberá regirse por lo dispuesto en los Arts. 69 al 80 del mencionado Reglamento. Artículo 11°.- El contenido del MA deberá cumplir con lo establecido por los Arts. 103 y 104 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental. El trámite de aprobación del MA deberá regirse por lo dispuesto en os Arts. 134 al 148 del indicado Reglamento. Artículo 12°.- Si los plazos de aprobación del EEIA y MA, además de la otorgación de la DIA y la DAA establecidos en cl Reglamento de Prevención y Control Ambiental se hubieran vencido, y en caso de que la AAC no se hubiese pronunciado, se aplicará lo determinado por el art. 145 del indicado reglamento. Artículo 13°.- La Auditoria Ambiental será requerida por la AAC en los casos establecidos en el Art. 109 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental de la Ley del Medio Ambiente


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO No 1333. Las Auditorías Ambientales se realizarán de acuerdo a lo establecido en los Arts. 108 al 121 del indicado Reglamento.

Artículo 14°.- Concluidas las inspecciones para las diferentes actividades, se levantará el acta respectiva, de acuerdo con lo previsto por los Arts. 95 al 97 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental, cuyo documento será suscrito por los técnicos designados por la AAC o el OSC y el Representante Legal o los delegados de la Responsable con los que se haya realizado dicha actividad. Artículo 15°.- Para la ejecución de etapas tales como la prospección superficial. Perforación exploratoria y la explotación del campo, es posible realizar EEIA de planes y/o programas. Dichas actividades podrán ser desarrolladas dentro de un solo EEIA, en períodos cuya duración no deberá exceder de 24 meses. Artículo 16°.- La responsabilidad de la Responsable sobre la realización de actividades de carácter ambiental en sus áreas de operación, concluirá una vez que hayan finalizado las actividades del Plan de Abandono, para cuyo efecto ésta deberá obtener el documento de conformidad de la AAC, luego de la inspección que realice el OSC, transcurrido un año calendario si no existen operaciones de otra empresa o actividad en el mismo lugar. Artículo 17°.- El OSC efectuará el seguimiento, vigilancia y control de la implementación de las medidas de mitigación y adecuación contenidas en la DIA y la DAA, en coordinación con la AAC. El monitoreo dentro del área de influencia del proyecto, obra o actividad se realizará a cargo de la Responsable. Artículo 18°.- Cuando menos 72 horas antes de la primera operación de campo, la Responsable deberá notificar al respecto a los propietarios y ocupantes de las tierras o en su defecto a la autoridad local correspondiente, así como al OSC y a la AAC. Capítulo Del convenio institucional

V

Artículo 19°.- El Convenio Institucional previsto por el Artículo 13 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental de la Ley del Medio Ambiente No 1333, suscrito entre el MDSMA y la SNE en fecha 22 de abril de 1996, tiene por objeto dar cumplimiento a los procedimientos técnico-administrativos de prevención y control que se señalan en el indicado Reglamento, reduciendo los plazos de aprobación de la FA y el EEIA, que se indican en los anexos Nos 2 y 6. En la eventualidad de que no se cumplan los plazos que se establecen en el citado Convenio, se dará aplicación a lo dispuesto por los Arts. Nos. 79 y 145, respectivamente, del Reglamento de Prevención y Control Ambiental. Títu lo Nor m as té cnic as am bientales para las activid ades en el secto r h idr ocarb ur os

II

Capítulo De las normas técnicas generales

I

Artículo 20°.- Para la realización de toda actividad, obra o proyecto en el sector hidrocarburos, la Responsable debe cumplir con las normas del presente Capítulo, además de las que se señalan en este Reglamento, en sus distintas fases.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Artículo 21°.- Cuando se planifique un proyecto, obra o actividad, durante la realización del EIA, en cumplimiento del Art. 93 de la Ley del Medio Ambiente No 1333 y el art. 162 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental, la Responsable deberá realizar la respectiva consulta pública. Artículo 22°.- Para la selección del sitio, la Responsable debe: a. Considerar los efectos del proyecto, obra o actividad sobre la seguridad pública y la protección del medio ambiente. b. Seleccionar un sitio donde se produzca el menor impacto ambiental posible sobre las tierras agrícolas, bosques y pantanos, evitando de esta manera la innecesaria extracción o tala de árboles y daños al suelo, debiendo además evitar cortes y rellenos del terreno en el sitio. c. Planificar el uso de áreas y caminos de acceso ya existentes, líneas sísmicas abiertas anteriormente o cualquier otra vía de acceso realizada en la zona, para reducir daños ambientales en áreas que no hayan sido afectadas previamente. d. Definir el tipo, profundidad y las condiciones del suelo para su remoción, almacenamiento y restauración. e. Evitar operaciones, actividades o proyectos en áreas consideradas inestables desde el punto de vista geotécnico, donde podrían producirse deslizamientos de lodo y tierra, caídas de rocas y otros movimientos de masas, así como en áreas de alta inestabilidad sísmica. f. Ubicar las instalaciones a una distancia mínima de 100 metros de los cuerpos de agua principales. Los requerimientos para la ubicación de éstas a menos de 100 metros de dichos cuerpos, deberán ser previamente aprobados por la AAC en la DIA o la DAA. g. Determinar cl drenaje natural de agua existente en el área, para minimizar la construcción de zanjas y alcantarillas. h. Evitar en lo posible, la realización de operaciones en áreas protegidas de flora, fauna y reservas o territorios indígenas.

Artículo 23°.- Para la preparación del sitio, la Responsable debe: a. Planificar la construcción (le las obras civiles, de manera que el área utilizada sea la estrictamente necesaria. b. Preparar un plan de diseño del sitio que incluya un plan de drenaje y control de la erosión como parte del EEIA o MA, el cual incluirá la suficiente información para establecer la naturaleza de la topografía y drenaje del sitio. c. Limitar las operaciones de construcción a las áreas designadas en los planes aprobados: Una alteración significativa en el diseño, localización o metodología de construcción, requerirá previa aprobación de la AAC. d. Evitar el corte de la vegetación y tala de árboles fuera del área de construcción designada y, dentro de dicha área, reducir esta actividad al mínimo. Los árboles que por su tamaño puedan ser de interés comercial, deben ser recuperados para los fines consiguientes, de acuerdo con los requerimientos de la AAC y la Ley de Medio Ambiente No 1333. e. Prohibir en todos los casos la deforestación mediante el uso de fuego.

Artículo 24°.- Para el control del agua del drenaje superficial y prevención de la erosión, la Responsable debe proceder a la construcción de diques, alcantarillas y zanjas. Esta


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO infraestructura debe ser diseñada para prevenir la contaminación del agua superficial y subterránea.

Artículo 25°.- Para la preservación del recurso agua, la Responsable debe aplicar métodos conducentes a la conservación y reciclaje de este elemento. Artículo 26°.- Para la protección de la fauna y flora, la Responsable debe: a. Minimizar la alteración de la vegetación y hábitat naturales, terrestres y acuáticos. b. Evitar en lo posible, operaciones petroleras en áreas ecológicamente sensibles. c. Minimizar los ruidos y vibraciones en los sitios donde sea posible, de acuerdo a los límites establecidos en el anexo 6 del Reglamento de Contaminación Atmosférica.

Artículo 27°.- Para la protección de recursos culturales y biológicos, la Responsable debe: a. Prohibir a sus dependientes y subcontratistas la caza, pesca, compra o recolección de fauna y flora en los lugares donde se desarrollen actividades, proyectos u obras, denunciando cuando terceros realicen estas actividades en sus áreas de operación. b. Prohibir a sus dependientes y subcontratistas la compra o recolección de recursos arqueológicos y culturales, denunciando cuando terceros realicen estas actividades en sus áreas de operación.

Artículo 28°.- Para el manejo de desechos sólidos o líquidos y sustancias peligrosas, la Responsable debe: a. Realizar la disposición de desechos conforme con lo estipulado por los Reglamentos de la Ley de Medio Ambiente No 1333 y del presente Reglamento. b. Recuperar los aceites usados y otros desechos combustibles, de acuerdo a lo establecido en la DIA o la DAA, aprobado por AAC. c. Minimizar la emisión de olores emergentes de las operaciones o procesos de eliminación. d. Disponer adecuadamente los depósitos de desechos, para evitar el acceso de animales, especialmente roedores, cuya presencia podría eventualmente ser causa de daños a la salud. e. Prohibir la disposición de desechos aceitosos a las fosas de lodo u otras fosas en la superficie del terreno y cuerpos de agua. f. Manejar los residuos tóxicos de acuerdo a lo estipulado por los Reglamentos para actividades con Sustancias Peligrosas de la Ley del Medio Ambiente No 1333.

Artículo 29°.- Para el uso de rellenos sanitarios, la Responsable debe realizar esta actividad de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos de la Ley del Medio Ambiente No 1333. Artículo 30°.- Para construir rellenos sanitarios, que necesariamente deberán estar recubiertos de un material impermeable, la Responsable debe evaluar: a. El tipo, características y cantidad de desechos generados. b. El período de vida útil del relleno.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO c. La ubicación de habitantes en la vecindad y la evaluación de riesgos a la salud pública. d. Las medidas para controlar el drenaje de agua superficial. e. La profundidad de las aguas Subterráneas y evaluación de posibles efectos contaminantes. f. La necesidad de instalar un sistema de detección y recolección de los líquidos lixiviados.

Artículo 31°.- Para el almacenamiento de combustibles, la Responsable debe: a. Construir muros contrafuego para todos los tanques de productos, a fin de contener derrames y evitar la contaminación de tierras y aguas superficiales cercanas. Dichos muros deberán tener una capacidad de contención del 110% del volumen del tanque de mayor dimensión. b. Ubicar las áreas de almacenamiento de combustibles a una distancia mínima de 100 metros de los cuerpos de agua. c. Ubicar los depósitos de tambores de combustibles a tina distancia mínima de 100 metros de los cuerpos de agua. Cuando el volumen de combustibles sea mayor a cinco barriles, deben instalarse muros de contención u otras medidas aprobadas en el EIA o MA para el control de derrames. d. Equipar los tanques de almacenamiento con indicadores de nivel y sistemas de detección de fugas. e. Asegurar que las áreas alrededor de los tanques y las líneas de combustible, estén claramente señaladas, debiendo además permanecer libres de desechos. f. Utilizar recipientes o membranas impermeables para evitar el goteo de combustibles en el área, a tiempo de realizar la recarga de los tanques de los motores y maquinarias, para evitar la contaminación del suelo y agua. g. Asegurar que todas las operaciones de manejo de combustibles. sean supervisadas permanentemente. Los trabajadores deben ser debidamente entrenados sobre todos los aspectos referentes al manejo de éstos. h. Ejecutar, inmediatamente de ocurrido un derrame, un programa de limpieza en el sitio e implementar posteriormente un proceso de restauración. i. Comunicar al OSC, cuando se produzcan derrames mayores a 2 metros cúbicos (2 m2) dentro del sitio o cualquier volumen fuera de éste. j. Prohibir fumar a una distancia mínima de 25 metros alrededor del lugar donde se hallen los tanques de combustible. k. Reparar o reemplazar, según el caso, los tanques que presenten perforaciones o daños susceptibles de producir pérdidas por estas circunstancias.

Artículo 32°.- Ningún hidrocarburo o derivado de éste podrá ser almacenado en fosas abiertas. Artículo 33°.- Para el manejo de productos químicos la Responsable debe: a. b. c. d.

Seleccionar, almacenar y utilizarlos de manera ambientalmente apropiada. Ubicarlos en los lugares en los que las operaciones así lo permitan. Marcar y clasificar los recipientes que contengan desechos. Almacenar los ácidos, bases y químicos en forma separada.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Artículo 34°.- Para el tratamiento de suelos contaminados con hidrocarburos o productos químicos. La responsable debe obtener la aprobación de la AAC, presentando la siguiente información, como parte del EEIA o M.A.: a. Una caracterización detallada de los desechos para identificar los componentes de los mismos y su compatibilidad con el tratamiento del suelo. b. La selección del lugar para identificar su compatibilidad y la capacidad del terreno para el tratamiento. c. Determinación de la tasa de carga acumulativa de contaminantes en los suelos. d. Evaluación de los riesgos sobre la salud pública y el medio ambiente. e. Informes de monitoreo para asegurar la operación.

Artículo 35°.- Para el control de emisiones atmosféricas la Responsable debe: a. Prohibir el venteo de los hidrocarburos gaseosos y emisiones provenientes de los diferentes procesos. Cuando no sea posible recuperar estos vapores, deberá procederse de acuerdo al Artículo 4° de la Ley de Hidrocarburos No 1689, de 30 de abril de 1996 y efectuarse la quema en una instalación apropiada y equipada con un sistema de control de emisiones a la atmósfera. b. Diseñar, construir y operar las instalaciones de quema e incineración, para cumplir con los requerimientos de emisiones atmosféricas y de ruidos fijados por el Reglamento de Contaminación Atmosférica de la Ley del Medio Ambiente No 1333. c. Prohibir la quema de desechos aceitosos en fosas abiertas. d. Tomar las previsiones necesarias para minimizar las emisiones o fugas gaseosas en las instalaciones petroleras.

Artículo 36°.- La Responsable debe asegurar que las emisiones de ruidos originados en instalaciones industriales, no excedan los límites establecidos en el Artículo 52 del Reglamento en Materia de Contaminación Atmosférica de la Ley del Medio Ambiente No 1333. En las áreas de operación dentro de las instalaciones industriales la Responsable debe proveer a los empleados de equipos de protección auditiva. Artículo 37°.- Para la restauración y abandono del sitio, la Responsable, cuando corresponda, debe: a. Preparar un plan de abandono y restauración del lugar, como parte del EEIA o MA. b. Retirar del lugar todo desperdicio, equipos y obras civiles construidas o enterradas. c. Cultivar o revegetar las áreas donde la vegetación haya sido alterada, al finalizar el programa de restauración, para que las mismas sean compatibles con áreas adyacentes de tierras no alteradas. d. Restaurar otras áreas afectadas como resultado de las operaciones o actividades del proyecto. e. Reacondicionar en el sitio todos los suelos que hayan sido contaminados con aceites o productos químicos. Caso contrario, dichos suelos deberán ser retirados y traslados para su correspondiente tratamiento y/o disposición en un lugar previamente definido en el EEIA, f. Al concluir las actividades deberá procederse a descompactar los suelos en todas las instalaciones. g. Retirar todos los restos o escombros de los equipos e instalaciones generados por las operaciones. En caso de que la comunidad requiera hacer uso de algún tipo de


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO instalación, deberá solicitarlo expresamente a la Responsable, para que ésta, de acuerdo a su criterio, obtenga la autorización del OSC y la AAC. h. Nivelar el área alterada, para restaurar la topografía circundante y evitar que se produzca erosión. Obtener, en tierras no agrícolas, una cubierta vegetal nativa permanente, similar o compatible con tierras adyacentes no alteradas. En áreas vegetadas como selvas o bosques deberá, ejecutarse un programa de reforestación.

Capítulo De la prospección superficial

II

Artículo 38°.- Para el manejo y control de la erosión, sedimentación y vegetación, la Responsable debe: a. Evitar, en lo posible, la alteración de la vegetación y los suelos durante las operaciones sísmicas, reduciendo el área de deforestación y limpieza del suelo al mínimo necesario, tomando las precauciones para que las operaciones se ejecuten de acuerdo a normas de seguridad. El ancho normal de la senda será de 1.2 metros y el máximo permitido será de 1.5 metros. b. Mantener las raíces de las plantas intactas, para prevenir la erosión y promover la revegetación. c. Prohibir el corte de árboles, cuando éstos, a una altura de 1,4 metros tengan más de 20 cm. de diámetro. d. Evitar la alteración de la vegetación que se halla dentro de los 100 metros de proximidad a las orillas de los cuerpos de agua principales y 20 metros de proximidad a ríos lagunas y lagos secundarios. e. Realizar inspecciones en todos los cruces de agua principales, para determinar si existen riesgos de sedimentación en dichos cuerpos o inestabilidad de sus márgenes, en cuyo caso, deberán adoptarse inmediatamente las medidas correctivas que correspondan.

Artículo 39°.- Para el manejo de los desechos y residuos sólidos, la Responsable debe: a. Recolectar, seleccionar y disponer todos los desechos y residuos, de manera que no constituyan un peligro para la salud pública. Para este efecto se permitirá la incineración de desechos sólidos, considerados no peligrosos, únicamente en incineradores portátiles, equipados con sistemas de control de emisiones a la atmósfera. b. Enterrar los desechos sólidos no combustibles, que no sean tóxicos o metálicos, a una profundidad mínima de un metro, siempre y cuando el nivel freático lo permita. c. Recolectar y disponer de todas las marcas temporales y estacas, después de finalizar operaciones, excepto las marcas permanentes y estacas que marcan las intersecciones de las líneas sísmicas que serán reutilizadas. Asimismo deben recolectarse todos los remanentes de cables utilizados en la operación de registros sísmicos.

Artículo 40°.- Para el manejo de desechos y residuos líquidos, la Responsable deberá elaborar registros en libretas específicas, con el propósito de contar con un adecuado control de todos los materiales peligrosos usados, almacenados y dispuestos fuera del sitio.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Artículo 41°.- Para el manejo de combustibles la Responsable debe contar con un equipo mínimo para atender las situaciones en las que se produzcan derrames de hidrocarburos, el mismo que deberá incluir absorbentes adecuados. Cubiertas plásticas, palas, rastrillos y equipo pesado para realizar movimiento de tierras. Artículo 42°.- Para el uso de explosivos, la Responsable debe: a. Prohibir la utilización de éstos en ríos, lagos y lagunas, los mismos que deben reemplazarse por otras técnicas que no lesionen el hábitat acuático, especialmente en tiempo de veda. b. Detonar las cargas en los puntos establecidos, a una distancia mínima de 15 metros de los cuerpos de agua superficiales. c. Establecer los procedimientos para resguardar la seguridad de los empleados, pobladores, vida silvestre y propiedades con carácter previo a la ejecución de cualquier técnica que implique el uso de explosivos. Para este efecto, deben usarse mantas de protección u otras técnicas cuando esta operación se realice cerca a lugares poblados. d. En caso de encontrarse agua subterránea surgente durante la perforación de los agujeros para la colocación de las cargas en los puntos de disparo, éstos no deberán ser utilizados, procediéndose a rellenar los mismos. e. Rellenar todos los agujeros realizados para colocar los explosivos, luego de efectuadas las operaciones de registro sísmico. f. Almacenar los explosivos fuera de las áreas de campamento, a una distancia mínima de 200 metros de los depósitos de combustibles.

Artículo 43°.- Para las operaciones de restauración y abandono, la Responsable debe: a. Proceder a la reforestación y/o revegetación nativa, en áreas donde ésta haya sido removida completa o parcialmente, como resultado de la construcción de fosas de desechos sólidos, perforaciones para uso de explosivos u otras operaciones. b. Trocear y picar toda la vegetación retirada en el desmonte, para esparcirla en los lugares donde el suelo haya sido removido, con la finalidad de evitar la erosión. c. Proceder a la inmediata restauración de los contornos de las áreas alteradas, tales como pantanos, riberas de ríos y lagunas, con el propósito de reducir los efectos causados por la erosión. d. Mantener zonas con vegetación nativa en los campamentos, para inducir la revegetación y/o reforestación natural.

Capítulo De la perforación, terminación e intervención

III

Artículo 44°.- Para la selección del sitio de la planchada, la Responsable debe: a. Prever los eventuales efectos ambientales que puedan producirse en el sitio propuesto, como resultado de las operaciones de perforación o de producción subsecuente. Asimismo contar con sitios alternativos, para la ubicación del pozo propuesto, dentro del área geológicamente posible.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO b. Ubicar los pozos y las fosas que contengan lodo contaminado, petróleo, agua u otros fluidos asociados con la perforación de pozos, a una distancia mínima de 100 metros de los cuerpos de agua. c. Asegurar que el área de la planchada tenga un máximo de dos (2) hectáreas para el área de la perforación, excluyendo el área del campamento y 0.5 hectáreas por cada pozo adicional perforado en el mismo sitio. Los requerimientos para áreas de mayores dimensiones deberán ser respaldados por justificativos técnicos y económicos, previamente aprobados por la AAC en la DIA. d. Considerar el uso de técnicas de perforación de pozos múltiples desde una misma planchada, con el objetivo de minimizar la deforestación, la alteración del suelo y el medio ambiente.

Artículo 45°.- Para la preparación de la planchada, la Responsable debe: a. Asegurar que el área de perforación se ajuste a normas de seguridad industrial. b. Almacenar y seleccionar los restos vegetales y suelos protegiéndolos de la erosión, para su uso en el sitio durante la fase de restauración. Ninguno de estos materiales serán dispuestos fuera de los límites del área de construcción aprobada para la planchada, excepto cuando cuenten con la previa aprobación de la AAC. c. Construir en la parte más baja del sitio un muro de contención, para controlar los derrames y limitar la sedimentación dentro de los cuerpos de agua. d. Ubicar las fosas en áreas no inundables del sitio, preferentemente en las zonas topográficamente más altas, y las fosas de quema en relación a la dirección predominante de los vientos. e. Construir la plataforma de perforación de manera que el agua del drenaje de ésta y de las unidades de bombeo desagüe dentro de la fosa. El agua del drenaje superficial del resto del sitio debe ser conducida fuera de la fosa a zanjas de coronación y/o desagües pluviales naturales. f. La construcción de la fosa de lodos debe realizarse en función de los volúmenes a manejar, de manera que ésta mantenga un mínimo de un metro de borde libre. Un borde libre adicional puede ser requerido, dependiendo de las variables calculadas en el programa de perforación o de las lluvias esperadas en la localidad. El drenaje de aguas superficiales deberá ser dirigido fuera de la fosa. g. La construcción de las fosas de lodos debe ser realizada en forma tal que permita una máxima reutilización del agua para la preparación del lodo. Estas no deberán ser construidas sobre áreas con materiales de relleno. Si la construcción de fosas es requerida en suelos permeables o alterados previamente, donde exista riesgo de contaminación del agua subterránea, deben ser revestidas o impermeabilizadas con arcilla, una membrana sintética u otro material para prevenir infiltraciones.

Artículo 46°.- Para el manejo de los desechos sólidos y líquidos, la Responsable debe: a. Establecer metodologías técnico-administrativas que impliquen la elaboración de informes internos en lo que se refiere al tipo y cantidad de desechos, debiendo remitirse esta información al OSC, incluyéndosela en los informes de monitoreo. b. Acumular los desechos o residuos del equipo de perforación, así como los aceites, grasas y filtros usados, en contenedores a prueba de fugas para su disposición, de acuerdo con los requerimientos del OSC en los informes de monitoreo. c. Mantener libres de desechos la planchada, rutas y caminos de acceso, debiendo recogerlos, seleccionarlos y colocarlos en contenedores metálicos o plásticos para su disposición final.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO d. Enterrar en rellenos sanitarios todos los desechos que no sean tóxicos, combustibles o metálicos e. Retirar del sitio todos los residuos metálicos para su disposición, incluyendo turriles y otros contenedores metálicos. Los desechos no metálicos podrán ser enterrados en el sitio.

Artículo 47°.- Para la disposición de los desechos sólidos y líquidos de la perforación. Terminación e intervención, la Responsable debe: a. Usar prioritariamente aditivos de composición química ambientalmente aceptados en los sistemas de lodos. Los productos químicos y tóxicos deben ser claramente marcados y apropiadamente almacenados. Todos los derrames de productos químicos deberán ser inmediata y completamente limpiados. b. Almacenar los residuos líquidos de la perforación en la fosa de lodos. Cuando la construcción de ésta no sea factible, dichos residuos deberán almacenarse en un tanque. Para el almacenamiento de lodos base aceite, fluidos salinos y residuos aceitosos, deberán usarse tanques o en su defecto fosas necesariamente recubiertas con arcilla o material impermeable. c. Disponer adecuadamente los desechos y lodos de perforación de las fosas, de manera que no se constituyan en riesgos para la salud pública y el medio ambiente, Asimismo, proceder al almacenaje de los fluidos degradados o nocivos y/o los desechos sólidos resultantes de las operaciones de perforación. d. En ningún caso proceder a la disposición de lodos base aceite, fluidos salinos o contaminados con sales en los cuerpos de agua superficiales. e. Remitir en el EEIA, para los efectos consiguientes y la aprobación respectiva por la AAC, los planes de disposición de lodos base aceite, salinos o lodos base agua probablemente contaminados con sales. f. En caso de disponer los lodos de perforación base agua en la superficie del terreno, no contravenir las normas establecidas. Si la decisión del operador es disponer los lodos de perforación base agua en cuerpos de agua superficiales, tal operación deberá ser realizada de acuerdo con las previsiones del Reglamento en Materia de Contaminación Hídrica de la Ley del Medio Ambiente No 1333. Un permiso de disposición final deberá ser necesariamente solicitado en el EEIA o en una solicitud complementaría. g. Disponer, de acuerdo a normas establecidas, los recortes de perforación en la fosa de lodos o en la superficie, para cuyo efecto, la Responsable deberá presentar un plan de disposición y eliminación de residuos dentro del EEIA. h. Realizar, previo a s u disposición final, el tratamiento respectivo de los desechos lodosos, cuya acción se inicia con el desecamiento. En ningún caso se permitirá proceder directamente al entierro de éstos.

Artículo 48°.- Para la disposición de fluidos de terminación, intervención y pruebas de terminación del pozo, la Responsable debe: a. Construir una fosa o instalar un tanque con capacidad suficiente para aislar los volúmenes de fluidos de terminación o intervención de la fosa de lodos de perforación. Al finalizar el programa de perforación, el líquido almacenado deberá ser dispuesto mediante el uso de un método aprobado en la DIA o DAA. b. Ubicar y construir la fosa de quema previo análisis del rumbo de los vientos predominantes, para reducir los eventuales riesgos 4e incendio. Dicha fosa deberá ser ubicada a una distancia mínima de 50 metros de la boca de pozo.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO c. Enviar el fluido producido a la línea de flujo y luego a la instalación de producción del campo en tos casos donde sea posible la producción de líquidos. Luego de realizar esta operación, deberá procederse a la descarga del gas separado a una instalación de producción o a una fosa de quema equipada con sistemas de control de emisiones a la atmósfera. d. Transportar y almacenar los hidrocarburos líquidos separados a un tanque cerrado y rodeado por muros cortafuego. En situaciones donde logística y económicamente no sea posible el transporte de estos líquidos a instalaciones receptoras, éstos deberán ser quemados en instalaciones adecuadas con control de emisiones. La disposición final de los indicados líquidos debe ser descrita en el plan de mitigación ambiental contenido en el EEIA. e. Prohibir fumar durante las pruebas de producción en el área de la planchada. f. Utilizar calentadores indirectos de gas para la realización de pruebas de terminación de pozos gasíferos, cuando el c aso así lo requiera.

Artículo 49°.- En los casos en que se requiera disponer los ácidos y aditivos que se hayan utilizado en los trabajos de cementación y/o tratamientos del pozo, esta actividad debe ser realizada de acuerdo a lo dispuesto por el capítulo VII del Reglamento para Actividades con Sustancias Peligrosas de la Ley del Medio Ambiente No 1333. Artículo 50°.- El uso de explosivos y cañones en las operaciones de baleo o pruebas será realizado de acuerdo a normas API. Artículo 51°.- Para la restauración de la planchada, la Responsable debe: a. Acondicionar el área, al finalizar el programa de perforación, intervención y terminación, de acuerdo al Plan aprobado, cuya aplicación dependerá de la continuidad del uso del sitio. b. Restaurar y rellenar todas las fosas de lodos al finalizar el programa de perforación, terminación e intervención, de acuerdo al Plan de Restauración del sitio aprobado por la AAC. c. Acondicionar el área al finalizar el programa de perforación, terminación o intervención de acuerdo al plan aprobado, cuya aplicación dependerá de la continuidad del uso del sitio.

Capítulo De la explotación

IV

Artículo 52°.- Para la selección del sitio de las instalaciones de explotación, pozos de desarrollo, líneas de flujo, baterías y plantas, la Responsable debe evaluar: a. Las áreas que tengan un conocido valor arqueológico y cultural. Antes de la construcción, la ruta seleccionada deberá ser evaluada por un arqueólogo calificado, a fin de determinar la existencia de recursos arqueológicos y culturales. b. Las zonas de alta sensibilidad ambiental tales como: hábitat de fauna silvestre, comunidades de plantas raras y únicas, zonas de recarga de agua subterránea. c. Las áreas en las que se presume dificultad para la revegetación y la restauración de la superficie del terreno. d. La construcción de las obras civiles, de manera que el área utilizada sea la estrictamente necesaria.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Artículo 53°.- Para la preparación del sitio, la Responsable debe: a. Proceder al almacenamiento en la eventualidad de que los suelos, ramas y restos de vegetales cortados sean necesarios para la restauración del sitio, una vez finalizada la etapa de la construcción. b. Retirar selectivamente y proteger el suelo de la erosión, en los lugares donde éste exista, para su uso posterior en la restauración, cuando las operaciones no sobrepasen el ario de actividad.

Artículo 54°.- Para el control del drenaje superficial y prevención de la contaminación, la Responsable debe: a. Construir muros contrafuego para todos los tanques de almacenamiento de hidrocarburos líquidos y aguas de formación, a fin de evitar derrames y propagación del producto al suelo circundante, aguas superficiales o subterráneas. b. Aislar el agua del drenaje superficial en el área susceptible de ser contaminada, a fin de evitar la alteración de otras zonas circundantes. Dicha área deberá ser revestida con una capa impermeable de arcilla o una membrana sintética. Los fluidos contaminados deberán ser almacenados para su tratamiento y disposición. c. Instalar válvulas manuales de apertura y cierre, para controlar el drenaje de las áreas limitadas por los muros cortafuego. Todas las válvulas deberán contar con un mecanismo para prevenir aperturas accidentales. d. Instalar un sistema de retorno en la descarga final, para los eventuales casos en los que se produzcan derrames de fluidos en las áreas de almacenamiento. Cumplir con los limites máximos permisibles para las descargas en los sistemas de drenaje del sitio, de conformidad con lo dispuesto por el anexo A del Reglamento en Materia de Contaminación Hídrica de la Ley del Medio Ambiente No 1333 y el anexo No 4 del presente Reglamento.

Artículo 55°.- Para el control de la contaminación atmosférica, la Responsable debe: a. Asegurar que los hidrocarburos líquidos, gas y desechos aceitosos no sean quemados, y que otros materiales usados o producidos en las operaciones de las instalaciones, no sean incinerados. La quema en fosas abiertas será permisible en condiciones de emergencia o fallas en los equipos, casos en los cuales deberá efectuarse la inmediata comunicación al OSC y a la AAC. b. Incluir un tambor adecuado para la eliminación de líquidos en el sistema de quema. c. Conectar a la fosa de quema, equipos tales como discos de ruptura o similares, cuando estos sean colocados en una instalación que reciba producción de gas de un pozo.

Artículo 56°.- Para el manejo de desechos aceitosos, que se originen en los fondos de tanques, lodos de limpieza de líneas, solventes y aceites de motor, la Responsable debe prohibir la disposición de éstos en las fosas, superficie de la tierra o cuerpos de agua, debiendo presentar un plan de disposición final, en el EEIA, para su revisión y aprobación. Artículo 57°.- Para la adecuada disposición del agua de producción, dicha operación deberá realizarse de acuerdo a lo establecido en el Reglamento en Materia de Contaminación Hídrica de la Ley del Medio Ambiente No 1333. Para este efecto, se recomienda prioritariamente el


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO uso de la técnica de reinyección, la cual será efectuada de acuerdo con un diseño de sistema y operación incluido en el EIA o el MA.

Artículo 58°.- Para el manejo y almacenamiento de hidrocarburos líquidos producidos, la Responsable debe: a. Considerar la instalación de líneas enterradas. b. Ubicar los tanques y líneas de distribución, de manera que se reduzca el eventual daño al suelo, proveniente del movimiento de equipos y vehículos. c. Limitar con muros cortafuego cada tanque o grupo de tanques que contengan hidrocarburos líquidos o algún tipo de fluido, que no sea agua fresca para la batería o la planta de procesamiento. Los muros deben ser diseñados para contener el 110% del volumen del tanque de mayor dimensión. d. Mantener el muro cortafuego en adecuadas condiciones de uso, evitando que en el área circundante a éstos no crezca hierbas u otro vegetal.

Artículo 59°.- Donde existan discos de ruptura o similares en una instalación de presión que reciba producción de fluidos de pozo, ésta deberá estar conectada, mediante una cañería adecuada, a un tanque de ventilación a la atmósfera. La A,AC aprobará en la DIA o DAA el uso de un sistema automático de control u otros métodos para evitar derrames, si el grado de protección es equivalente al que provee el mecanismo de venteo de alivio en un tanque abierto. Artículo 60°.- Para realizar las pruebas de producción, la Responsable deberá conducir los fluidos de éstas a instalaciones receptoras para su tratamiento e incorporación en la producción del campo. Bajo ninguna circunstancia estos fluidos deben ser almacenados en fosas de tierra. Si es necesario almacenar dichos fluidos en tanques, éstos deberán ser cerrados y contar con muros cortafuego. Los gases de pruebas de producción no deben ser emitidos a la atmósfera. En caso de que no sea posible conducirlos a las instalaciones de producción, deberá procederse a la quema en instalaciones equipadas con control de emisiones a la atmósfera. Artículo 61°.- Para la realización de actividades, de intervención menor sin equipos, la Responsable debe disponer de las instalaciones para el almacenamiento, tratamiento y disposición de los fluidos de intervención, además de materiales, aditivos e insumos propios de la actividad, de acuerdo con lo establecido en los Reglamentos de la Ley Nº 1333 y normas API. Artículo 62°.- Para las actividades de restauración y abandono de los sitios, la Responsable debe: a. Ejecutar un programa de muestreo y caracterización del lugar, para determinar la extensión, naturaleza de la contaminación y el eventual uso de la tierra en el lugar Esta información será usada para definir el nivel de restauración requerido y el tipo de tratamiento. b. Actualizar el plan de abandono y restauración del EIA o MA de acuerdo a lo indicado en el inciso anterior. c. Implementar un análisis de riesgo, en situaciones en las que hubiere alta probabilidad de impactos a la salud humana y al medio ambiente.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Capítulo Del transporte

V

Artículo 63°.- Para la selección de la vía, la Responsable debe asegurar: a. Que la vía seleccionada sea elegida en base a un análisis de varias opciones de rutas, para reducir los impactos físicos, biológicos, culturales y socioeconómicos. b. Que cuando exista la necesidad de construir derechos de vía nuevos, esta acción se realice ensanchando los ya existentes, a fin de no afectar áreas adicionales. Igualmente, con carácter previo a la construcción de nuevas rutas de acceso, deberán usarse los caminos anteriormente construidos.

Artículo 64°.- Durante el 'proceso de selección de la vía, la Responsable debe evitar la construcción del ducto sobre: a. Áreas que tengan un conocido valor arqueológico y cultural. Antes de la construcción, la ruta seleccionada deberá ser evaluada por un arqueólogo calificado, a fin de determinar la existencia de recursos arqueológicos y culturales. b. Zonas de alta sensibilidad ambiental tales como: hábitat de fauna silvestre, comunidades de plantas raras y únicas, zonas de recarga de agua subterránea. c. Áreas en las que se presume dificultad para la revegetación y la restauración de la superficie del terreno.

Artículo 65°.- Durante la planificación y selección de la vía la Responsable debe: a. Diseñar los caminos de acceso a la ruta del ducto, para reducir la alteración que pueda causarse al drenaje natural del terreno. b. Mantener una zona de protección adyacente a los ríos, arroyos y lagos, a fin de no alterar el suelo y la vegetación, conservando una distancia de por lo menos Ley Nº 00 metros entre el derecho de vía y los cuerpos de agua. Esta distancia no será aplicable en caso de que el ducto cruce cualquiera de los citados cuerpos de agua.

Artículo 66°.- Para el levantamiento topográfico del derecho de vía, la Res ponsable debe: a. Asegurar que el personal asignado a las labores de topografía realice su trabajo marcando y delimitando los lugares definidos que son de interés arqueológico y cultural, para evitar daños a estos recursos. b. Establecer un ancho para el derecho de vía que contemple las dimensiones máximas permitidas establecidas en el anexo No 5 del presente Reglamento. c. Marcar los límites laterales del derecho de vía con estacas y banderolas. Esta acción debe continuar durante toda la fase de construcción.

Artículo 67°.- Para el desbroce y nivelación del terreno, la Responsable debe: a. Limpiar solamente con herramientas manuales las áreas cercanas a los cruces de agua hasta una distancia de 100 metros, así como las pendientes con inclinaciones mayores a 30%. b. Utilizar maquinaria que minimice la alteración de la superficie y la compactación del terreno. El uso de vehículos debe restringirse a los caminos de acceso e instalaciones dentro de los límites del derecho de vía.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO c. Ubicar las áreas de almacenamiento de vegetación, a una distancia mínima de 100 metros de los cuerpos de agua. d. Prohibir la tala de árboles dentro de los 100 metros adyacentes a los cuerpos de agua, evitando disponer en éstos la vegetación cortada. e. Prohibir la tala de árboles que se encuentren fuera del derecho de vía, excepto cuando se presenten riesgos para las operaciones. f. Disponer en forma apropiada la vegetación cortada, para cuyo efecto podrá ser picada, troceada y desparramada, a fin de evitar la erosión y fomentar la revegetación del lugar. g. Detener las actividades si se descubren lugares de valor arqueológico o cultural, durante el desbroce u operación, hasta que la autoridad pertinente haya sido informada y adopte medidas que aseguren la protección y/o el rescate de estos recursos.

Artículo 68°.- Para la remoción y almacenamiento del suelo. la Responsable debe: a. Depositar dentro del derecho de vía, durante la operación de nivelación todo el suelo para uso futuro en actividades de restauración. El retiro del suelo deberá limitarse al ancho de la zanja abierta para la tubería. b. Prohibir la disposición del suelo en los cuerpos de agua y fuera del derecho de vía. c. Retirar y almacenar selectivamente el suelo, sin mezclar éste con la tierra que posteriormente será extraída de la zanja debiendo mantenerse un mínimo de un metro de distancia entre el lugar donde se encuentran el suelo y la tierra.

Artículo 69°.- Para la instalación y manipuleo de la tubería, la Res ponsable debe. a. Enterrar la tubería por debajo del suelo, en caso de que esta no sea aérea. b. Reducir el tiempo a transcurrir entre la apertura de la zanja, la instalación de la tubería y el rellenado, para evitar que ésta se halle abierta durante un tiempo prolongado. c. Evitar la erosión en el área adyacente a la zanja por descarga de agua extraída proveniente de ésta. d. Proceder a instalar la tubería inmediatamente de abierta la zanja en los lugares con nivel freático alto, para evitar la acumulación de agua dentro de ésta. e. Disponer la tubería de forma que, a intervalos escogidos, se permita el paso de animales, el acceso de vehículos y el drenaje superficial. f. Prohibir la disposición de los electrodos de soldadura usados, sobre el derecho de vía o dentro de la zanja.

Artículo 70°.- Para el relleno de la zanja, la Responsable debe: a. Realizar esta operación con la misma tierra antes de la reposición del suelo. En ningún caso se dispondrán los desechos o restos de madera dentro de la zanja. b. Iniciar el relleno de la zanja inmediatamente después de instalada la tubería para evitar que la misma permanezca abierta durante un tiempo prolongado. c. Construir barreras impermeables, para conducir el flujo de agua infiltrada hacia la superficie del terreno y posteriormente fuera del derecho de vía. d. instalar desagües en la zanja para facilitar el drenaje subterráneo.

Artículo 71°.- Para las pruebas hidrostáticas, la Responsable debe:


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO a. Obtener la aprobación de la AAC en el EIA, para la utilización del agua. b. Realizar las pruebas hidrostáticas de manera que se preserve la seguridad pública, informando a la población que podría ser eventualmente afectada en las áreas donde se realizarán estas actividades. c. Asegurarse de que las tuberías colocadas en los cruces de ríos o en áreas ambientalmente sensitivas con carácter previo a su instalación, no presenten defectos para evitar operaciones de reparación posteriores. d. Limitar la extracción de agua a una cantidad que no sobrepase el 10 % del volumen de cuerpos de agua estáticos, tales como lagos o lagunas, ni el 10 % del flujo de cuerpos de agua dinámicos tales como ríos o arroyos. e. Proteger los recursos piscícolas, donde los hubiere, utilizando rejillas en la toma de agua para evitar la entrada de peces a ésta. f. Ubicar los lugares de extracción de agua a una distancia mínima de dos kilómetros aguas arriba de las tomas de agua potable. g. Descargar el agua usada en las pruebas, aguas abajo de las tomas de agua potable, en la misma cuenca de la que fue extraída, sin causar erosión en las orillas o áreas circundantes. h. Analizar el agua de las pruebas hidrostáticas antes de la descarga, para asegurar que no contenga contaminantes tales como: inhibidores de corrosión, biocidas, glicol u otros químicos. Si esto ocurriera, el agua deberá ser previamente tratada antes de la descarga o reinyección.

Artículo 72°.- Durante la construcción de los ductos en los cruces de agua, la Responsable debe: a. Obtener la aprobación de la AAC como parte del EEIA, antes de la construcción del ducto. La aprobación debe indicar el tipo de procedimiento de construcción usado y las medidas de protección y restauración que serán implementadas. b. Realizar esta operación en el menor tiempo posible, para minimizar los impactos al ambiente acuático. c. Enterrar la tubería por debajo del nivel de profundidad máximo del lecho del río, cubriéndola por lo menos con 1.5 metros de material en el punto más alto de la tubería. d. Instalar tapones y detener la excavación de las zanjas, para evitar el ingreso de agua con lodo en las proximidades de los cuerpos de agua. e. Implementar medidas de control de erosión, para evitar la introducción de sedimentos en los cuerpos de agua adyacentes. f. Retirar todos los desechos de construcción del área de los cruces de agua. Disponiéndolos mediante la aplicación de los procedimientos descritos en el EEIA. g. Prohibir lavar la maquinaria en los cuerpos de agua. h. Prohibir la descarga de combustibles, lubricantes o químicos en los cuerpos de agua.

Artículo 73°.- En caso de que el ducto cruce cuerpos de agua, la Responsable deberá proceder a la instalación de válvulas de apertura y cierre en los lugares de entrada y salida de estos cuerpos, para evitar los derrames que pudieran presentarse. Artículo 74°.- Para el manejo de desechos sólidos y líquidos, la Responsable debe: a. Retirar diariamente, en cuanto sea posible, todos los desechos del derecho de vía.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO b. Recolectar todos los desechos de los campamentos temporales. En los casos en los que sea posible su incineración, dicha operación será efectuada mediante el uso de instalaciones debidamente equipadas con mecanismos de control de emisiones. c. Retirar los contenedores y barriles usados, enviándolos en lo posible al proveedor. d. Equipar todos los campamentos con sistemas aprobados para el tratamiento de aguas servidas. En ningún caso se deben descargar dichas aguas sobre la superficie del terreno o en los cuerpos de agua adyacentes, excepto cuando se haya realizado el correspondiente tratamiento y se cumpla con los límites permisibles. e. Prohibir el rociado de aceites usados sobre los caminos para evitar la emisión de polvo a la atmósfera. f. Almacenar los productos químicos sobre una plataforma impermeable, la cual deberá contar con muros cortafuego, para evitar descargas en caso de derrames. g. Eliminar los desechos provenientes de la limpieza de los ductos, mediante el uso de tratamientos de bioremediación o disponiéndolos únicamente en ubicaciones aprobadas para rellenos sanitarios.

Artículo 75°.- Durante la fase de operación y mantenimiento, la Responsable debe inspeccionar y monitorear las actividades, de acuerdo con lo establecido en el Plan de Aplicación y Seguimiento Ambiental, que además debe incluir información sobre: a. Inspección de fugas y factores que afecten la operación. b. Situaciones en las que se hayan producido fugas y derrames. c. Inspección de los lugares donde' los ductos crucen cuerpos de agua, para verificar que las medidas de control de erosión hayan sido efectuadas correctamente a fin de evaluar la restauración de las orillas y el lecho del río. d. Inspección de los resultados de la revegetación. e. Inspección de áreas sensibles o de alto riesgo, además de la implementación de medidas de mitigación de impacto ambiental.

Artículo 76°.- Para la limpieza y restauración del lugar, la Responsable debe: a. Reacondicionar todo terreno en el derecho de vía, a fin de restablecer sus propiedades y posterior uso. b. Restablecer el derecho de vía con. una cubierta vegetal a tiempo de proceder a la nivelación del terreno. c. Restaurar todos los drenajes superficiales a su condición original o equivalente.

Capítulo De la industrialización

VI

Artículo 77°.- Para la selección del lugar y la construcción de las instalaciones, la Responsable debe considerar las condiciones meteorológicas, particularmente la dirección de los vientos predominantes, para evitar la contaminación atmosférica de comunidades aledañas. Artículo 78°.- Para la construcción de instalaciones nuevas, la Responsable debe mantener una zona de protección de 300 metros, entre el límite de la planta y el área poblada más cercana.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Artículo 79°.- Para el manejo del drenaje en las instalaciones industriales, la Responsable debe: a. Recoger las aguas acumuladas de las precipitaciones pluviales para su desvío por medio de diques, alcantarillas y zanjas. Este sistema debe evitar la erosión dentro de los límites de la planta. b. Diseñar un sistema de drenaje, para recolectar el agua pluvial por medio de diques, alcantarillas y desagües hacia un sistema de recolección o un cuerpo de agua. c. Conducir las aguas contaminadas de rebase producto de la actividad industrial, a una fosa de recolección revestida con arcilla o con un material sintético impermeable, y/o a una pileta API, para su tratamiento posterior para cumplir con los límites del Reglamento de Contaminación Hídrica de la Ley del Medio Ambiente No 1333, a fin de proceder a su posterior descarga. d. Usar válvulas de cierre manual para el drenaje de aguas en áreas en las que se hallen construidos muros cortafuego. Todas las válvulas deberán contar con un dispositivo de seguridad para evitar descargas o liberación accidental.

Artículo 80°.- Para el manejo de desechos y residuos sólidos y líquidos, la Responsable debe aplicar los principios aceptados para el manejo de desechos en lo que se refiere a la reducción, uso repetido, reciclaje y recuperación, para reducir la cantidad de desechos generados como resultado de las operaciones industriales. Los desechos sólidos y líquidos deberán ser manejados y dispuestos desde el punto de origen hasta su disposición final, para cumplir con los límites establecidos en el Reglamento en Materia de Contaminación Hídrica y de Gestión de Residuos Sólidos de la Ley del Medio Ambiente No 1333 y los requerimientos estipulados por esta reglamentación. Artículo 81°.- Para la disposición de desechos sólidos y líquidos en instalaciones industriales, la Responsable debe: a. Mantener las instalaciones de acuerdo con las normas de Seguridad Industrial. b. Asegurar que todo material de desecho se encuentre marcado y almacenado en un lugar apropiado, para su posterior disposición final. c. Asegurar que los trabajadores se mantengan adecuadamente entrenados en el manejo y eliminación de desechos y sean informados de los riesgos potenciales contra la salud. d. Proporcionar a los trabajadores equipos de protección para el manejo de desechos.

Artículo 82°.- El manejo y eliminación de desechos durante la realización del proceso industrial debe ser debidamente documentado, registrando el procedimiento de disposición, manejo de volúmenes, tipo, calidad, métodos de reciclaje y destino final. Asimismo, deberá elaborarse y ejecutarse un plan de manejo, reciclaje y disposición de desechos, como parte del EEIA o el MA, que incluya la siguiente información: a. Identificación de todos los desechos sólidos y líquidos generados durante los diferentes procesos. b. Determinación mensual de los volúmenes para cada tipo de desecho. c. Descripción de los procedimientos de registro de los desechos. d. Identificación de los procedimientos de manejo, tratamiento y disposición, de acuerdo al tipo de desecho. e. Ubicación de todos los lugares donde se encuentren las fosas sanitarias.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO f. Descripción de todos los incineradores en funcionamiento. g. Descripción de los diferentes procedimientos para el tratamiento de desechos aceitosos. h. Descripción de todas las medidas de protección utilizadas para la seguridad del trabajador durante el manejo de desechos.

Artículo 83°.- Por razones de seguridad industrial, la Responsable no deberá proceder a la incineración de desechos dentro de instalaciones industriales en fosas de incineración abiertas, en barriles o áreas abiertas. Artículo 84°.- La Responsable debe contar con sistemas de quema e incineradores diseñados, construidos y operados de manera que cumplan con las normas sobre emisiones atmosféricas y ruidos, del Reglamento en Materia de Contaminación Atmosférica de la Ley del Medio Ambiente No 1333. Artículo 85°.- Para el manejo y disposición de desechos líquidos, la Responsable debe: a. Recuperar los desechos líquidos antes de considerar las opciones de su disposición. b. Prohibir las descargas de los desechos líquidos sin tratamiento, emergentes de los procesos de industrialización, incluyendo la purga de torres de enfriamiento, glicoles, solventes, ácidos y cáusticos, aceites lubricantes usados y otros desechos de procesos especializados en tos rellenos de tierra, en las fosas del lugar, sobre la superficie del terreno o en los cuerpos de aguas superficiales. c. Impermeabilizar los depósitos de aguas de proceso revistiéndolos con arcilla compacta o un material sintético, para evitar la contaminación de aguas subterráneas.

Artículo 86°.- Para la disposición de desechos líquidos por reinyección en un pozo, la Responsable deberá obtener la aprobación de este procedimiento en el EEIA o MA y considerar lo siguiente: a. b. c. d. e.

El origen de los desechos y el análisis químico. Volumen y frecuencia de la eliminación. Naturaleza del yacimiento receptor. Compatibilidad del fluido con la formación receptora. Programas de monitoreo para verificar la reinyección de los desechos en los niveles determinados.

Artículo 87°.- Para la identificación de fuentes de emisiones de gas en instalaciones industriales, la Responsable deberá elaborar un inventario de emisiones anuales. La metodología de medición deberá ser remitida al OSC como parte del PASA del EEIA o MA. Adicionalmente, este informe deberá identificar las medidas de control que anualmente son incorporadas y el lugar donde las emisiones son mayores que el año pasado. Este inventario deberá consignar también la identificación de: a. El venteo deliberado. b. Las fuentes fugitivas de mayor emisión que incluyen tanques, venteo de gas, sistemas de tratamiento de aguas de desecho y otras fuentes de emisiones significativas.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Artículo 88°.- Todos los desechos gaseosos deberán ser quemados, excepto durante el paro y puesta en marcha de las instalaciones, previa aprobación expresa del OSC y la supervisión y fiscalización por parte de Y.P.F.B. Artículo 89°.- La Responsable debe diseñar, construir y operar las instalaciones de los sistemas de quema e incineración, para cumplir con los límites establecidos por el Reglamento en Materia de Contaminación Atmosférica de la Ley del Medio Ambiente No 1333. Artículo 90°.- Para la eliminación de la descarga de líquidos, la Responsable debe implementar un sistema de trampa de líquidos, en el sistema de quema. Artículo 91°.- Para el manipuleo y almacenamiento de productos, la Responsable debe: a. Equipar los tanques de almacenamiento de productos con alarmas y sistemas de detección de fugas. b. Inspeccionar, los tanques de almacenamiento periódicamente, para evitar y controlar fugas de productos. c. Conectar todos los tanques de almacenamiento a tierra, para evitar descargas de electricidad estática. d. Instalar en todos los tanques de almacenamiento un sistema para prevenir la corrosión.

Artículo 92°.- Para la restauración del sitio, la Responsable debe: a. Implementar un programa de muestreo de caracterización del lugar, para determinar la extensión y naturaleza de la contaminación y el uso eventual de la tierra en el lugar. b. Requerir un análisis de riesgos, para prever eventuales impactos a la salud pública y al medio ambiente. c. Ejecutar, en caso necesario, un programa para la restauración de aguas subterráneas y/o superficiales contaminadas.

Capítulo Del mercadeo y distribución

VII

Artículo 93°.- Cuando se construyan instalaciones nuevas para cl mercadeo y distribución de derivados de hidrocarburos, la Responsable debe mantener una zona de protección entre el límite de las instalaciones y el área poblada más cercana, de acuerdo a las distancias establecidas por las normas de Seguridad industrial. Artículo 94°.- Para la preparación del sitio, la Responsable debe almacenar el suelo que fue removido como resultado de las actividades de limpieza, a fin de proceder, si corresponde, al posterior reacondicionamiento de sitios de operación. Artículo 95°.- El diseño y fabricación de todos los tanques de almacenamiento subterráneos, sistemas de almacenamiento y cañerías deben ser realizados, de acuerdo con las normas técnicas contenidas en los Reglamentos para:


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO a. Construcción y operación de Estaciones de Servicio de, Combustibles Líquidos ; R.M.. 88/92, de Agosto de 1992. Estas especificaciones para este tipo de tanques están también definidas en la Norma No -CCL-200. b. Construcción y Operación de Plantas de Almacenaje de Combustibles Líquidos, R.M..89/92, de Agosto de 1992. c. Almacenaje y operación de Estaciones de Gas Natural Comprimido (G.No.C.), R.M. 120/92, de Diciembre de 1992. d. Construcción y Operación de Plantas de Distribución de GLP en Garrafas, R.M.. 42/93, de Marzo de 1993.

Artículo 96°.- Para el retiro de un tanque de almacenamiento subterráneo, la Responsable debe realizar las siguientes acciones: a. Extraer el producto líquido del tanque. b. Extraer el lodo del fondo del tanque y disponerl9 en un lugar aprobado por la AAC, para cuyo efecto, deberán utilizarse métodos de bioremediación o disposición en un relleno sanitario. c. Purgar los tanques de todos los vapores e inspeccionarlos para determinar la inexistencia de éstos.

Artículo 97°.- Con carácter previo al inicio de la construcción de instalaciones la Responsable debe registrar cada tanque nuevo de almacenamiento subterráneo remitiendo al OSC la siguiente información: a. b. c. d. e. f. g. h. i.

Nombre y dirección del propietario. Dirección de la instalación comercial. Capacidad de almacenamiento del tanque. Tipo de producto almacenado. Año de instalación del tanque. Tipo de tanque (nombre del fabricante, material y especificaciones). Tipo de tubería. Sistemas de protección contra la corrosión. Nombre del contratista que instaló el tanque.

Artículo 98°.- Para el almacenamiento y manejo de productos, la Responsable debe: a. Inspeccionar los tanques de almacenam iento periódicamente, para evitar y controlar fugas de productos que puedan contaminar el suelo o aguas superficiales y/o subterráneas. b. Conectar todos los tanques de almacenamiento a tierra, para evitar descargas de electricidad estática. c. Instalar en todos los tanques de almacenamiento un sistema para evitar la corrosión.

Artículo 99°.- Para el transporte de productos derivados de hidrocarburos, en camiones cisterna y barcos, la Responsable debe mantener todos los tanques, tuberías, válvulas y mangueras en perfectas condiciones de operación, a fin de evitar fugas y derrames accidentales e instalar en todos los vehículos, los siguientes instrumentos: a. Equipos para el control de incendios y otras emergencias que podrían producirse durante la operación.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO b. Equipos de contención de derrames. c. Letreros que indiquen claramente el tipo del producto que se transporta.

Artículo 100°.- Durante los procedimientos de carga y descarga, la Responsable debe instalar una conexión hermética o utilizar un procedimiento adecuado, para evitar la fuga de vapores a la atmósfera. Artículo 101°.- Durante la carga y descarga de productos, la Responsable debe adoptar medidas que eviten la generación de chispas. Artículo 102°.- La Responsable debe realizar entrenamientos periódicos al personal que realice la actividad de carga y descarga de los productos. Dicho entrenamiento contendrá procedimientos y reacciones ante la presencia de derrames o emergencias con el objeto de prevenir la salud pública y evitar daños al ambiente, debiendo mantener un registro de dichos entrenamientos para el respaldo correspondiente. Artículo 103°.- En los lugares de venta de productos la Responsable debe mantener equipos para recolectar aceites y grasas usados. debiendo realizar un registro diario del volumen de éstos, además de su destino y ubicación final. Artículo 104°.- Para el manejo de fosas sanitarias, la Responsable debe: a. Disponer sistemas adecuadamente diseñados y construidos para evitar daños a la salud pública. Dicha construcción deberá ser efectuada por encima del nivel freático ubicándosela en la parte más baja del declive natural del sitio. b. Cubrirlos por lo menos con un metro de suelo. construyendo alrededor de éstos, muros de contención para prevenir la entrada de las aguas pluviales y desagües. c. Construirlos alejados de los suministros de agua destinados al consumo humano y de los cuerpos naturales de agua, tales como: ríos, lagos y lagunas. d. Ubicar estos sistemas a una distancia mínima a los cuerpos de agua de 100 metros y de 180 metros a los pozos de agua destinados al consumo humano. e. Añadir cal u otro tipo de químico similar a las fosas sanitarias, para el tratamiento de los desechos sanitarios, evitando de esta manera el establecimiento de focos de infección.

Artículo 105°.- Para la restauración de sitios, la Responsable debe: a. Elaborar y ejecutar un programa de m uestreo de caracterización del lugar, para determinar la extensión, naturaleza de la contaminación y el eventual uso de la tierra. Esta información será necesaria y requerida para efectuar la restauración. b. Requerir un análisis de riesgos, para prever eventuales impactos a la salud pública y al medio ambiente.

Capítulo De las actividades de apoyo

VIII

Artículo 106°.- Durante las operaciones de movilización emergentes de las actividades del sector hidrocarburos, la Responsable, cuando sea posible, debe utilizar instalaciones existentes, tales como campamentos, caminos, helipuertos, aeropuertos, pistas y puertos.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Artículo 107°.- Para la evaluación y selección de las opciones de movilización, la Responsable debe: a. Determinar el tiempo y tipo de transporte seleccionado que será necesario utilizar durante las fases de construcción y operación. b. Evaluar los impactos ambientales potenciales que puedan producirse como resultado del tipo de transporte y rutas elegidas. c. Elaborar y cumplir planes, que son parte del EEIA, para reducir la invasión eventual o incontrolada de gente del lugar u otras personas ajenas a las operaciones, especialmente a los parques nacionales y áreas ecológicamente sensibles. d. Propender a minimizar la alteración y/o modificación de las condiciones de la superficie, topografía e hidrología del terreno, una vez que se haya elegido el tipo de transporte. e. Seleccionar la ruta para evitar posibles daños a zonas ambiental, social y culturalmente sensibles, las mismas que por sus características puedan ser afectadas.

Artículo 108°.- En zonas donde sea requerida la construcción de caminos nuevos o vías de acceso, la Responsable debe: a. Asegurar que los acuerdos de derecho de vía sean negociados con los propietarios con anterioridad a la construcción de éstas. b. Evitar y prevenir, en lo posible, la introducción de sedimentos dentro de los cuerpos de agua. c. Reducir la interferencia de las operaciones sobre el drenaje natural, en los lugares donde existan cruces a los cuerpos de agua. d. Controlar estas actividades dentro del área de operaciones, a fin de reducir su interferencia fuera de dicha área, mediante el control de la erosión. e. Estabilizar los bordes de los terraplenes para minimizar la erosión.

Artículo 109°.- Para la selección y construcción de operaciones temporales o permanentes, la Responsable debe: a. Planificar la ubicación y construcción de campamentos y caminos de acceso desde el punto de vista ambiental. b. Seleccionar el sitio que presente el mínimo riesgo sobre la fauna, flora y las comunidades locales. c. Preservar la vegetación superficial y conservar el suelo para la restauración. d. Seleccionar y construir las instalaciones en el sitio, tomando en cuenta especialmente el tiempo que el mismo será utilizado. e. Evitar y controlar la presencia de insectos, principalmente de mosquitos para evitar la propagación de plagas y enfermedades en los campamentos. f. Controlar los accesos a los campamentos líneas sísmicas y helipuertos, mediante el uso de barreras u otros similares, a fin de prevenir y evitar el establecimiento no planificado de gente del lugar, y otras personas ajenas a las operaciones.

Artículo 110°.- Para el manejo de los campamentos, pistas y helipuertos, la Responsable debe: a. Ubicar toda unidad. equipo o instrumento que no sea esencial para las operaciones de los campamentos temporales, en el campamento base.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO b. Contar con un área mínima esencial para realizar las operaciones en los campamentos, de acuerdo con los requerimientos de seguridad industrial. c. Construir los contornos de los campamentos a ser instalados, de manera que no alteren los límites naturales generalmente irregulares, evitando el contraste con el paisaje natural. Cuando sea posible, los campamentos deben ser ubicados en lugares previamente utilizados. d. Retirar todos los materiales utilizados en los c ruces de ríos y quebradas tales como árboles y troncos, para restaurar el cauce natural de las aguas a la finalización de las operaciones.

Artículo 111°.- Para el tratamiento de aguas servidas, la Responsable debe asegurarse de que los campamentos se hallen equipados con instalaciones aprobadas para el tratamiento de tales aguas. El tipo de instalación que será usado debe ser especificado en el programa de prevención y mitigación del EIA y en el PAA del MA. Las aguas residuales no podrán ser vertidas en la superficie del terreno o cuerpos de agua, excepto cuando cumplan los límites de descarga requeridos por el Reglamento en Materia de Contaminación Hídrica de la Ley del Medio Ambiente No 1333. Artículo 112°.- Para el manejo de fosas sanitarias, una vez concluidas las operaciones, la Responsable debe preservar y proteger la tierra extraída durante la construcción de la fosa o instalaciones similares, para la restauración. Artículo 113°.- A tiempo de realizar la disposición de los desechos sólidos y líquidos de los campamentos, la Responsable podrá incinerarlos o disponerlos en rellenos sanitarios, excepto aquellos derivados de hidrocarburos. Artículo 114°.- Para la incineración de desechos sólidos y líquidos, la Responsable debe: a. Utilizar instalaciones equipadas con sistemas de control de emisiones atmosféricas. b. Incinerar todo residuo combustible y convertirlo en ceniza inerte, para evitar la eventual contaminación de suelos o aguas. c. Contar con una chimenea y un arresta-llamas, para lograr una combustión completa. d. Mantener en adecuadas condiciones de uso las instalaciones de incineración, de manera que sus componentes sean reparados a la brevedad posible. e. Instalar un sistema de inyección de aire para obtener una combustión completa.

Artículo 115°.- Para el uso de rellenos sanitarios, la Responsable debe realizar esta actividad de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos de la Ley de Medio Ambiente No 1333. Artículo 116°.- Para la extracción de agua, la Responsable debe: a. Limitar la extracción de agua a una cantidad que no sobrepase el 10 % del volumen de cuerpos de agua estáticos tales como lagos o lagunas, ni el Ley Nº 0 % del flujo de cuerpos de agua dinámicos tales como ríos o arroyos. b. Ubicar las bombas y equipos fuera de la orilla de la fuente de agua, a una distancia mínima de, 20 metros. Un muro cortafuego deberá ser construido alrededor de estos equipos para prevenir derrames de combustibles o lubricantes dentro del cuerpo de agua.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO c. Utilizar, donde existan poblaciones de peces, rejillas o filtros en la torna de agua, para evitar daños a estas especies. d. Desbrozar y limpiar la vegetación solamente con herramientas manuales, dejando las raíces en su sitio, para proveer el acceso a la fuente de agua. Estos desechos vegetales deben ser dispuestos, troceados y picados en el suelo para la restauración del sitio.

Capítulo IX De los planes de contingencia para derrames de petróleo, derivados de hidrocarburos, agua de producción y químicos Artículo 117°.- La Responsable de las actividades petroleras deberá preparar y presentar, como parte componente del EEIA o el MA, un Plan de Contingencias para contrarrestar emergencias y derrames de petróleo, derivados de hidrocarburos, agua de formación y químicos, de acuerdo con los Reglamentos de Prevención y Control Ambiental de la Ley de Medio Ambiente No 1333 y el presente Reglamento. Artículo 118°.- Los planes de Contingencia deben ser actualizados anualmente y debiendo contar como mínimo con los siguientes componentes: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. l.

La política de la Responsable. Objetivos y alcance. Área Geográfica. Identificación de áreas ambiental y culturalmente sensibles que requerirán atención en el caso de producirse un derrame. Análisis de riesgo y comportamiento de derrames. Organigrama del plan. Seguridad Industrial. Respuestas operacionales, incluyendo requerimientos de notificación y procedimientos. Localización del equipo mínimo para el control. Entrenamiento. Medidas de mitigación y restauración para casos en los que se presenten derrames. Cooperación operacional con otras Responsables y organizaciones gubernamentales.

Artículo 119°.- El Plan de Contingencias debe identificar procedimientos específicos, personal y equipo para la prevención, control y limpieza de los derrames de petróleo, condensado, productos refinados, químicos y agua salada. Artículo 120°.- El Plan de Contingencias debe contener un detalle de equipos de comunicación y procedimientos para establecer una comunicación ininterrumpida de enlace entre los representantes gubernamentales, el OSC y otras entidades requeridas. Artículo 121°.- Todo el personal de supervisión y operación deberá recibir entrenamiento sobre el Plan de Contingencias incluyendo los simulacros, debiendo registrar sus resultados. Este plan es útil únicamente si el personal operativo conoce su contenido y propósito. Artículo 122°.- La Responsable debe adquirir e instalar el equipo para la atención de derrames y limpieza identificado en el Plan. Dicho equipo será ubicado de acuerdo con los requerimientos especificados en éste.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Artículo 123°.- En caso de derrames de petróleo, condensado, derivados de hidrocarburos, agua salada o de producción y/o químicos, la Responsable debe tomar acciones inmediatas para contener y limpiar completamente el derrame. Artículo 124°.- Todos los derrames de hidrocarburos, agua salada o químicos fuera del sitio o dentro del sitio cuyos volúmenes sean superiores a 2 metros cúbicos (2 m3), deben ser inmediatamente comunicados al OSC. Artículo 125°.- En la eventualidad de producirse un derrame, la Responsable en un plazo no mayor a los 10 días hábiles siguientes a éste, deberá efectuar la comunicación al OSC, presentando en forma escrita la siguiente información: a. Hora y fecha en que ocurrió el derrame. b. Descripción de las principales circunstancias del derrame. c. Argumentación detallada de los procedimientos de operación y recuperación de derrames utilizados. d. Exposición de los procedimientos a ejecutarse para prevenir en el futuro derrames similares. e. Descripción del programa propuesto para la rehabilitación del sitio.

Artículo 126°.- La Responsable debe asegurarse de que los componentes del Plan de Contingencia, cumplan con los Reglamentos de Seguridad Industrial. Títu lo De las dispo siciones transitor ias capitulo único

III

Artículo 127°.- Mientras se pongan en vigencia las guías y manuales previstos en el Art. 3 del presente Reglamento, las Responsables aplicarán las prácticas ambientales internacionalmente aceptadas en el sector hidrocarburos. Artículo 128°.- La responsabilidad sobre el pasivo ambiental se regirá de acuerdo a lo dispuesto por el Art. 109 del Reglamento General de Gestión Ambiental de la Ley del Medio Ambiente No 1333. Los Señores Ministros de Estado en los Despachos de Hacienda y sin Cartera Responsable de Desarrollo Económico, y el Señor Superintendente de Electricidad e Hidrocarburos a. i., quedan encargados de la ejecución y cumplimiento del presente Decreto Supremo. Reglamento Anexo al Decreto Supremo Nº 24335 promulgado a los diecinueve días del mes de julio de mil novecientos noventa y seis años. Fdo. GONZALO SANCHEZ DE LOZADA, Antonio Aranibar Quiroga, Carlos Sánchez Berzaín, Jorge Otasevic Toledo, José Guillermo Justiniano Sandoval, René Oswaldo Blattmann Bauer, Fernando Candia C., Freddy Teodovich Ortiz, Moisés Jarmúsz Levy, Reynaldo Peters Arzabe, Guillermo Richter Ascimani, Alfonso Revollo Thenier, Jaime Villalobos Sanjinés.

Anexo Glosario siglas y definiciones

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De conformidad a lo señalado en el art. 12 del presente Reglamento, a continuación se indica el contenido y alcance de la siguientes siglas y definiciones:


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO a.- Siglas: - AA: Auditoría Ambiental - AAC: Autoridad Ambiental Competente - API: American Petroleum Institute - DAA: Declaratoria de Adecuación Ambiental - DíA: Declaratoria de Impacto Ambiental - EIA: Evaluación Impacto Ambiental - EEIA: Estudio de Evaluación Impacto Ambiental - FA: Ficha Ambiental - MA: Manifiesto Ambiental - MDE: Ministerio de Desarrollo Económico - MDSMA: Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente - PASA: Plan de Aplicación y Seguimiento Ambiental - OSC: Organismo Sectorial Competente de la Secretaría Nacional de Energía - SSMA: Subsecretaria de Medio Ambiente b.- Definiciones. Se indica, cuando corresponde, la fuente de la cual se ha tomado literalmente la definición. ANALISIS DE RIESGO: Documento relativo al proceso de identificación del peligro y estimación del riesgo, que puede formar parte del EE IA y del MA. ÁREA DE OPERACIÓN: Sitio determinado para desarrollar actividades petroleras. ARRESTA-LLAMAS: Dispositivo instalado en el extremo de una tubería de venteo en recipientes de almacenamiento de hidrocarburos, ubicado antes de la válvula de venteo. Su diseño permite el paso de los gases inflamables, pero en caso de incendio, el fuego no puede atravesar en sentido inverso. AUTORIDAD AMBIENTAL COMPETENTE: El Ministro de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente a través de la SNRNMA y de la SSMA a nivel nacional, y a nivel departamental los Prefectos a través de las instancias ambientales de su dependencia. (Art. 7 Reglamento de Prevención y Control Ambiental).


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO BIOREMEDIACION: Proceso para el tratamiento de suelos contaminados con hidrocarburos. Se utilizan bacterias existentes en el. suelo o bacterias artificiales con adición de nutrientes para descomponer las cadenas de hidrocarburos en cadenas más sencillas. Este tratamiento puede realizarse mediante la aplicación de un proceso de mezcla activado por maquinarias o un proceso que implique únicamente el esparcimiento del suelo contaminado. BRECHA: Vía que se abre en el área de operación, para realizar las operaciones geofísicas motorizadas u otras en las que se utiliza maquinaria pesada. CAMPO: Área de suelo debajo de la cual existen uno o más reservorios en una o más formaciones en la misma estructura o entidad geológica. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). CAPACIDAD EQUIVALENTE DE LA TIERRA: La aptitud del suelo para desarrollar varios usos después de la restauración. Dicha aptitud debe ser similar a la que existió antes de que una actividad sea realizada sobre el terreno. COMERCIALIZACIÓN DE PRODUCTOS REFINADOS E INDUSTRIALIZADOS: La compraventa de petróleo, gas licuado de petróleo, gas natural y los derivados resultantes de los procesos de explotación, efectuada por el titular de un contrato de riesgo compartido con Y.P.F.B. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). DERIVADOS: El gas licuado de petróleo (GLP) y los demás productos resultantes de los procesos de explotación. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). DERECHO DE VÍA: Senda o camino que se uiliza para la construcción, operación y mantenimiento del ducto. EXPLORACIÓN: El reconocimiento geológico de superficie, levantamientos aerofotogramétricos, topográficos, gravimétricos, magnetométricos, sismológicos, geoquímicos, perforación de pozos y cualquier otro trabajo tendiente a determinar la existencia de hidrocarburos en un área geográfica. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No. 1689). EXPLOTACIÓN: La perforación de pozos de desarrollo, tendido de líneas de recolección, construcción de plantas de almacenaje, plantas de procesamiento e instalaciones de separación de fluidos, y toda otra actividad en el suelo o en el subsuelo dedicada a la producción, recuperación mejorada, recolección, separación, procesamiento, compresión y almacenaje de hidrocarburos. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). FOSA SANITARIA: Una construcción séptica para el tratamiento de aguas servidas, donde se realiza una combinación del proceso aeróbico y/o anaeróbico para la descomposición de componentes sólidos y líquidos de dichas aguas GAS NATURAL: Los hidrocarburos que en condición normalizada de temperatura y presión se presentan en estado gaseoso. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). HIDROCARBUROS: Los compuestos de carbono e hidrógeno, incluyendo sus elementos asociados que se presentan en la naturaleza, ya sea en el suelo o en el subsuelo, cualquiera que sea su estado físico. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689).


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO INDUSTRIALIZACIÓN: Todos aquellos procesos de transformación de los productos de refinación, incluyendo la petroquímica, en la cual también se utilizan hidrocarburos en su estado natural. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). INTERVENCIÓN DE POZO: Proceso de reperforación, rehabilitación, limpieza o reacondicionamiento de un pozo existente para mejorar la producción de petróleo o gas. LIMPIEZA: La remoción o neutralización de substancias químicas o materiales peligrosos del sitio para prevenir, minimizar o mitigar cualquier daño potencial. LÍQUIDOS LIXIVIADOS: Fluidos tóxicos o no, que se recolectan bajo los rellenos sanitarios producidos por percolación en el suelo. LODOS SALINOS: Lodos de perforación con base de Ca Cl2, Ca (NO3)2 , KCI u otras sales. MANEJO: Recolección, almacenamiento, transporte y disposición de suelos, vegetación, desechos sólidos, líquidos, gaseosos o sustancias peligrosas. MATERIAL SINTÉTICO: Sustancia artificial impermeable de características similares al polietileno u otros materiales con propiedades semejantes, que se utilizan para prevenir la infiltración de líquidos en fosas o suelos. MERCADEO Y DISTRIBUCIÓN: Proceso de distribución y venta de derivados de petróleo, que inicia desde las instalaciones de almacenamiento hasta la venta del producto al detalle. Esta etapa incluye las terminales, estaciones de gasolina, distribución de aceites y lubricantes, estaciones de servicio, plantas de garrafas de GLP, camiones, cisternas, distribución por ferrocarril y en los aeropuertos. MURO CORTAFUEGO: Obstáculo artificial o barrera instalada para prevenir derrames o accidentes de materiales contaminantes del ambiente. ORGANISMOS SECTORIALES COMPETENTES: Ministerios y Secretarías nacionales que representan a sectores de la actividad nacional, vinculados con el medio ambiente. PARO Y PUESTA EN MARCHA: Proceso de mantenimiento de las instalaciones' industriales que implica suspensión y reiniciación de actividades. PERFORACIÓN: Actividad específica para la realización de un pozo petrolero, que cubre las etapas de descubrimiento, delimitación y desarrollo de reservorios. PLANCHADA: Sitio o lugar especifico donde se realiza la actividad de perforación. PLAN DE ABANDONO: Procedimientos para la remoción de equipos sobre la superficie o enterrados en el sitio, la restauración del suelo, aguas subterráneas y superficiales y la posterior reforestación, para obtener un uso de tierra similar a las condiciones previas al desarrollo del proyecto obra o actividad. PETRÓLEO: Los hidrocarburos que en condición normalizada de temperatura y presión se presentan en estado líquido, así como los hidrocarburos líquidos que se obtienen en los procesos de separación del gas. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689).


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO PREDIO: Espacio definido para usos industriales, otorgado por Estado en forma temporal o definitiva. PROSPECCIÓN SUPERFICIAL: Actividades que comprenden la exploración sin incluir la perforación exploratoria. Incluye la prospección aeromagnética., geoquímica,. Sísmica utilizando explosivos o vibradores. RECONOCIMIENTO SUPERFICIAL: Los trabajos de reconocimiento geológico de superficie, aerofotogramétricos, por sensores remotos, topográficos, gravimétricos, magnetométricos, sismológicos, geoquímicos, la perforación de pozos destinados a los trabajos sísmicos y los demás trabajos ejecutados para determinar las posibilidades hidrocarburíferas. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). REFINACIÓN: Los procesos que convierten el petróleo en productos genéricamente denominados carburantes, combustibles líquidos o gaseosos, lubricantes, grasas, parafinas. asfaltos, solventes y otros subproductos que generen dichos procesos. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). REFORESTACIÓN: El restablecimiento de una cubierta vegetal compatible con áreas adyacentes no alteradas. Esta cubierta puede incluir pastos, arbustos o árboles dependiendo del tipo de terreno. RELLENO SANITARIO: Obra de ingeniería para la disposición final y segura de residuos sólidos en sitios adecuados y bajo condiciones controladas, para evitar daños al ambiente y la salud pública. (Art. 9 del Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos). RESERVORIO: Uno o varios estratos bajo la superficie que estén produciendo o que sean capaces de producir hidrocarburos con oíl sistema común de presión en toda su extensión, en los cuales los hidrocarburos estén completamente rodeados por roca impermeable o agua. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). RESIDUOS SÓLIDOS O BASURA: Materiales generados en los proceso de extracción. beneficio, transformación producción, consumo, utilización, control, reparación o tratamiento, cuya calidad no permite usarlos nuevamente en los procesos que los género,. que pueden ser objeto de tratamiento y/o reciclaje. (Art. 9 del Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos ). RESPONSABLE: La persona natural o jurídica, nacional o extranjera que haya suscrito o que suscriba contratos de riesgo compartido. contratos de operación y/o asociación o haya obtenido una licencia o concesión para realizar actividades relacionadas con la industria de hidrocarburos, o que opere con derivados de petróleo y/o gas natural en el territorio boliviano. RESTAURACIÓN: Un sistema de actividades que tiene por objeto la descontaminación del suelo, agua superficial o subterránea de un sitio determinado. SENDA: Corte continuo de vegetación para la unión de dos o más puntos de interés. Es de carácter temporal y debe ser restaurada mediante barreras formadas con la misma vegetación cortada. que controle el acceso y la erosión de origen pluvial.


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INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO SUELO: Capa orgánica y mineral no consolidada que sustenta la vida vegetal la misma que se encuentra sobre la superficie de la tierra. SUSTANCIA PELIGROSA: Aquella sustancia que presente o conlleve, entre otras, las siguientes características intrínsecas : corrosividad, explosividad, inflamabilidad, patogenicidad, bioinfecciosidad, radioactividad, reactividad y toxicidad, de acuerdo a pruebas estándar. (Art. 8 del Reglamento para Actividades con Sustancias Peligrosas). TAPONES: Bloques de tierra ubicados en la zanja del ducto, a ambos lados de los cruces de agua para prevenir la entrada de agua y sedimentos. TRANSPORTE: Toda actividad para trasladar o conducir de un lugar a otro hidrocarburos o sus derivados por medio de tuberías utilizando para ello diversos medios e instalaciones auxiliares. que incluyen el almacenaje necesario para esta actividad y que excluyen la distribución de gas natural por redes. (Art. 8 de la Ley de Hidrocarburos No 1689). ZANJAS DE CORONACIÓN: Canal construido alrededor de un terreno, camino o planchada, de perforación para evitar el ingreso de aguas de desagües pluviales naturales al área de operación y en emergencias para la retención de cualquier derrame de hidrocarburos en el caso de un descontrol del pozo.

Anexo 6 Convenio interinstitucional entre los ministerios de desarrollo sostenible y medio ambiente y de desarrollo económico, sobre la reducción de plazos para la obtención de los permisos y licencias ambientales En aplicación del Art. 13 del Reglamento de Prevención y Control ambiental Decreto Supremo Nº 24176 del 8 de diciembre de 1995 de la Ley del Medio Ambiente No 1333, de 27 de Abril de 1992, mediante el presente Convenio Interinstitucional se acuerda los siguiente; Primero.- (Partes intervinientes). Son partes intervinientes del Siguiente Convenio: El Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente, representado por el Ministro del ramo, señor Moisés Jarmuz Levy. El Ministerio de Desarrollo Económico, representado por el Secretario Nacional de Energía, Lic. Mauricio González Sfeir. Segundo.- (Antecedentes). Como producto de amplio análisis y acuerdos entre el Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente, la Secretaria Nacional de Energía y las Empresas petroleras que desarrollan actividades en Bolivia, se ha determinado la necesidad de reducir los plazos establecidos en el Reglamento No 1333, en lo que se refiere a los procedimientos de aprobación de la Ficha Ambiental, el Manifiesto Ambiental y los Estudios de Evaluación del Impacto Ambiental, en atención a que los mismos fijan períodos de tiempo considerablemente extensos para la obtención de las licencias y permisos ambientales, evitando con ellos la fluidez que el sector de la industria de hidrocarburos requiere. Tercero.- (Objeto del Convenio). El objeto del presente Convenio es reducir los plazos indicados en los Arts. 39, 41, 42, 43, 45, 46, 48, 58, 70, 71, 72, 73, 76, 78, 84, 139,140,141,142, 144, 145 y 148 del Reglamento señalado en la cláusula precedente de acuerdo al siguiente detalle: FLUJOGRAMA DE PROCEDIMIENTO PARA APROBACIÓN DEL EEIA


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Gas y Petroleo (1)

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