DATOS DE CATALOGACIÓN BIBLIOGRÁFICA Calle Martínez Marco Antonio Introducción a la industria de los hidrocarburos Tomo I 4ta. Edición Colección Maestría en Gestión en la Industria de los Hidrocarburos U VIRTUAL Centro de excelencia Santa Cruz – Bolivia Enero, 2012

Derechos Reservados Esta publicación no puede reproducirse, registrarse o transmitirse, total o parcialmente, por ningún medio ni sistema de recuperación o captura de información, sea electrónico, mecánico, digital, fotoquímico, magnético ni electro-óptico o cualquier otro, sin previo permiso del editor U VIRTUAL Centro de Excelencia. Tampoco está permitido copiar todo, salvo las citas bibliográficas usuales en materia de investigación y el material recopilado y referenciado de otros trabajos. Este texto no podrá usarse en cursos, seminarios, clases o actividades de ninguna naturaleza, sin permiso previo del autor. La violación o transgresión de los derechos de autor y/o edición serán objeto de proceso penal a los autores, cómplices y encubridores, conforme a Ley.

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INTRODUCCIÓN

En un mundo en el que vivimos hoy en día y por la importancia de los hidrocarburos como principal fuente de energía, se requieren profesionales con una sólida formación técnica, financiera, económica, legal y de gestión de proyectos en el área gerencial de los hidrocarburos, para el manejo y procesamiento eficiente de la información que permita una correcta toma de decisiones en el área. Los textos que comprenden esta colección tienen el objetivo de formar competencias relevantes para el exitoso desempeño de los profesionales formados en esta área de gestión, es por ello que los textos se diseñaron para tocar un área específica, de tal forma, que el conjunto de los mismos abarquen todos los temas que un profesional en funciones de gerencia de negocios o con cargos de responsabilidad en gestión técnica o administrativa encuentre valiosas herramientas para desarrollar sus actividades. Se realizó una recopilación de los más importantes autores sobre el tema, en la parte técnica se usaron herramientas de cálculo propuestas por el GPSA, manuales de la serie de Marcías Martínez, información de empresas, proyectos de ingeniería, experiencias de investigación en universidades, textos universitarios, publicaciones libres de internet, revistas y artículos de fuentes variadas. Por lo tanto el presente trabajo es producto de la recopilación ordenada de varias fuentes y que sirve como base para comenzar a leer los textos de apoyo más especializados del programa. Agradezco a todas las personas que colaboraron con el presente trabajo y pondero el abnegado esfuerzo de las personas que apuestan por la superación para mejorar los días de la población humana en busca de aquel inmenso castillo de amor y prosperidad en el que todos deseamos vivir. Marco Antonio Calle Martínez

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ÍNDICE CAPÍTULO 1 ....................................................................................................................6 EL PETRÓLEO ........................................................................................................................ 6 1.1. 1.2. 1.2.1. 1.3. 1.4. 1.4.1. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 1.9. 1.10. 1.11. 1.12. 1.12.1. 1.12.2. 1.12.3.

GENERALIDADES ......................................................................................................................... 6 YACIMIENTOS .............................................................................................................................. 8 BÚSQUEDA O LOCALIZACIÓN DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO .................................................. 9 PRODUCCIÓN DEL PETRÓLEO ................................................................................................... 11 REFINACIÓN DE PETRÓLEO ....................................................................................................... 13 DERIVADOS Y USOS DEL PETRÓLEO .......................................................................................... 19 PETROQUÍMICA ......................................................................................................................... 21 TRANSPORTE DEL PETRÓLEO .................................................................................................... 23 HISTORIA ECONÓMICA DEL CRUDO .......................................................................................... 30 LA ORGANIZACIÓN DE PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO (OPEP) ..................................... 35 PRINCIPALES PETROLERAS ESTATALES DE AMÉRICA ................................................................ 48 DERRAMES, AMENAZAS PARA LA SOCIEDAD Y EL MEDIOAMBIENTE ....................................... 50 EL PICO HUBBERT EN EL MUNDO ............................................................................................. 51 ENERGÍAS ALTERNATIVAS A LOS HIDROCARBUROS ................................................................. 55 LA ENERGÍA NUCLEAR Y EL FUTURO ......................................................................................... 55 ENERGÍA EÓLICA ....................................................................................................................... 64 ENERGÍA GEOTÉRMICA ............................................................................................................. 66

CAPÍTULO 2 .................................................................................................................. 68 GAS NATURAL ..................................................................................................................... 68 2.1. GENERALIDADES ....................................................................................................................... 68 2.2. HISTORIA Y ECONOMÍA DEL GAS NATURAL .............................................................................. 69 2.2.1. EL GAS NATURAL EN LA DEMANDA DE ENERGÍA [INFORME DEL FONDO MONETARIO INTERNACIONAL 2009]. ........................................................................................................................... 70 2.2.2. DEMANDA Y MERCADO DEL GAS NATURAL PROYECCIÓN....................................................... 73 2.2.3. EL GAS NATURAL Y EL MEDIO AMBIENTE ................................................................................ 75 2.3. REDES DE TRANSPORTE DEL GAS NATURAL .............................................................................. 76 2.4. REDES CONCEPTUALES DE GAS NATURAL ................................................................................ 77 2.5. RECOLECCIÓN, TRATAMIENTO Y PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL .................................... 79 2.6. INSTALACIONES COMERCIALES, INDUSTRIALES Y DOMICILIARIAS ........................................... 85 2.6.1. INSTALACIONES DOMICILIARIAS Y COMERCIALES ................................................................... 86 2.6.1.1. INSTALACIONES INDUSTRIALES ................................................................................................. 87 2.7. GAS NATURAL VEHICULAR (GNV) ............................................................................................. 89 2.8. GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP) A PARTIR DEL GAS ............................................................. 94 2.8.1. TRENES DE FRACCIONAMIENTO DEL GAS NATURAL ................................................................. 96 2.8.2. PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE GLP POR MEDIO DE LA EXTRACCIÓN DE LÍQUIDOS Y FRACCIONAMIENTO ................................................................................................................................ 96 2.9. PETROQUÍMICA DEL METANO .................................................................................................. 97 2.9.1. FERTILIZANTES .......................................................................................................................... 98 2.9.2. DIESEL A PARTIR DE GAS NATURAL REFORMADO .................................................................... 98 2.9.3. REDUCCIÓN DE HIERRO CON GAS DE SÍNTESIS ........................................................................ 99 2.9.4. PRODUCCIÓN DE METANOL ..................................................................................................... 99

CAPÍTULO 3 ................................................................................................................ 100 PROPIEDADES QUIMÍCAS Y FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS ............................................ 100 3.1.

PROPIEDADES QUÍMICAS DE LOS HIDROCARBUROS .............................................................. 100

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3.1.1. PRINCIPALES REACCIONES QUÍMICAS DEL GAS NATURAL ...................................................... 102 3.1.2. CORROSIÓN EN LAS INSTALACIONES DE GAS NATURAL ......................................................... 105 3.1.3. COMPOSICIONES TIPO DE GAS NATURAL ............................................................................... 110 3.2. PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS ................................................................ 112 3.2.1. TABLAS DE CONSTANTES FÍSICAS ............................................................................................ 113 3.2.2. CÁLCULO DE LA COMPRESIBILIDAD DE GASES ....................................................................... 114 3.2.3. CÁLCULO DE DENSIDADES ...................................................................................................... 117 3.2.4. CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE VAPOR....................................................................................... 117 3.2.5. CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GASEOSOS .......................... 117 3.2.6. CÁLCULO DE LA CONDUCTIVIDAD TÉRMICA DE HIDROCARBUROS ...................................... 118 3.2.7. CÁLCULO DE LA TENSIÓN SUPERFICIAL DE HIDROCARBUROS ................................................ 118 3.2.8. CALCULO DEL GPM (Galones de líquidos C3+ por mil pies cúbicos de gas medios en condiciones normales) .......................................................................................................................... 119 3.2.9. PORCENTAJE DE INFLAMABILIDAD DE LOS HIDROCARBUROS ............................................... 120 3.2.10. CONTENIDO DE AGUA DEL GAS NATURAL .............................................................................. 120 3.2.11. CÁLCULOS DE FASES PARA GASES NATURALES Y CONDENSADOS ..................................... 120 3.3. EJEMPLO DE CÁLCULO DE PROPIEDADES FÍSICAS: ................................................................. 124 3.3.1. CÁLCULO DE LA COMPRESIBILIDAD DE GASES ....................................................................... 133

CAPÍTULO 4 ................................................................................................................ 200 PRINCIPIOS DE MANTENIMIENTO EN PLANTAS DE GAS Y PETRÓLEO.................................. 200 4.1. HISTORIA Y EVOLUCIÓN DEL MANTENIMIENTO. .................................................................... 200 4.1.1. PROCESO DE GESTIÓN DE MANTENIMIENTO ......................................................................... 205 4.1.2. CLASES DE MANTENIMIENTO POR NIVELES............................................................................ 205 4.1.3. CLASES DE MANTENIMIENTO POR EL TIPO DE ACCIÓN .......................................................... 206 4.1.3.1. CORRECTIVO ........................................................................................................................... 207 4.1.3.2. PREVENTIVO ............................................................................................................................ 209 4.1.3.3. PREDICTIVO ............................................................................................................................. 210 4.1.3.4. MODIFICATIVO ........................................................................................................................ 211 4.1.3.5. MANTENIMIENTO PROGRAMADO .......................................................................................... 211 4.2. LOS TIEMPOS DEL PROCESO DE GESTIÓN ............................................................................... 212 4.3. TIEMPOS DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO ....................................................................... 212 4.4. FALLOS EN EL MANTENIMIENTO ............................................................................................ 213 4.5. CONCEPTOS Y DEFINICIONES .................................................................................................. 214 APÉNDICE .............................................................................................................................................. 226 TEMAS DE ANÁLISIS............................................................................................................................... 240 ANÁLISIS HAZOP Y WHAT IF .................................................................................................................. 240 CLASIFICACIÓN NFPA ............................................................................................................................ 244 CLASIFICACIÓN DE LA GASOLINA .......................................................................................................... 249 ROMBO DE LA GASOLINA ...................................................................................................................... 249 CLASIFICACIÓN DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO ................................................................................. 251 ROMBO DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO ............................................................................................ 251 ROMBO DE CLASIFICACIÓN DE RIESGOS NFPA ..................................................................................... 253

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CAPÍTULO 1 EL PETRÓLEO

1.1.

GENERALIDADES

El petróleo es un líquido aceitoso de color generalmente obscuro a ámbar, sus componentes principales son el carbono y el hidrogeno, aunque puede contener azufre, oxígeno, agua y trazas de otros componentes como sales y metales. En condiciones de producción pueden generarse líquidos o en su caso gases que se desprenden del mismo y de acuerdo a la composición del hidrocarburo [scribd.com]. Su origen está relacionado con procesos de sedimentación y transformación a lo largo de millones de años. Este proceso complejo en el interior de la tierra descompuso las materias orgánicas de diverso origen como el fitoplancton, zooplancton, materias animales y vegetales que se reunieron en grandes lechos, además de condiciones favorables de capas de rocas y sedimentos hasta transformar estas materias en hidrocarburos a lo largo de millones de años.

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Figura.1.1 Muestras de crudo de varios yacimientos

Fuente: Elaboración propia.

Los componentes del crudo se pueden clasificar en los siguientes grupos [scribd.com]: Alcanos o Parafinas: Son hidrocarburos saturados de cadena lineal y saturados de hidrogeno como el metano. Etano, propano, etc. Cicloalcanos o Naftenos: Son hidrocarburos cíclicos saturados, derivados del ciclopropano (C3H6) y del ciclohexano (C6H12). Es decir son alcanos con cadenas ccíclicas y también saturados con hidrogeno. Aromáticos: Son hidrocarburos cíclicos insaturados constituidos por el benceno (C6H6) y sus homólogos. Alquenos u Olefinas: Son moléculas lineales o ramificadas que contienen un enlace doble de carbono (-C=C-) en su estructura. Normalmente no se encuentran en cantidades importantes en el crudo virgen. Alquinos: Son moléculas lineales o ramificadas que contienen un enlace triple de carbono. Normalmente no se encuentran en cantidades importantes en el crudo virgen.

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Asfaltos: Son moléculas lineales o ramificadas de alto peso molecular hasta 5000 a 10000 g/mol, tienen incluso densidades mayores a la del agua. Compuestos no hidrocarburos: Los compuestos más importantes son combinaciones de azufre, nitrógeno y oxígeno. También hay trazas de compuestos metálicos, tales como el Sodio (Na), Hierro (Fe), Níquel (Ni), Vanadio (V), Plomo (Pb), etc. Sedimentos varios y agua: En los procesos de producción se pueden producir sedimentos varios y agua de formación (H2O).

1.2.

YACIMIENTOS

Un yacimiento o reservorio es una acumulación de hidrocarburos del subsuelo donde se retienen y almacenan en formaciones de rocas supra yacentes con baja permeabilidad y pueden tener un campo petrolífero de gas natural, que es una zona donde se perforan pozos de producción de hidrocarburos. En cientos de kilómetros se pueden perforar varios pozos de producción y de desarrollo para aumentar la producción del campo, los pozos exploratorios investigan los límites del campo petrolífero [scribd.com]. Se conocen los yacimientos primarios y secundarios: Yacimientos primarios cuando se encuentra en la misma roca en que se ha formado sin fluir a otros sectores Yacimientos secundarios son aquellos donde el hidrocarburos ha fluido dentro de la roca madre y por este motivo cambiaron algunas propiedades. Los campos petrolíferos pueden encontrarse cerca o lejos de la civilización, en este caso las operaciones y trabajo debe realizarse en condiciones especiales y complicadas por la logística a utilizarse. Según estimaciones existen más de 40.000 campos petrolíferos extendidos a los largo del planeta, tanto en tierra como mar adentro y esta cifra se encuentra en crecimiento a la fecha.

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Figura. 1.2 Planta petrolera y su sistema de iluminación nocturna

1.2.1. BÚSQUEDA O LOCALIZACIÓN DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Hace algo más de cien años era muy sencillo localizar yacimientos porque se descubrían al azar o su existencia era conocida. Pero el aumento de la demanda y producción ocasiono que la búsqueda cada vez sea más compleja, intensiva y costosa. Las necesidades crearon una verdadera ciencia para la búsqueda y localización de los nuevos yacimientos con el aporte de la geología, física, química, etc. El hallazgo de yacimientos petrolíferos no es obra librada al azar y obedece a una tarea científicamente organizada, que se planifica con mucha antelación. Instrumental de alta precisión y técnicos especializados deben ser trasladados a regiones a menudo deshabitadas en el desierto, mar o en la selva, obligando a construir caminos y sistemas de comunicación, disponer de helicópteros, instalar campamentos, laboratorios, etc.[Isgro, M.: 2010].

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Las técnicas de exploración superficial se basan en: a) Mapas de afloramientos de rocas b) Sismica de reflexión c) Aeromagnetometría d) Aerogravimetría En las regiones que se consideran favorables se usan las técnicas de exploración profunda con perforación del pozo: a) Perfilaje eléctrico. b) Perfilaje geoquímico. c) Perfilaje térmico. d) Cronometraje de perforación. e) Fotografía de las paredes de los pozos. En la actualidad se han ideado métodos muy modernos y rápidos los cuales se basan en:

La radioactividad de las capas, que es mucho mayor en las capas areniscas que pueden contener petróleo El uso de la televisión para control de las perforaciones La absorción de neutrones o modificación de su velocidad, producida por los yacimientos, que se practica para determinar su extensión.

Estos métodos [Isgro, M.: 2010] y

los datos reunidos, solamente proporcionan una

posibilidad de existencia del yacimiento, que autoriza a realizar la gran inversión de capital requerida por la perforación de un pozo. Estos datos se concretan en la ejecución de planos estructurales, que determinan la ubicación más favorable para la perforación, y permiten el cálculo de las posibles reservas petrolíferas.

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Figura.1.3 Pozo en producción de crudo

1.3.

PRODUCCIÓN DEL PETRÓLEO

El petróleo crudo una vez extraído del pozo, sube por los cabezales de producción que se encuentran ubicados en la parte superior del mismo. Existen cabezales o colectores de producción de grupo donde se recepcionan los aportes de varios pozos y cabezales o colectores de prueba que sirven para probar la producción de cualquiera de los pozos del campo. El crudo es transportado por ductos a los trenes de separación donde se separan los gases, líquidos como el crudo y el agua donde se separan también los sedimentos. Los sedimentos y el agua se decantan en la parte inferior, el crudo en la parte media y los gases por la parte superior de los separadores. Una vez que el crudo se encuentra totalmente limpio, se transporta por medio de oleoductos a los puntos de refinación o refinerías. En las refinerías se realiza la producción de los derivados del petróleo.

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Figura. 1.4 Sistema de recolección de hidrocarburos

Figura. 1.5 Tanque de almacenamiento de crudo

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Figura. 1.6 Pantallas de los paneles de control de los tanques de crudo

1.4.

REFINACIÓN DE PETRÓLEO

El crudo se transporta a las refinerías que son instalaciones implementadas con todos los procesos para la producción de los derivados del petróleo. En las refinerías se producen gas, gasolinas, kerosene, diesel, fuel oil, asfaltos entre otros productos. Para realizar estos se requieren de varios procesos físicos y químicos para lograr las especificaciones de los productos.

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Figura.1.8. Refinación de petróleo desde extracción marina

Fuente: Petrox.com

Figura.1.9. Destilación atmosférica de petróleo

Fuente: Tugasolina.com

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Los procesos son convencionales y utilizados en casi todas las refinerías del planeta. Algunos de los procesos más importantes son [Periñan, M.: 2009].

Procesos de Destilación: Los procesos de destilación atmosférica y al vacío son clásicos en la industria del petróleo. La diferencia entre el proceso atmosférico y el de vacío es que este último permite obtener más altas temperaturas a muy bajas presiones y lograr la refinación de fracciones más pesadas. La carga que entra a la torre de destilación atmosférica se somete previamente a temperatura de unos 350 ºC en un horno especial. El calentamiento del crudo, permite que, por orden de punto de ebullición de cada fracción o producto, se desprendan de las cargas, y a medida que se condensan en la torre salen de ésta por tuberías laterales apropiadamente dispuestas desde el tope hasta el fondo. La torre lleva en su interior bandejas circulares que tiene bonetes que facilitan la condensación y la recolección de las fracciones. Además, al salir los productos de la torre pasan por otras torres o recipientes auxiliares para continuar los procesos. Cuando la temperatura de ebullición de ciertos hidrocarburos es superior a 375 ºC se recurre a la destilación al vacío o a una combinación de vacío y vapor. La carga con que se alimenta el proceso al vacío proviene del fondo de la torre de destilación atmosférica.

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Figura.1.7 Iluminación nocturna de la destilación atmosférica

Desasfaltación: A medida que se obtienen los productos por los diferentes procesos, muchos de estos requieren tratamiento adicional para remover impurezas o para aprovechar ciertos hidrocarburos. Para estos casos se emplea solvente. La desasfaltación con propano se utiliza para extraer aceites pesados del asfalto para utilizarlos como lubricantes o como carga a otros procesos. Este proceso se lleva a cabo en una torre de extracción líquido-líquido. Proceso térmico continuo ("THERMOFOR") con utilización de arcilla: Varios procesos de crepitación catalítica (descomposición térmica molecular) tienen uso en los grandes complejos refineros. De igual manera, los procesos para desulfuración de gasolina. Casi todos estos procesos tienen sus características propias y aspectos específicos de funcionamiento. El proceso de thermofor tiene por objeto producir lubricantes de ciertas características y es alimentado por los productos semielaborados que salen de las plantas de procesos con disolventes (refinación y desparafinación).

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Descomposición Térmica: Al proceso de descomposición o desintegración molecular o crepitación térmica se le bautizo "Cracking", onomatopéyicamente craqueo, craquear. Fundamentalmente, la carga para este proceso la constituyen gasóleo pesado y/o crudo reducido, suplido por otras plantas de la refinería. Las temperaturas para la descomposición térmica están en el rango de 200 – 480 ºC y presión de hasta 20 atmósferas. La descomposición térmica se aplica también para la obtención de etileno, a partir de las siguientes fuentes: etano, propano, propileno, butano, querosén o combustóleo. Las temperaturas requeridas están en el rango de 730 – 760 ºC y presiones bajas de hasta 1,4 atmósferas. Reformación Catalítica: Este proceso representa un gran avance en el diseño, utilización y regeneración de los catalizadores y del proceso en general. Los catalizadores de platino han permitido que mayores volúmenes de carga sean procesados por kilogramos de catalizador utilizado. Además, se ha logrado mayor tiempo de utilización de los catalizadores. Esta innovación ha permitido que su aplicación sea muy extensa para tratar gasolinas y producir aromáticos. La reforma catalítica cubre una gran variedad de aplicaciones patentadas que son importantes en la manufactura de gasolinas (Ultraforming, Houdriforming, Rexforming y otros). La carga puede provenir del procesamiento de crudos nafténicos y parafínicos, que rinden fracciones ricas en sustancias aromáticas. Por la reforma catalítica se logra la deshidrogenación y deshidroisomerización de naftenos, y la isomerización, el hidrocraqueo y la ciclodeshidrogenación de las parafinas, como también la hidrogenación de olefinas y la hidrosulfuración. El resultado es un hidrocarburo muy rico en aromáticos y por lo tanto de alto octanaje. Proceso Flexicocking (Exxon): La aplicación general se basa en el manejo de cualquier carga de hidrocarburo que pueda ser bombeada, inclusive arena bituminosa. Es particularmente adaptable para mover el alto contenido de metales y/o carbón que quedan en los residuos de la carga tratada a temperaturas de 565 ºC o más en plantas al vacío.

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Los productos líquidos logrados pueden ser mejorados mediante la hidrogenación. El coque bruto puede ser gasificado. Luego de removerle el sulfuro de hidrogeno, el gas puede ser utilizado en los hornos de procesamiento, inclusive los de las plantas de hidrogeno. Además del coque producido, las otras fracciones más livianas producidas pueden ser procesadas en equipos convencionales de tratamientos. La planta seleccionada tiene una capacidad de procesamiento de 52.000 b/d, y convierte el asfalto o residuo de procesos al vacío en destilados. De acuerdo con las especificaciones y detalles de funcionamiento de la planta Flexicocking, lo requerimientos de servicios por barril de carga son los indicados en la Tabla 1.1. Tabla 1.1. Especificaciones por barril de carga DESCRIPCIÓN

VALORES

2

91

Vapor (a 42 kg/cm man), kilos Vapor requerido (a 9 kg/cm man), kilos

2

45

Electricidad, Kwh

13

Agua para enfriamiento, litros

1.325

Agua para alimentación de calderas, litros

114

Aire para instrumentos y servicios, m

3

0,71

La desintegración catalítica hace posible el tratamiento de una serie de crudos en su estado original y de los derivados tratados por hidrogenación, desintegración o desasfaltación para lograr productos de menor peso molecular como olefinas, gasolina de alto octanaje, destilados medios y otros que se pueden convertir adecuadamente.

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Proceso de Isomerización "Butamer" (Universal Oil Products): Este proceso permite, mediante reacción catalítica, transformar butano normal en su isómero, isobutano. El isobutano se requiere como insumo para producir componentes de la gasolina de muy alto octanaje en el proceso de alquilación. Proceso de Alquilación "HF" (Ácido fluorhídrico, Universal Oil Products): El proceso se emplea para la combinación de isobutano con olefinas tales como propileno o butileno para producir componentes para la gasolina de alto octanaje. El isobutano logrado mediante el proceso de isomerización se emplea como carga para su alquilación con propileno, butileno, amilenos u olefinas de alto ponto de ebullición. La carga entra en intimo contacto con el catalizador, que lo constituye el ácido fluorhídrico. El efluente pasa por un recipiente de asentamiento. La parte ácida, o sea el ácido fluorhídrico es bombeado al reactor. El producto que sale por la parte superior del recipiente de asentamiento, se despoja de isobutano y componentes más livianos en la despojadora y lo que sale del fondo de esta es alquilato para gasolina de motor. La producción diaria de alquilatos en Amuy es de 14.200 b/d.

1.4.1. DERIVADOS Y USOS DEL PETRÓLEO Los siguientes son los diferentes productos derivados del petróleo y su utilización[Periñan, M.: 2009]:

Gasolina motor corriente y extra, para consumo en los vehículos automotores de combustión interna, entre otros usos. Turbocombustible o turbosina, para aviones jet, también conocida como Jet-A. Gasolina de aviación, para uso en aviones con motores de combustión interna. ACPM o Diesel, de uso común en camiones y buses. Querosene, se utiliza en estufas domésticas y en equipos industriales. Es el que comúnmente se llama "petróleo".

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Cocinol, especie de gasolina para consumos domésticos. Su producción es mínima. Gas propano o GLP, se utiliza como combustible doméstico e industrial. Bencina industrial, se usa como materia prima para la fabricación de disolventes alifáticos o como combustible doméstico. Combustóleo o Fuel Oil, es un combustible pesado para hornos y calderas industriales. Disolventes alifáticos, sirven para la extracción de aceites, pinturas, pegantes y adhesivos; para la producción de thinner, gas para quemadores industriales, elaboración de tintas, formulación y fabricación de productos agrícolas, de caucho, ceras y betunes, y para limpieza en general. Asfaltos, se utilizan para la producción de asfalto y como material sellante en la industria de la construcción. Bases lubricantes, es la materia prima para la producción de los aceites lubricantes. Ceras parafínicas, es la materia prima para la producción de velas y similares, ceras para pisos, fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc. Polietileno - Materia prima para la industria del plástico en general. Alquitrán aromático (Arotar), materia prima para la elaboración de negro de humo que, a su vez, se usa en la industria de llantas. También es un diluyente. Ácidonafténico, sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas, resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y fungicidas. Benceno, sirve para fabricar ciclohexano. Ciclohexano, es la materia prima para producir caprolactama y ácido adípico con destino al nylon. Tolueno, se usa como disolvente en la fabricación de pinturas, resinas, adhesivos, pegantes, thinner y tintas, y como materia prima del benceno.

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Xilenos mezclados, se utilizan en la industria de pinturas, de insecticidas y de thinner. Ortoxileno, es la materia prima para la producción de anhídrido ftálico. Alquilbenceno, se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes. El azufre que sale de las refinerías sirve para la vulcanización del caucho, fabricación de algunos tipos de acero y preparación de ácido sulfúrico, entre otros usos. En Colombia, de otro lado, se extrae un petróleo pesado que se llama Crudo Castilla, el cual se utiliza para la producción de asfaltos y/o para mejoramiento directo de carreteras, así como para consumos en hornos y calderas.

1.5.

PETROQUÍMICA

La petroquímica permite producir una cantidad enorme de productos y desarrollar nuevos materiales y materias primas de uso fundamental en la sociedad actual.Se tienen dos procesos comunes para la industria petroquímica: Petroquímica a partir de los líquidos La petroquímica a partir de los líquidos de hidrocarburos se basa principalmente en el etano, propano, butanos y condensado como las materias primas para la producción de una gran cantidad de productos como las olefinas, cloro, éter de petróleo, polietilenos, etanol, etil benceno y muchos más como los cauchos sintéticos y fibras.

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Figura.1.10. Árbol Petroquímico

Fuente: IPA (Instituto Petroquímico Argentino)

Petroquímica a partir del gas natural La petroquímica a partir del gas natural utiliza el gas metano reformándolo a gas de síntesis que es una mezcla de Hidrogeno y monóxido de carbono para producir fertilizantes, metanol, gasolinas y diesel sintético. También se pueden producir otros productos de acuerdo disponibilidad de gas natural como materia prima.

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a los requerimientos y la

Figura.1.12. Petroquímica en base a gas natural

Fuente: Pdvsa.com

1.6.

TRANSPORTE DEL PETRÓLEO

Normalmente, los pozos petrolíferos se encuentran en zonas muy alejadas de los lugares de consumo, por lo que el transporte del crudo se convierte en un aspecto fundamental de la industria petrolera, que exige una gran inversión, tanto si el transporte se realiza mediante oleoductos, como si se realiza mediante buques especiales denominados “petroleros”. Figura. 1.8. Buques petroleros en el lago de Maracaibo

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Al principio de la industria petrolífera, el petróleo generalmente se refinaba cerca del lugar de producción. A medida que la demanda fue en aumento, se consideró más conveniente transportar el crudo a las refinerías situadas en los países consumidores. Por este motivo, el papel del transporte en la industria petrolífera es muy importante. Según la Asociación Española de Operadores de productos petrolíferos hay que tener en cuenta que, según los últimos datos publicados en el BP StatisticalReview of WorldEnergy June 2007, Europa importa el 68,5% de sus necesidades y Japón, el 99%[AOP: 2012]. Los países que se autoabastecen también necesitan disponer de redes de transporte eficaces, puesto que sus yacimientos más importantes se encuentran a millares de kilómetros de los centros de tratamiento y consumo, como ocurre en Estados Unidos, Rusia, Canadá o América del Sur. En Europa, el aprovisionamiento de zonas industriales alejadas del mar exige el equipamiento de puertos capaces de recibir los superpetroleros de 300.000 y 500.000 Tm de carga, almacenamientos para la descarga y tuberías de conducción de gran capacidad[AOP: 2012]. “Aunque todos los medios de transporte son buenos para conducir este producto (el mar, la carretera, el ferrocarril o la tubería), el petróleo crudo utiliza sobretodo dos medios de transporte masivo: los oleoductos de caudal continuo y los petroleros de gran capacidad”. Los otros medios de transporte (barcos de cabotaje, gabarras, vagones cisterna o camiones cisterna, entre otros) se utilizan, salvo casos excepcionales, como vehículos de distribución de productos terminados derivados del petróleo. En la actualidad no hay en el comercio internacional mercancía individual cuyo transporte supere en volumen o valor al del petróleo. La ventaja del petróleo es que su fluidez permite el transporte a granel, lo que reduce los gastos al mínimo y permite una automatización casi completa del proceso. Gracias a los adelantos técnicos de hoy en día, basta en muchos casos con hacer la conexión de tuberías y proceder a la apertura o cierre de válvulas, muchas veces de forma automática y a distancia con telecontrol.

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Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para el transporte de petróleo a grandes distancias. Los oleoductos son la manera más económica de transportar grandes cantidades de petróleo en tierra. Comparados con los ferrocarriles, tienen un costo menor por unidad y también mayor capacidad. El petróleo se mantiene en movimiento por medio de un sistema de estaciones de bombeo construidas a lo largo del oleoducto y normalmente fluye a una velocidad de entre 1 y 6 m/s. Figura. 1.9. Oleoductos gemelos a la llegada a la terminal de bombeo

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Figura. 1.10. Terminal de Bombeo

Figura. 1.11. Pantallas de control de una planta de bombeo

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En ocasiones se utiliza el oleoducto para transportar dos productos distintos o más, sin hacer ninguna separación física entre los productos. Esto crea una mezcla en donde los productos se unen llamada la interfaz. Esta interfaz debe retirarse en las estaciones de recepción de los productos para evitar contaminarlos. En esta operación el oleoducto puede ser convertido a funciones de poliducto. El diámetro de la tubería de un oleoducto oscila entre 10 centímetros y un metro. El término oleoducto comprende no sólo la tubería en sí misma, sino también las instalaciones necesarias para su explotación: depósitos de almacenamiento, estaciones de bombeo, red de transmisiones, conexiones y distribuidores, equipos de limpieza, control medioambiental, etc. Los oleoductos de petróleo crudo comunican los depósitos de almacenamiento de los campos de extracción con los depósitos costeros o directamente con los depósitos de las refinerías. Figura. 1.12. Ductos de transporte de gas

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En la actualidad hay en el mundo más de 1.500.000 kilómetros de tubería destinados al transporte de crudos y de productos terminados, de los cuales el 70 por ciento se utilizan para gas natural, el 20 por ciento para crudos y el 10 por ciento restante para productos terminados (carburantes). Los Estados Unidos tienen la red de oleoductos más densa del mundo. En Europa existen cinco grandes líneas de transporte de crudo que, partiendo de los terminales marítimos de Trieste, Génova, Lavera, Rotterdam y Wilhelnshaven, llevan el petróleo a las refinerías del interior. Esta red es de 3.700 kilómetros, una extensión que se queda pequeña si se compara con los 5.500 kilómetros del oleoducto del Comecón o de la Amistad, que parte de la cuenca del Volga-Urales (600 kilómetros al este de Moscú) y que suministra crudo a Polonia, Alemania, Hungría y otros países centro europeos. El funcionamiento de un oleoducto es gracias al impulso que proporcionan las estaciones de bombeo, cuyo número y potencia están en función del volumen a transportar, de la viscosidad del producto, del diámetro de la tubería, de la resistencia mecánica y de los obstáculos geográficos a sortear. En condiciones normales, las estaciones de bombeo se encuentran situadas a 50 kilómetros unas de otras. El crudo parte de los depósitos de almacenamiento, donde por medio de una red de canalizaciones y un sistema de válvulas se pone en marcha la corriente o flujo del producto. Desde un puesto central de control se dirigen las operaciones y los controles situados a lo largo de toda la línea de conducción. El cierre y apertura de válvulas y el funcionamiento de las bombas se regulan por mando a distancia. La construcción de un oleoducto es una gran obra de ingeniería y por ello, en muchos casos, es realizada conjuntamente por varias empresas. También requiere de complicados estudios económicos, técnicos y financieros con el fin garantizar su operatividad y el menor impacto posible en el medio ambiente. El trazado debe ser recto en la medida de lo posible y, normalmente, la tubería es enterrada en el subsuelo para evitar los efectos de la dilatación. Los conjuntos de tubos se protegen contra la corrosión exterior antes de ser enterrados. Las tuberías se cubren con tierra y el terreno, tras el acondicionamiento pertinente, recupera su aspecto anterior.

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Figura. 1.13. Oleoducto

Los petroleros son los mayores navíos de transporte que existen hoy en día en el mundo. Son inmensos depósitos flotantes que pueden llegar a medir 350 metros de largo (eslora) y alcanzar las 250.000 toneladas de peso muerto (TPM). Actualmente se transportan por mar más de mil millones de toneladas de crudo al año en todo el mundo. El petrolero es el medio más económico para transportar petróleo a grandes distancias y tiene la ventaja de una gran flexibilidad de utilización. Su principal característica es la división de su espacio interior en cisternas individuales, lo que permite separar los diferentes tipos de petróleo o sus productos derivados.

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Figura. 1.14. Buque de extracción y almacenamiento de crudo.

POLIDUCTOS Los poliductos son sistemas de tuberías que transportan varios tipos de hidrocarburos terminados, como ser diesel, gasolinas, kerosene, gasolinas naturales, etc. De igual forma que en los oleoductos, la tubería se impulsa por medio de estaciones de bombeo” [AOP: 2012].

1.7.

HISTORIA ECONÓMICA DEL CRUDO

Se dice que el petróleo, es el energético más importante en la historia de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta un importante porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente, de menos de 200 años. En 1850 Samuel Kier, un boticario de Pittsburg, Pennsylvania (EE.UU.), lo comercializó por vez primera bajo el nombre de "aceite de roca" o "petróleo".

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A partir de entonces se puede decir que comenzó el desarrollo de la industria del petróleo y el verdadero aprovechamiento de un recurso que indudablemente ha contribuido a la formación del mundo actual. En 1852, el físico y geólogo canadiense Abraham Gessner logró una patente para conseguir del petróleo crudo un combustible para lámparas, el queroseno. En 1955, el químico estadounidense Benjamín Silliman hizo una publicación sobre los derivados útiles que se podían obtener de la destilación del petróleo[Educar.org: 2012]. La industria petrolera comienza en 1859, cuando Edwin L. Drake perforó el primer pozo para extraer petróleo, con la finalidad de obtener abundante kerosene para la iluminación. En Rusia se perforaron los primeros pozos entre 1806 y 1819. En Canadá y en Alemania comenzaron las perforaciones en 1857. Figura. 1.15 Imagen de Yacimientos

Más adelante comenzó a explotarse la industria del petróleo, que fue avanzando cada vez más hasta convertirse en elemento esencial para el desarrollo industrial y económico actual. El de mejor calidad es el llamado "liviano".

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Los principales productores son el Reino Unido, Noruega, México, Rusia y Estados Unidos, que es el mayor consumidor. Los países árabes tienen una gran reserva petrolífera, que está en la mira de los países "desarrollados"[Educar.org: 2012]. El petróleo constituye una de las más importantes materias primas que se negocian, con precios regulados internacionalmente. Las realidades a nivel energético de los países que integran la región latinoamericana son realmente muy contrapuestas. Teniendo en cuenta esto, la misión de encarar la historia del petróleo en la zona debe efectuarse obligatoriamente separando el trabajo en las distintas naciones. Por consiguiente, vamos a desarrollar los datos existentes con respecto a la historia hidrocarburífera de algunos de los países más importantes de la región en el sector petrolero y gasífero. En ese sentido, puede destacarse a Venezuela, México y Brasil como los países claves del sector hidrocarburífero en general en la región, más allá del valor estratégico de Bolivia en lo concerniente al gas. En este marco, es indudable que Venezuela y México han sido, hasta el momento, los protagonistas más importantes en cuanto a la producción hidrocarburífero en América Latina. Las historias de ambos países han marcado fuertemente la realidad energética de toda la región. Sobre todo en los últimos años, ha crecido en importancia la participación de Brasil, hasta convertirse en otro de los actores primordiales. A continuación presentamos un resumen de la historia petrolera en algunos países de Latinoamérica [Panorama petróleo.com: 2012]:

VENEZUELA La verdad es que Venezuela conoce al petróleo desde el comienzo mismo de su historia como país, ya que en 1799 Alejandro Humbolt encontró un manantial de petróleo en la Península de Araya. Sobre 1839 ya se encaran las primeras investigaciones sistemáticas sobre el particular.

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En Venezuela se comenzó a explotar petróleo a partir del 1875, y en base a un accidente. Luego de un terremoto, comenzó a surgir petróleo en grandes cantidades por una grieta producida en la tierra, en el estado de Táchira. Es así que el propietario de las tierras donde se ubicaba el espontáneo yacimiento formó la primera compañía petrolera venezolana con producción comercial, bautizada “Petrolera del Táchira”. Sin embargo, recién en 1922 se inicia en Venezuela la explotación petrolera a gran escala. Mientras tanto, en 1946 se concreta el primer ordenamiento legal sobre la conservación y utilización del gas, iniciando su uso racional como combustible y materia prima. Sobre 1960 se funda la Corporación Venezolana de Petróleo. En ese mismo año hace su ingreso al mercado la firma Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA), que actualmente gestiona en forma estatal (en asociación con privados en algunos bloques) la explotación de los yacimientos venezolanos. Vale recordar que Venezuela nacionalizó su industria petrolera a fines de 1975. La producción venezolana se duplicó prácticamente entre 1944 y 1948, y desde ese momento hasta hoy continuó aumentando a gran ritmo. En la actualidad, Venezuela es uno de los países más importantes a nivel mundial en cuanto a producción y reservas petroleras.

MÉXICO Con el muy reciente hallazgo de un yacimiento en la zona de Chicontepec que contendría 139 mil millones de barriles de petróleo, una cifra confirmada por varias empresas internacionales, México parece haber recuperado el papel importante que tiene en la región a nivel energético, que se había opacado en los últimos años debido a la baja en la producción y la inversión. Sin embargo, ante la falta de la tecnología necesaria estos bloques no podrán ser operados hasta dentro de unos años. En México se conocen afloramientos naturales de petróleo desde la época prehispánica. Sin embargo, el primer pozo fue perforado en 1869, sin encontrar producción. En la década de 1880 se perforaron diferentes pozos someros pero tampoco se halló hidrocarburos, hasta que el 3 de abril de 1904 se concretó el hallazgo en cercanías del

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Cerro de la Pez, en San Luis Potosí, por parte de la Mexican Petroleum Company of California. De allí en más se sucedieron los hallazgos en diferentes zonas, muchos de los cuales fueron considerados hitos en la historia del petróleo a nivel mundial, debido a la cantidad de producción obtenida y a las reservas que pudieron comprobarse en ese momento. El estado decide nacionalizar el recurso y crear Petróleos Mexicanos en 1938, dividiéndose la actividad por zonas y creándose la Zona Noreste, la Zona Norte y la Zona Sur. Empieza la actividad de los técnicos mexicanos y aumenta en gran manera el descubrimiento de nuevos bloques con producción comercial de hidrocarburos, incluso en áreas offshore. A partir de 1945 se han descubierto 181 campos productores de gas, por ejemplo. Ya sobre 1994, Pemex contaba con 474 campos productores, en 74 de los cuales se concentra el 90% de la producción: 15 en la Región Norte, 40 en la Región Sur y 19 en la Región Marina. Todo esto ha encumbrado a México como uno de los líderes en la materia a nivel latinoamericano.

BRASIL Otro de los países más fuertes a nivel petrolero en Latinoamérica es, sin dudas, Brasil. Sobre todo teniendo en cuenta los últimos hallazgos en zonas offshore, que ya hemos desarrollado en otros artículos. La historia del petróleo en Brasil comenzó en 1858, cuando el Marqués de Olinda otorgó a José de Barros Pimentel el derecho de extraer bitumen en terrenos ubicados en las márgenes del Río Marau, en el estado de Bahía. Pero hubo que esperar hasta 1930 para que se concretaran las primeras perforaciones, en principio sin éxito. La historia cambió con el descubrimiento de petróleo en Lobato, Bahía, en 1939, gracias a la actividad de los pioneros Oscar Cordeiro y ManoelInácio Bastos, en el marco del Consejo Nacional del Petróleo, creado en 1938.

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Sin dudas, el desarrollo petrolero brasileño fue tardío, ya que por ejemplo en Argentina (un país con petróleo, no petrolero, debido a la menor importancia de su producción y reservas) el descubrimiento de hidrocarburos se concretó en 1907. A pesar de esta característica, en relativamente pocos años Brasil pasó de ser un país sin producción propia a lograr su autosuficiencia petrolera y a proyectarse al mundo como un operador de importancia. En 1953 se creó la compañía Petróleo Brasileño S.A. (Petrobras), que monopolizó las actividades en el ámbito hidrocarburífero. En tanto, en 1968 se comenzó con las actividades de prospección offshore, que años después significarían para Brasil el logro de su autosuficiencia petrolera y la posibilidad de convertirse en uno de los productores más importantes a nivel mundial. Desde 2002 y hasta hoy, Petrobras amplió su área de exploración buscando nuevos objetivos en cuencas offshore, lo que permitió concretar diferentes descubrimientos y ampliar la producción y las reservas brasileñas. [Panorama petróleo.com, 2012]

1.8.

LA ORGANIZACIÓN DE PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO (OPEP)

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se dedica a aplicar las políticas consensuadas de los países miembros. La historia de la OPEP se resume a continuación[OPEP.COM: 2012] redactada de forma oficial en la página web de esta organización: La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) da las primeras señales de establecimiento en 1949, cuando Venezuela se acercó a Irán, Irak, Kuwait y Arabia Saudita para sugerirles que intercambiaran opiniones y exploran las posibilidades para tener comunicaciones regulares y más cercanas. Diez años después, la necesidad de una colaboración más estrecha se hizo evidente. En 1959, un hecho clave marcaría la historia de este combustible. Las principales compañías petroleras redujeron unilateralmente el precio establecido para el petróleo bruto venezolano entre 5 y 25 centavos por barril y para el Oriente Medio de 18¢ por barril.

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Ante esto, el Primer Congreso Árabe del Petróleo, realizado en El Cairo, adoptó una resolución que llamaba a las compañías petroleras a consultar con los gobiernos de los países productores antes de tomar cualquier decisión unilateral sobre el precio, instalando de paso el acuerdo general para oficializar una Comisión de Consulta para el Petróleo. Pocos meses después, en agosto de 1960, las compañías petroleras nuevamente redujeron los precios a futuro fijados para el petróleo bruto. En esta ocasión la reducción fue entre 10 y 14 centavos por barril. Al mes siguiente, el gobierno de Irán invitó Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela a reunirse en Bagdad para discutir la reducción de precios del crudo. El resultado no se hizo esperar. Del 10 al 14 de septiembre de 1960, se llevó a cabo una conferencia en Bagdad, donde se dieron cita representantes de los gobiernos de Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela. Esta primera conferencia fue la génesis de la organización, ya que se estableció oficialmente la OPEP como una entidad intergubernamental permanente. Originalmente, la secretaría de la OPEP estaría ubicada en Ginebra, Suiza. Sin embargo, en abril de 1965, la conferencia de la OPEP decidiría mover la jefatura a Viena, Austria. En la actualidad la organización está presidida por PurnomoYusgiantoro (Indonesia) y cuenta con 11 miembros: Argelia, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Venezuela. No obstante, de los países participantes, Arabia Saudita y Kuwait son los de mayor importancia por los volúmenes de producción. Cabe destacar que Ecuador, fue miembro pleno desde 1973 pero suspendió su participación, a petición propia, desde el 31 de diciembre de 1992. Por su parte, Gabón fue miembro pleno desde 1975, pero terminó su participación con efecto inmediato desde el 1 de enero de 1995. Hoy la OPEP es sin lugar a dudad una organización poderosa. Según su propio sumario de 2002, el conjunto de los países agrupados en esta entidad concentran casi el 40% de la producción mundial de petróleo y más del 79% de las reservas mundiales de este combustible.

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Actualmente sus objetivos son: Coordinar y unificar las políticas petroleras de sus países miembros. Asegurar la estabilidad de los precios del petróleo en los mercados internacionales, evitar fluctuaciones innecesarias y perjudiciales de los precios. Mantener un suministro regular, eficiente y económico de petróleo a los países consumidores, y Preservar los intereses de las naciones productoras Figura. 1.16 Sede de la OPEP en Viena

PAÍSES INTEGRANTES La OPEP estaba integrada por cinco países fundadores: Arabia Saudita y

Iraq,

Irán,

Kuwait,

Venezuela (Septiembre de 1960), posteriormente la organización se

amplió con ocho miembros más.

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La OPEP vivió su primera ampliación en 30 años en Enero de 2007 cuando Angola se convirtió de forma oficial en el duodécimo socio del grupo, tras pedir su ingreso en la reunión de la OPEP en Abuya (Nigeria) de Diciembre de 2006 y haber sondeado al grupo en la reunión de Caracas (Venezuela) de ese mismo año. Otros países productores de petróleo, aunque no son integrantes de la OPEP, como Sudán, México, Noruega, Rusia, Kazajistán, Omán y Egipto, participan regularmente como observadores en las reuniones ordinarias del grupo. Tabla 1.4. Reservas de petróleo a nivel mundial por país

Fuente: Opep.com

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Tabla 1.4. Reservas de petróleo a nivel mundial por país (Continuación).

Fuente: Opep.com

Tabla 1.5. Producción promedio diaria de petróleo de países de la OPEP

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Tabla 1.6. Producción mundial de barriles de petróleo por país

Fuente: Opep.com

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Tabla 1.7. Producción mundial de gas por país

Fuente: Opep.com

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Tabla 1.7. Producción mundial de gas por país (Continuación)

Fuente: Opep.com

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Tabla 1.7. Producción mundial de gas por país miembros de la OPEP.

Fuente: Opep.com

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Tabla 1.7. Producción mundial de gas por país miembros de la OPEP (Continuación).

Fuente: Opep.com

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Tabla 1.18.Consumo de productos derivados de petróleo a nivel mundial

Fuente: Opep.com

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Tabla 1.10.Consumo de derivados de petróleo por países de la OPEP

Fuente: Opep.com

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Tabla 1.10.Consumo de derivados de petróleo por países de la OPEP (Continuación).

Fuente: Opep.com

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1.9.

PRINCIPALES PETROLERAS ESTATALES DE AMÉRICA

A continuación presentamos información adaptada de las principales empresas estatales de Latinoamérica y son las siguientes [Arreglo de Wikipedia, 2012]: Argentina: ENARSA (acrónimo de Energía Argentina S.A.) es una empresa pública argentina dedicada a la exploración, explotación, destilación y venta del petróleo y sus productos derivados, así como la comercialización de gas natural y electricidad. La titularidad de la empresa está repartida en un 53% perteneciente al Estado nacional, un 12% en manos de las provincias y el resto a comerciarse en la bolsa de comercio. Enarsa cuenta entre sus activos el monopolio legal sobre de la exploración y explotación de la plataforma submarina del Mar Argentino. Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) Sociedad del Estado, fundada en 1922, fue la primera petrolera estatal de la región y modelo sobre el que se constituyeron entre otras Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y lo que posteriormente sería Petrobras. En su momento la mayor empresa del país, perteneció al Estado argentino hasta su privatización durante la presidencia de Carlos Saúl Menem. Bolivia: YPFBCorporación (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación) es la empresa estatal boliviana encargada de la exploración y procesos de destilación y venta en Bolivia. A la fecha realiza operaciones en Bolivia y tiene varias empresas subsidiarias como YPFB Andina, YPFB Transporte, YPFB redes y otras. Brasil: Petrobras es una empresa integrada de energía de origen brasileño. De naturaleza semi-pública con participación nacional y extranjera privada, con 51% de las acciones preferenciales en manos del Estado brasileño y los otros 49% en manos privadas. Petrobras opera en forma activa en el mercado internacional de petróleo como así también a través del intercambio de una importante diversidad de productos relacionados con la industria hidrocarburífera. Entre otras cosas, Petrobras se destaca por utilizar alta tecnología en operaciones de exploración y producción de petróleo en aguas abiertas (off shore) contando con el récord de la planta de producción de crudo más profunda del mundo.

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En noviembre de 2007 fue descubierto en Brasil el megacampo de Tupi, en la "Bahía de Santos", con una reserva estimada por la Petrobras de entre 5 mil millones y 8 mil millones de barriles de petróleo, uno de los más grandes descubrimientos de petróleo del mundo desde 2000. El 14 de abril de 2008 Petrobras anuncia el descubrimiento del megacampo Carioca, cinco veces más grande que el de Tupi, con reservas cercanas a los 33 mil millones de barriles de oleo equivalente. Colombia: Ecopetrol S.A. es una Sociedad Pública por acciones, del estado colombiano, dedicada a explorar, producir, transportar, refinar y comercializar hidrocarburos. Con utilidades promedio en los últimos 5 años superiores a los 1.2 billones de pesos anuales y exportaciones en el mismo período por más de 1.981 millones de dólares, es la cuarta petrolera estatal más grande de América Latina. Ecuador: Petroecuador (Empresa Estatal Petróleos del Ecuador) es una empresa estatal ecuatoriana, creada el 26 de septiembre de 1989, encarga de la explotación de hidrocarburos. El Estado, directamente por medio de Petroecuador o por contratos de asociación con terceros, asume la exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos en el territorio nacional y mar territorial. (MCR) México: Petróleos Mexicanos (PEMEX) es una empresa estatal mexicana, creada en 1938, que cuenta con un monopolio constitucional para la explotación de los recursos energéticos (principalmente petróleo) en territorio mexicano, aunque también cuenta con diversas operaciones en el extranjero. PEMEX es la única empresa que puede explotar el petróleo en México. Es actualmente la segunda mayor empresa de petróleo de América Latina. Esta empresa actúa bajo la supervisión de un consejo de administración, cuyo presidente es el Secretario de Energía, actualmente la Dra. Georgina Kessel Martínez. El Director General de PEMEX (el cual es el encargado de las operaciones diarias) es Jesús Reyes Heroles González Garza. Actualmente, en México se está llevando a cabo un debate que eventualmente puede o no derivar en un proceso para permitir el ingreso de capital particular en el petróleo, ya sea este extranjero o nacional.

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Venezuela: Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA) es una empresa estatal que se dedica a la explotación, producción, refinación, petroquímica, mercadeo y transporte del petróleo venezolano. Fue creada el 1 de enero de 1976. PDVSA es la empresa más grande de América Latina, catalogada en 2005 como la tercera empresa petrolera a nivel mundial y clasificada por la revista internacional Fortune como la empresa número 35 entre las 500 más grandes del mundo. Petróleos de Venezuela está de tercera en el ranking de las 50 empresas petroleras del mundo, sólo superada por SaudiAramco, de Arabia Saudita, y por ExxonMobil, de Estados Unidos.Entre sus mayores activos internacionales están las refinerías Citgo en los Estados Unidos de América de la cual es propietaria en un 100%, la Ruhr Oil en Alemania, la cual posee en un 50%, y la Nynas, en Suecia, en la cual es propietaria equitativamente con una empresa petrolera de Finlandia.

1.10. DERRAMES, AMENAZAS PARA LA SOCIEDAD Y EL MEDIOAMBIENTE El petróleo tiene el problema de ser insoluble en agua y por lo tanto, difícil de limpiar. Además, la combustión de sus derivados produce productos residuales: partículas, CO2, SOx (óxidos de azufre), NOx (óxidos nitrosos), etc.En general, los derrames de hidrocarburos afectan profundamente a la fauna y vida del lugar, razón por la cual la industria petrolera mundial debe cumplir normas y procedimientos estrictos en materia de protección ambiental. Casi la mitad del petróleo y derivados industriales que se vierten en el mar, son residuos que vuelcan las ciudades costeras. El mar es empleado como un accesible y barato depósito de sustancias contaminantes. Otros derrames se deben a accidentes que sufren los grandes barcos contenedores de petróleo, que por negligencia transportan el combustible en condiciones inadecuadas. De cualquier manera, los derrames de petróleo representan una de las mayores causas de la contaminación oceánica. Ocasionan gran mortandad de aves acuáticas, peces y otros seres vivos de los océanos, alterando el equilibrio del ecosistema.

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En las zonas afectadas, se vuelven imposibles la pesca, la navegación y el aprovechamiento de las playas con fines recreativos [Zúñiga: 2012]. Figura. 1.17 Voluntarios limpiando las costas de Galicia después de la catástrofe de Prestige, marzo de 2003

1.11. EL PICO HUBBERT EN EL MUNDO La teoría del pico de Hubbert, también conocida como cenit del petróleo, petróleo pico o agotamiento del petróleo, es una influyente teoría acerca de la tasa de agotamiento a largo plazo del petróleo, así como de otros combustibles fósiles. Predice que la producción mundial de petróleo llegará a su cenit y después declinará tan rápido como creció, resaltando el hecho de que el factor limitador de la extracción de petróleo es la energía requerida y no su coste económico. Aún siendo controvertida, esta teoría es ampliamente aceptada entre la comunidad científica y la industria petrolera. El debate no se centra en si existirá un pico del petróleo sino en cuándo ocurrirá, ya que es evidente que el petróleo es un recurso finito y no renovable en escalas cortas de tiempo por lo que en un momento u otro se llegará al límite de extracción.

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Esto depende de los posibles descubrimientos de nuevas reservas, el aumento de eficiencia de los yacimientos actuales, extracción profunda o la explotación de nuevas formas de petróleo no convencionales. Quienes apoyan la Teoría del Pico del Petróleo dudan que antes de su llegada se hayan podido explotar nuevas fuentes de energía que compensen los efectos del agotamiento del crudo en nuestra vida diaria. Otros creen que la tendencia dominante será la de seguir usando combustibles fósiles como el carbón o el metano y el problema no será tanto la sustitución del petróleo por otros combustibles sino más bien, el del cambio climático. La base de este punto de vista es que todas las reservas de crudo existentes no se pueden pretender quemar sin afectar con ello negativamente al clima de la Tierra. Los efectos sobre el clima según algunos podrían hacerse notar antes que el agotamiento del crudo. Desde esa visión las reservas son irrelevantes. Esto es lo mismo que ocurre con el plutonio, otra fuente de energía (nuclear). El problema en su caso no es tanto cómo encontrarlo o fabricarlo sino cómo usarlo de forma segura sin que graves efectos colaterales hagan inútiles sus beneficios energéticos [CollinCampbel& Jean Lahrrère, 1998]. Tras una subida récord en el precio del barril de petróleo (147.25 dólares el Brent, 146.90 dólares el WTI) y un virtual estancamiento en la producción desde 2005, incluso periódicos conservadores hacen eco del pico del petróleo. Todo esto ocurre en un contexto mundial en el que buena parte de las naciones exportadoras dan síntomas de no poder producir más. Los yacimientos mexicanos caen a un 14% anual y se prevé que pase a ser país importador neto en 2012. Rusia, a su vez, parece haber llegado a su segundo y último cénit de extracción al afirmar por primera vez que no va a poder seguir incrementando más su producción. Arabia Saudita, donde las reservas son secreto de estado no parece responder a las súplicas que desde occidente se hacen para que aumente su producción.

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Muchos especialistas afirman que detrás de las declaraciones de que "el mercado ya está suficientemente abastecido" se esconde la realidad de que ni tan solo los yacimientos gigantes como Ghawar o Burgan pueden ya evitar por más tiempo el inevitable desplome de la producción. Por lo que respecta a las reservas estadounidenses y las del Mar del Norte siguen en caída libre a pesar de la entrada en el mercado del petróleo de Alaska. Por primera vez se empieza a hablar ya de la posibilidad cierta de que estemos dejando atrás el cénit de producción. Huelgas de transportistas, pescadores y otros sectores afectados por la subida del gasóleo de casi el 30% en los últimos 6 meses se suceden en varios países de Europa. Paralelamente el malestar crece entre el norteamericano medio acostumbrado al petróleo barato que ve como ahora empieza a tener que pagar por primera vez precios "europeos". En sintonía con esto, en el sector aéreo, el eslabón más débil de la cadena de consumo de combustibles (por estar atado al uso intensivo de combustibles líquidos exclusivamente) se suceden despidos por miles y líneas aéreas que quiebran de repente. En total, en los últimos 5 años el precio parece haberse desestabilizado y ha acumulado ya una subida de un 400%. Este ascenso descontrolado no parece tener fin a la vista a pesar de las reducciones de consumo en occidente ya que China e India incrementan año a año su demanda y los propios países exportadores al incrementar su desarrollo ponen cada vez menos petróleo en el mercado [CollinCampbel& Jean Lahrrère: 1998]. Última producción máxima Hasta ahora, la producción máxima de petróleo convencional se dio en Mayo de 2005, según Matthew R. Simmons, y fue de 74.298.000 barriles de petróleo al día. Desde ese día (día de cenit de petróleo convencional mientras no se produzcan más barriles por día) han transcurrido 1369 días. Según la OPEP, la producción máxima de petróleo convencional se dio en 2006 y fue de 71.715.500 barriles de petróleo al día. Desde ese día (día de cenit de petróleo convencional mientras no se produzcan más barriles por día) han transcurrido 789 días.

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La producción máxima de petróleo convencional, más la producción de pizarra bituminosa, arenas de alquitrán y líquidos de gas natural, fue de 81.659.000 barriles de petróleo por día, en 2006 según British Petroleum. Desde ese año (año del cenit total mientras no se produzcan más barriles por día) han transcurrido 789 días. Según EnergyInformationAdministration del UnitedStatesDepartment of Energy la producción máxima de petróleo convencional, más la producción de leasecondensate, pizarra bituminosa, arenas de alquitrán y líquidos de gas natural, fue de 84.630.000 barriles de petróleo por día, en 2005. Desde ese año (año del cenit total mientras no se produzcan más barriles por día) han transcurrido 1154 días. Las implicaciones del modelo son motivo de controversia. Algunos economistas del petróleo, como Michael Lynch, argumentan que la curva de Hubbert con un pico agudo no es aplicable a la curva de producción global debido a las diferencias en las diferentes reservas de crudo, a las actuaciones políticas y militares, a la demanda y a las asociaciones comerciales entre países y regiones. Críticos como Leonardo Maugeri puntualizan que quienes apoyan el pico de Hubbert, como Campbell, previamente ya advirtieron de un pico global de producción en 1989 y en 1995 basados en los datos de producción disponible que se tenían en ese momento. Sin embargo, como en toda previsión, la precisión debería mejorar con el tiempo y el acopio de mayores y mejores datos. Maugeri critica, aun así, que las últimas estimaciones no tienen en cuenta el crudo no-convencional. Aunque las reservas disponibles son enormes los costes de extracción podrían ser muy altos y, seguramente, nunca podrán ser aprovechados como aceites ligeros sin que se pierda energía en el proceso, llegando incluso al punto de que no haya ganancia energética. Además Maugeri hace notar que la recuperación de las fuentes petrolíferas actuales ha aumentado desde un 22% en 1980 hasta un 35% en la actualidad gracias a las nuevas tecnologías y predice que esas mejoras proseguirán.

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Según Maugeri, la proporción entre las reservas probadas y la producción mejora constantemente, pasando desde los 20 años en 1948 a los 35 años en 1972 y alcanzando los 40 años en 2003. Además estas mejoras han ocurrido en épocas de bajas inversiones en nuevas exploraciones y modernizaciones de la tecnología en uso debido a los bajos precios del crudo durante los últimos 20 años. Unos precios altos deberían motivar esas inversiones (Maugeri, 2004). De acuerdo con el profesor James H. L. Lawler, una planta de extracción de crudo podría integrar diversas tecnologías probadas en un nuevo sistema que permitiría recuperar todos los hidrocarburos dejados por las extracciones primarias y secundarias. En la actualidad solo la mitad o menos del aceite de un pozo es recuperado. Si dichas tecnologías llegan a ser realidad las reservas podrían virtualmente doblarse de golpe. Promete un proceso de recuperación de un 95% consumiendo solo el 3% de las reservas iníciales. Por tanto, podrían quedar masivas cantidades de petróleo por recuperar de los puntos de extracción conocidos [CollinCampbel& Jean Lahrrère: 1998].

1.12. ENERGÍAS ALTERNATIVAS A LOS HIDROCARBUROS

1.12.1.

LA ENERGÍA NUCLEAR Y EL FUTURO

La energía nuclear es aquella que resulta del aprovechamiento de la capacidad que tienen algunos isótopos de ciertos elementos químicos para experimentar reacciones nucleares y emitir energía en la transformación. Existen dos formas de aprovechar la energía nuclear para convertirla en calor: la fisión nuclear, en la que un núcleo atómico se subdivide en dos o más grupos de partículas, y la fusión nuclear, en la que al menos dos núcleos atómicos se unen para dar lugar a otro diferente [Adorno y Barrios: 2010].

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Figura. 1.18. Plantas de Energía Nuclear

. Dicha energía se ha utilizado de muchas formas, pero principalmente en la construcción de armamento altamente destructivo, sin embargo su uso para el beneficio de la humanidad ha sido muy satisfactorio, implementándose en la medicina, elaboración y mantenimiento de alimentos, en el mantenimiento del medio ambiente, en la industria e investigación, y en la generación de energía eléctrica.

Es de hacer notar, que sin embargo a pesar del uso pacífico que se le ha dado a la energía nuclear, no se han hecho grandes esfuerzos para liberar a la humanidad del peligro de las armas nucleares, transformándose de esta forma en un medio de destrucción masiva.

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En el caso de Venezuela la implementación de este tipo de energía no está muy difundido, ya que solo entes pertenecientes al gobierno nacional, tales como el IVIC, son los que han manejado el uso de la energía nuclear y su implementación en las áreas de agricultura, medicina e industria, siendo el IVIC la única organización de investigación científica en Venezuela que posee un reactor nuclear. A diferencia de otros países de Latinoamérica tales como Brasil, Argentina y Chile, donde se han implementado plantas nucleares para producción de energía eléctrica, en Venezuela no se han hecho grandes esfuerzos para llevar a cabo proyectos de esta magnitud. Gracias al uso de reactores nucleares hoy en día es posible obtener importantes cantidades de material radiactivo a bajo costo. Es así como desde finales de los años 40, se produce una expansión en el empleo pacífico de diversos tipos de Isótopos Radiactivos en diversas áreas del quehacer científico y productivo del hombre. Estas áreas se pueden clasificar en: Agricultura y Alimentación a. Control de Plagas: Se sabe que algunos insectos pueden ser muy perjudiciales tanto para la calidad y productividad de cierto tipo de cosechas, como para la salud humana. En muchas regiones del planeta aún se les combate con la ayuda de gran variedad de productos químicos, muchos de ellos cuestionados o prohibidos por los efectos nocivos que producen en el organismo humano. Sin embargo, con la tecnología nuclear es posible aplicar la llamada "Técnica de los Insectos Estériles (TIE)", que consiste en suministrar altas emisiones de radiación ionizante a un cierto grupo de insectos machos mantenidos en laboratorio. Luego los machos estériles se dejan en libertad para facilitar su apareamiento con los insectos hembra. No La irradiación aplicada a semillas, después de importantes y rigurosos estudios, permite cambiar la informacióngenética de ciertas variedades de plantas y vegetales de consumo humano. El objetivo de la técnica, es la obtención de nuevas variedades de especies con características particulares que permitan el aumento de su resistencia y productividad.

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b. Conservación de Alimentos: En el mundo mueren cada año miles de personas como producto del hambre, por lo tanto, cada vez existe mayor preocupación por procurar un adecuado almacenamiento y mantención de los alimentos. Las radiaciones son utilizadas en muchos países para aumentar el período de conservación de muchos alimentos. Es importante señalar, que la técnica de irradiación no genera efectos secundarios en la salud humana, siendo capaz de reducir en forma considerable el número de organismos y microorganismos patógenos presentes en variados alimentos de consumo masivo. La irradiación de alimentos es aplicada en Chile en una planta de irradiación multipropósito ubicada en el Centro de Estudios Nucleares Lo Aguirre, con una demanda que obliga a su funcionamiento ininterrumpido durante los 365 días del año. Hidrología Gracias al uso de las técnicas nucleares es posible desarrollar diversos estudios relacionados con recursos hídricos. En estudios de aguas superficiales es posible caracterizar y medir las corrientes de aguas lluvias y de nieve; caudales de ríos, fugas en embalses, lagos y canales y la dinámica de lagos y depósitos. En estudios de aguas subterráneas es posible medir los caudales de las napas, identificar el origen de las aguas subterráneas, su edad, velocidad, dirección, flujo, relación con aguas superficiales, conexiones entre acuíferos, porosidad y dispersión de acuíferos [Adorno y Barrios, 2010]. Medicina a. Vacunas: Se han elaborado radio vacunas para combatir enfermedades parasitarias del ganado y que afectan la producción pecuaria en general. Los animales sometidos al tratamiento soportan durante un período más prolongado el peligro de reinfección siempre latente en su medio natural.

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b. Medicina Nuclear: Se ha extendido con gran rapidez el uso de radiaciones y de radioisótopos en medicina como agentes terapéuticos y de diagnóstico. En el diagnóstico se utilizan radiofármacos para diversos estudios de: Tiroides, Hígado, Riñón, Metabolismo, Circulación sanguínea, Corazón, Pulmón, Trato gastrointestinales. En terapia médica con las técnicas nucleares se puede combatir ciertos tipos de cáncer. Con frecuencia se utilizan tratamientos en base a irradiaciones con rayos gamma provenientes de fuentes de Cobalto-60, así como también, esferas internas radiactivas, agujas e hilos de Cobalto radiactivo. Combinando el tratamiento con una adecuada y prematura detección del cáncer, se obtienen terapias con exitosos resultados. c. Radioinmunoanálisis: Se trata de un método y procedimiento de gran sensibilidad utilizado para realizar mediciones de hormonas, enzimas, virus de la hepatitis, ciertas proteínas del suero, fármacos y variadas sustancias. El procedimiento consiste en tomar muestras de sangre del paciente, donde con posterioridad se añadirá algún radioisótopo específico, el cual permite obtener mediciones de gran precisión respecto de hormonas y otras sustancias de interés. d. Radiofármacos: Se administra al paciente un cierto tipo de fármaco radiactivo que permite estudiar, mediante imágenes bidimensionales (centelleografía) o tridimensionales (tomografía), el estado de diversos órganos del cuerpo humano. De este modo se puede examinar el funcionamiento de la tiroides, el pulmón, el hígado y el riñón, así como el volumen y circulación sanguíneos. También, se utilizan radiofármacos como el Cromo - 51 para la exploración del bazo, el Selenio - 75 para el estudio del páncreas y el Cobalto - 57 para el diagnóstico de la anemia.

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Medio Ambiente En esta área se utilizan técnicas nucleares para la detección y análisis de diversos contaminantes del medio ambiente. La técnica más conocida recibe el nombre de Análisis por Activación Neutrónica, basado en los trabajos desarrollados en 1936 por el científico húngaro J.G. Hevesy, Premio Nobel de Química en 1944. La técnica consiste en irradiar una muestra, de tal forma, de obtener a posteriori los espectros gamma que ella emite, para finalmente procesar la información con ayuda computacional. La información espectral identifica los elementos presentes en la muestra y las concentraciones de los mismos[Adorno y Barrios: 2010]. Una serie de estudios se han podido aplicar a diversos problemas de contaminación como las causadas por el bióxido de azufre, las descargas gaseosas a nivel del suelo, en derrames de petróleo, en desechos agrícolas, en contaminación de aguas y en el smog generado por las ciudades. Industria e Investigación a. Trazadores: Se elaboran sustancias radiactivas que son introducidas en un determinado proceso. Luego se detecta la trayectoria de la sustancia gracias a su emisión radiactiva, lo que permite investigar diversas variables propias del proceso. Entre otras variables, se puede determinar caudales de fluidos, filtraciones, velocidades en tuberías, dinámica del transporte de materiales, cambios de fase de líquido a gas, velocidad de desgaste de materiales, etc.. b. Instrumentación: Son instrumentos radioisótopicos que permiten realizar mediciones sin contacto físico directo. Se utilizan indicadores de nivel, de espesor o bien de densidad.

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c. Imágenes: Es posible obtener imágenes de piezas con su estructura interna utilizando radiografías en base a rayos gamma o bien con un flujo de neutrones. Estas imágenes reciben el nombre de Gammagrafía y Neutrografía respectivamente, y son de gran utilidad en la industria como método no destructivo de control de calidad. Con estos métodos se puede comprobar la calidad en soldaduras estructurales, en piezas metálicas fundidas, en piezas cerámicas, para análisis de humedad en materiales de construcción, etc. d. Datación: Se emplean técnicas isotópicas para determinar la edad en formaciones geológicas y arqueológicas. Una de las técnicas utiliza el Carbono-14, que consiste en determinar la cantidad de dicho isótopo contenida en un cuerpo orgánico. La radiactividad existente, debida a la presencia de Carbono-14, disminuye a la mitad cada 5730 años, por lo tanto, al medir con precisión su actividad se puede inferir la edad de la muestra. e. Investigación: Utilizando haces de neutrones generados por reactores, es posible llevar a cabo diversas investigaciones en el campo de las ciencias de los materiales. Por ejemplo, se puede obtener información respecto de estructuras cristalinas, defectos en sólidos, estudios de monocristales, distribuciones y concentraciones de elementos livianos en función de la profundidad en sólidos, etc. En el ámbito de la biología, la introducción de compuestos radiactivos marcados ha permitido observar las actividades biológicas hasta en sus más mínimos detalles, dando un gran impulso a los trabajos de carácter genético.

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Energía nuclear de fusión Ventajas Se puede sintetizar una mayor producción de energía por toneladas de combustible respecto al carbón o al gas natural y en una reacción sin emisiones una vez alcanza la estabilidad, la fusión nuclear, siempre y cuando éste llegue a construirse y operar en condiciones comerciales algún día. según el proyecto original, el tiempo estimado entre el inicio de la construcción y la puesta en marcha es de 96 meses- es preciso transportar los combustibles de un modo regular, en itinerarios de entrada y salida de las instalaciones. No obstante, para que la reacción no se detenga, periódicamente deberá añadirse combustible al sistema. La energía requerida para iniciar la reacción no es nada insignificante, y equivale a la producida por una central térmica de 500 MW más otros 100 MW para refrigerar los super-magnetos. Desventajas Es todavía una tecnología en fase de investigación para su uso potencial en la generación de electricidad. International Thermonuclear Experimental Reactor. Los Estados Unidos de América abandonaron el proyecto. Presenta numerosos problemas que afectan todas las etapas de la vida operativa del reactor. El principal problema es alcanzar el estado llamado de "ignición", en el cual el calor producido por el plasma en la cámara mantiene la reacción de fusión, sin necesidad de aporte de energía exterior adicional.

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Energía nuclear de Fisión Ventajas Como combustible para la fisión nuclear se usan barras de uranio. Se pueden obtener grandes cantidades de energía con una pequeña cantidad de uranio, es decir, la energía nuclear es barata. No produce humo ni dióxido de carbono, ni favorece el efecto invernadero; en consecuencia, resulta útil como sustituto de los combustibles fósiles. Desventajas La energía nuclear no es renovable. A fin de cuentas, los recursos de uranio son finitos, y cuando se terminen las reservas no se podrá usar más este tipo de energía. Pero, de momento, estas reservas son grandes. Las centrales nucleares actuales son muy fiables, pero se deben destinar importantes cantidades de dinero para garantizar su seguridad. Y si, por cualquier motivo, sucediese algo, el accidente nuclear sería un desastre inconmensurable. El principal problema de las centrales nucleares lo constituyen los residuos radiactivos. No generan gran cantidad de basura o residuos. Hay desarrolladas técnicas que permiten recuperar más energía del uranio utilizado, con lo que cada vez se genera menos basura nuclear. Pero ese poquito que generan es extraordinariamente peligroso dado que para que se reduzca la radiactividad que emite la basura radiactiva hacen falta años y más años, aún no saben qué hacer con ella. En los últimos años se ha reactivado el debate sobre la energía nuclear. De hecho, comparado con el impulso que recibió durante la década de los 70, hoy en día es la fuente de energía que menos crece. Pero siendo como es la energía que puede sustituir a los combustibles fósiles de manera masiva y barata, se oyen cada vez más fuertes, procedentes de los más diversos ámbitos, las voces que claman por impulsar nuevamente la energía nuclear[Adorno y Barrios, 2010].

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1.12.2.

ENERGÍA EÓLICA

Energía eólica es la energía obtenida del viento, o sea, la energía cinética generada por efecto de las corrientes de aire, y que es transformada en otras formas útiles para las actividades humanas [Fernández: 2009]. Figura. 1.20 Parque Eólico

El término eólico viene del latín Aeolicus, perteneciente o relativo a Eolo, dios de los vientos en la mitología griega. La energía eólica ha sido aprovechada desde la antigüedad para mover los barcos impulsados por velas o hacer funcionar la maquinaria de molinos al mover sus aspas. En la tierra el movimiento de las masas de aire se deben principalmente a la diferencia de presiones existentes en distintos lugares de esta, moviéndose de alta a baja presión, este tipo de viento se llama viento geoestrófico. La industria de la energía eólica en tiempos modernos comenzó en 1979 con la producción en serie de turbinas de viento por los fabricantes Kuriant, Vestas, Nordtank, y Bonus. Aquellas turbinas eran pequeñas para los estándares actuales, con capacidades de 20 a 30 kW cada una.

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Desde entonces, la talla de las turbinas ha crecido enormemente, y la producción se ha expandido a muchos países. En la actualidad, la energía eólica es utilizada principalmente para producir energía eléctrica mediante aerogeneradores. A finales de 2007, la capacidad mundial de los generadores eólicos fue de 94.1 gigavatios. Mientras la eólica genera alrededor del 1% del consumo de electricidad mundial, representa alrededor del 19% de la producción eléctrica en Dinamarca, 9% en España y Portugal, y un 6% en Alemania e Irlanda (Datos del 2007). La energía eólica es un recurso abundante, renovable, limpio y ayuda a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero al reemplazar termoeléctricas a base de combustibles fósiles, lo que la convierte en un tipo de energía verde. Sin embargo, el principal inconveniente es su intermitencia[Fernández: 2009]. Tabla. 1.2 Principales Países por Capacidad Eólica Instalada PAÍS

Mw

PAÍS

Mw

ALEMANIA

** 6.200

CHINA

340

ESTADOS UNIDOS

** 2.568

SUECIA

* 231

ESPAÑA

** 2.402

GRECIA

*189

DINAMARCA

2.3

JAPON

150

INDIA

1.22

CANADÁ

140

HOLANDA

458

IRLANDA

118

ITALIA

427

PORTUGAL

100

REINO UNIDO

409

TOTAL EUROPA

12.972 Mw

TOTAL MUNDIAL

17.706 Mw

Fuente: whs-service

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1.12.3.

ENERGÍA GEOTÉRMICA

Se llama energía geotérmica a la que se encuentra en el interior de la tierra en forma de calor[Garcés y Giraldo: 2007], como resultado de: 

La desintegración de elementos radiactivos.



El calor permanente que se originó en los primeros momentos de formación del planeta.

El calor del interior de la Tierra se debe a varios factores, entre los que cabe destacar el gradiente geotérmico, el calor radiogénico, etc. Geotérmico viene del griegogeo, "Tierra", y thermos, "calor"; literalmente "calor de la Tierra" Esta energía se manifiesta por medio de procesos geológicos como volcanes en sus fases póstumas, los geiseres que expulsan agua caliente y las aguas termales. Se produjo energía eléctrica geotérmica por vez primera en Larderello, Italia, en 1904. Desde ese tiempo, el uso de la energía geotérmica para electricidad ha crecido mundialmente a cerca de 8.000 megawatt de los cuales EE. UU.genera 2.700 MW Los usos de esta energía son: 

Generación de electricidad



Aprovechamiento directo del calor



Calefacción y ACS



Refrigeración por absorción

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Figura. 1.21 Planta de Energía Geotérmica en las Filipinas

Ventajas: Es una fuente que evitaría la dependencia energética del exterior. Los residuos que produce son mínimos y ocasionan menor impacto ambiental que los originados por el petróleo, carbón. Desventajas: Emisión de ácido sulfhídrico que se detecta por su olor a huevo podrido, pero que en grandes cantidades no se percibe y es letal. Emisión de CO2, con aumento de efecto invernadero. Contaminación de aguas próximas con sustancias como arsénico, amoniaco, etc. Contaminación térmica. Deterioro del paisaje. No se puede transportar.

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CAPÍTULO 2 GAS NATURAL

2.1.

GENERALIDADES

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos parafínicos livianos como el metano, etano, propano, isobutano, n-butano, iso pentano, n-pentano, hexanos, heptanos, octanos, etc. y algunas sustancias contaminantes como el H2S, CO2, N2, H2O y varios otros compuestos químicos presentes en menores cantidades. El Gas natural se encuentra frecuentemente en yacimientos fósiles, solo o acompañado al petróleo, es un producto incoloro e inodoro, no tóxico y más ligero que el aire. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se extrae, pero generalmente está compuesto por metano en cantidades que comúnmente superan el 90 o 95%, y suele contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2 o restos de butano o propano, como se mencionó en el párrafo anterior.

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El gas natural se utiliza como combustible y en la síntesis de compuestos orgánicos, tiene una enorme importancia no sólo como fuente de energía primaria, sino también como materia prima básica de la industria petroquímica. Una característica importante es que la mayor proporción del gas natural es gas metano, este compuesto químico le da una característica global gaseosa en condiciones ambientales. Por este motivo se conoce como “gas natural”. El gas se acumula en yacimientos subterráneos en regiones geológicas conocidas como "cuencas sedimentarias de hidrocarburos" y puede existir en ellas en forma aislada o mezclado con el petróleo. El gas natural puede encontrarse asociado con el crudo a ser extraído de un pozo, o estar libre o no asociado, cuando se encuentra en un yacimiento de gas. El gas natural se define de acuerdo con su composición y sus propiedades fisicoquímicas que son diferentes en cada yacimiento y su procesamiento busca enmarcarlo dentro de unos límites de contenido de componentes bajo una norma de calidad establecida. El gas natural es una energía eficaz, rentable y limpia, y por sus precios competitivos y su eficiencia como combustible, permite alcanzar considerables economías a sus utilizadores. Por ser el combustible más limpio de origen fósil, contribuye decisivamente en la lucha contra la contaminación atmosférica, y es una alternativa energética que destacará en el siglo XXI por su creciente participación en los mercados mundiales de la energía [Parada, Gómez, Bohórquez y Mendoza: 2009].

2.2.

HISTORIA Y ECONOMÍA DEL GAS NATURAL

Un estudio de la prospectiva del gas natural se publicó por el gobierno Mexicano y transcribimos un resumen a continuación: “Después de un fuerte período de expansión que duró la mayor parte de 2008, la industria de gas fue golpeada fuertemente por el impacto de la recesión económica.

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Aunque el precio del gas fue competitivo durante 2009, el mercado de gas natural vio un descenso neto en el consumo, lo que llevó a una disminución histórica en la producción mundial, y el comercio internacional de algunos países. Además, el desplome subsecuente de precios del mercado dio al gas natural licuado (GNL) un margen competitivo en la cuenca del Atlántico, donde el gas excedente continuó acumulándose, advirtiendo un largo período de "burbuja de gas (excedentes)" que la industria tendrá que ajustar para permitir el desarrollo armonioso y de largo plazo en los mercados “[Prospectiva Gas Natural México 2010 a 2025].

2.2.1. EL GAS NATURAL EN LA DEMANDA DE ENERGÍA [INFORME DEL FONDO MONETARIO INTERNACIONAL 2009]. En el periodo 2008-2009, la economía mundial atravesó una etapa de inestabilidad financiera, ya que estuvo acompañada de una desaceleración económica mundial y de un colapso marcado del comercio internacional en muchas décadas. Ningún país quedó a salvo de esta tempestad económica. La actividad económica y el comercio internacional de mercancías se desplomaron desde el último trimestre de 2008 en todos los mercados, los cuales siguieron cayendo con rapidez a comienzos de 2009. El PIB mundial retrocedió más de 6% (anualizado) el cuarto trimestre de 2008 y el primero de 2009. Las economías avanzadas sufrieron considerablemente a causa del estrés financiero y del deterioro de los mercados de vivienda. En los mercados emergentes de Europa y de la Comunidad de Estados Independientes, que se habían apoyado mucho en las entradas de capital para alimentar el crecimiento, no tardaron en registrarse daños considerables a través de los canales financieros. Los países con una marcada dependencia de la exportación de manufacturas, como los de Asia Oriental, Japón, Alemania y Brasil, se vieron vapuleados por la caída de la demanda en los mercados de exportación.

70

Los países de África, América Latina y Oriente Medio sufrieron a causa del colapso en los precios de las materias primas, la caída de la demanda de exportaciones, la disminución de las remesas y las entradas de capital extranjero. La economía mundial registró una contracción de 0.6% durante 2009 (el año previo se expandió 3.0%). En el primer trimestre la actividad económica extendió la fase recesiva que venía observándose desde finales de 2008, y en los siguientes tres trimestres se dio una recuperación gradual. A lo anterior contribuyó el esfuerzo concertado de políticas macroeconómicas y financieras de varios países, así como la reactivación del comercio mundial. No obstante, la reanudación del crecimiento tuvo lugar a ritmos diferentes entre regiones y países. Las economías avanzadas mostraron una caída considerable en el año en su conjunto, mientras que las economías emergentes se expandieron, exceptuando a la región latinoamericana. La inflación a nivel global fue relativamente baja durante 2009, si bien algunas economías, tanto avanzadas como emergentes, experimentaron un repunte moderado en la segunda mitad del año. Las condiciones financieras internacionales mejoraron a partir del segundo trimestre, pero se mantuvieron frágiles, en tanto que el proceso de fortalecimiento de los balances de los bancos en las principales economías avanzadas se tradujo en una reducción del crédito. Así, el desarrollo de la energía en 2009 estuvo sometido a una recesión global, y posteriormente a una recuperación gradual. En el último año, la economía mundial por primera vez se contrajo desde la Segunda Guerra Mundial, lo que también propició una caída en el consumo global de energía. Dado que la recesión económica global manipuló a la baja el consumo de energía en 2009, es importante mencionar que éste fue el primer descenso en el rubro desde 1982. (FMI 2009)

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Figura. 2.1 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 19992009 (millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)

Fuente: bp.com

El consumo mundial de energía primaria disminuyó 1.3% durante 2009. Por tipo de fuente, los consumos de petróleo, gas natural y energía nuclear disminuyeron más del promedio total, en tanto el consumo de carbón lo hizo ligeramente y permaneció prácticamente igual respecto al año anterior; por el contrario, únicamente la hidroenergía y otras formas de energías renovables aumentaron su participación en 2009. Al cierre del año, los precios de todas las formas de energía comercializadas cayeron, los descensos más agudos se observaron en el gas natural y el carbón comercializados en Norteamérica y Europa occidental, en Asia también disminuyeron los precios de carbón aunque en menor magnitud, dado el fuerte crecimiento de la importación de este combustible por parte de China. Los precios del crudo disminuyeron por primera vez desde 2001. Durante 2009, los precios del petróleo y el carbón en los mercados competitivos tocaron sus niveles más bajos a principios del año, siendo los precios del crudo los que se recuperaron primero, en tanto los precios de gas natural en Norteamérica y Europa Occidental continuaron disminuyendo.

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El precio de referencia del West Texas Intermediate(WTI) alcanzó un promedio de 61.92 dólares por barril, mientras que el Brent del Mar del Norte se cotizó en 61.67 dólares por barril, en ambos casos los promedios estuvieron por debajo de los registrados en 2006. El carbón con referencia en Australia registró una baja en el precio respecto al año previo, al pasar de 127.10 a 71.84dólares por tonelada métrica en 20093. El mismo comportamiento se experimentó en otras regiones de consumo,por ejemplo en el Noroeste de Europa pasó de 147.67 a 70.66 dólares por tonelada métrica, mientras que el preciospot promedio en Estados Unidos disminuyó de 118.79 a 68.08 dólares por tonelada métrica. La mínima caída de0.2% en el consumo del carbón durante el último año, fue la segunda registrada desde 1999 cuando la demanda mermó 0.5%. El conjunto de los países pertenecientes a la OCDE y la Comunidad de Estados Independientes experimentaron fuertes decrementos en sus consumos de carbón debido a una combinación de los efectos de la recesión económica y los precios competitivos del gas natural. Pese a lo anterior, la participación del carbón en el consumo mundial de energía representó 29.4% en 2009, siendo la más alta en la canasta de combustibles desde1970. En el caso de la energía nuclear se presentó una caída por tercer año consecutivo en 2009, pese a la recuperación dela nucleoeléctrica de Japón que había quedado fuera de operación por un terremoto. Por el contrario, la generación hidroeléctrica incrementó su uso, lo que sucedió dada la mayor utilización de países como Brasil, China y Estados Unidos.

2.2.2. DEMANDA Y MERCADO DEL GAS NATURAL PROYECCIÓN De acuerdo con las estimaciones de demanda, se necesitará incrementar la oferta en 133.7 MMpcd entre 2007 y2035, la mayor parte de esos incrementos se espera provengan de países que no pertenecen a la OCDE, estimándose que aporten 89.3%. En este sentido, el escenario de referencia del DOE estima que la producción de los países no OCDE crecerá a una tasa anual de 1.8% hacia 2035, mientras que la oferta de los países de la OCDE sólo crecerá0.5% anual en el mismo periodo.

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En cuanto a la producción de los países no OCDE, los incrementos más significativos provendrán de la región de Oriente Medio (un aumento de 43.3 mmmpcd entre 2007 y 2035), África (19.7 mmmpcd), Rusia y los otros países de Europa-Euroasia (17.5 mmmpcd). En el periodo estimado, Irán y Qatar incrementarán en conjunto su producción 32.9 mmmpcd entre 2007 y 2035, lo que representará una cuarta parte del total mundial. Esta porción incremental significativa se espera provenga de un solo campo costa afuera, conocido como North Field en el lado de Qatar y South Pars en el lado iraní. Cabe señalar que, aun y cuando el aprovechamiento de las fuentes no convencionales de gas natural no ha sido valorado, el escenario base del DOE estima un aumento considerable que provendrá de esos suministros, tales como el gas en depósitos de baja permeabilidad (tight gas), el gas de esquisto (shale gas) y el gas grisú (coalbedmethane), especialmente en países como Estados Unidos, Canadá y China. En Estados Unidos, una de las claves más importantes para esperar un incremento en la producción de las fuentes no convencionales ha sido el avance tecnológico en la perforación horizontal y el fracturamiento hidraúlico, con lo que se está haciendo posible el desarrollo de los vastos recursos del gas de esquisto que posee el país, por ello se prevé que hacia 2035 el gas de esquisto aporte una porción de 26% de su producción. En el caso de Canadá y China las aportaciones del gas en depósitos de baja permeabilidad, el gas de esquisto y el gas grisú se convertirán en una fuerte más importante que en Estados Unidos, ya que su aportación significará 63% y 56% de sus producciones en 2035, respectivamente.

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2.2.3. EL GAS NATURAL Y EL MEDIO AMBIENTE En los próximos años, cualquier acción por disminuir las emisiones de los gases de efecto invernadero podría afectar el uso de energía primaria alrededor del mundo y alterar el nivel y la composición de emisiones de bióxido de carbono(CO2) según la fuente de energía. El CO2 es uno de los gases de efecto invernadero emitidos a la atmósfera que causan mayor preocupación en el mundo. Las emisiones de CO2 son resultado principalmente de la utilización de un combustible fósil para obtener energía, lo que ha generado un gran debate respecto al cambio climático. De acuerdo con el DOE, las emisiones de bióxido de carbono del mundo se incrementarán 42.3% entre 2007 y 2035, alcanzando un valor estimado de 42.4 miles de millones de toneladas (mmmta) en el último año. La contribución a las emisiones a partir de combustibles fósiles ha cambiado en los últimos años, las asociadas a los combustibles líquidos en 1990 representaban 42.4% del total, en 2007 se estima en 38% y para 2035 representarán 33.9%. En el caso del gas natural, las emisiones de CO2 representaban 18.6% en 1990, para 2007 se elevaron a 20%, estimándose que en 2035 la participación apenas crecerá 20.3%. Por el contrario, si bien el carbón no es el combustible fósil más demandado, en 1990 representaba 39% de las emisiones totales, posteriormente en 2004 éstas superaron a las de los combustibles líquidos, y en 2007 llegaron a representar 42.1%, finalmente el escenario del DOE estima que llegarán a significar 45.8% de las emisiones totales de CO2, lo que significa que aquellas emisiones que provengan del uso del gas natural serán más benévolas al medio ambiente respecto a los otros combustibles.

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Figura. 2.2 Emisiones mundiales de bióxido de carbono por tipo de combustible,2000-2035(miles de millones de toneladas por año)

Fuente: International Energy Outlook 2010, EIA/DOE.

Durante 2010, el BP StatisticalReview of WorldEnergyestimó las emisiones de CO2 con base en los consumos de petróleo, gas natural y carbón para cada país. Esta fuente indica que en 2009 se emitieron 31.1 mmmta de CO2 en todo el mundo, sin embargo sólo 15 países representan 74.4% de ese valor, entre los cuales México ocupa la posición 13 y se estima que generó 437 millones de toneladas de CO2 ese año.

2.3.

REDES DE TRANSPORTE DEL GAS NATURAL

El gas natural se transporta mediante gasoductos. Un gasoducto es una conducción por tuberías que sirve para transportar gases combustibles a gran escala. Es muy importante su función en la actividad económica actual. El gasoducto consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión, desde el lugar de origen. Se construyen enterrados en zanjas y se entierran a una profundidad típica de cerca de 1 metro, excepcionalmente, se construyen sobre la superficie.

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Si la distancia es larga, puede haber estaciones de compresión a intervalos para mantener la presión en el sistema. Por razones de seguridad, las regulaciones de todos los países establecen que a intervalos determinados se sitúen válvulas en los gasoductos mediante las que se pueda cortar el flujo en caso de incidente.

2.4.

REDES CONCEPTUALES DE GAS NATURAL

El sistema de redes de gas esta conceptualizado en grupos genéricos, la clara diferenciación de las mismas es vital para el desarrollo de proyectos de expansión, así como en la minimización de los cuellos de botella y la correcta aplicación de los recursos económicos en el desarrollo. Las redes se clasifican en tres grupos: Redes de Producción, Redes de Transporte o Transmisión y Redes de Distribución. La Figura. 2.3 muestra un esquema detallado de las mismas. Figura 2.3. Redes conceptuales de gas natural.

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Las redes de producción comprenden el sistema de explotación que es vertebrado por las redes de recolección, las que transportan el gas desde los pozos del yacimiento a las instalaciones de separación de hidrocarburos líquidos y agua. Las instalaciones de tratamiento comprenden los procesos de endulzamiento y deshidratación y las de procesamiento de gas comprenden los procesos de extracción de líquidos y fraccionamiento. Opcionalmente el gas seguirá la ruta del transporte para la venta ó para las plantas de producción de GLP y como materia prima para las industrias petroquímicas, donde el gas se puede usar para efectuar los procesos petroquímicos a partir del metano como ser: GTL gasolina y diesel sintéticos, Metanol, plásticos, fertilizantes y reducción de hierro como en el caso del Mutún. Si el gas no se usa como materia prima se dirige al transporte. Luego el gas tratado y procesado se dirige a las redes de transporte

ó

transmisión, en estas redes, el gas es transportado a regiones lejanas, y es impulsado regularmente por plantas de compresión de gas, ubicadas en tramos adecuados para elevar la presión del gas y conducirlo por los gasoductos que componen la red. Los gasoductos se extienden por diversos tipos de terrenos: secos y húmedos; cruzan ríos, quebradas y fallas geológicas, por lo tanto el diseño debe ser el adecuado para cumplir con los requerimientos de consumo, medioambientales y de seguridad adecuadas para este fin. La llegada a los centros de consumo es precedida por las instalaciones de regulación de presión, medición y tratamiento secundario llamadas “City Gate” o puerta de la ciudad, luego se dirige a la red de distribución que comprende la red primaria o de alta presión de la cual se desprenden varias redes secundarias ó de media presión que vertebran las ciudades y pueblos para luego ingresar a las redes de baja presión que abastecen de gas a las redes domiciliarias, industriales y comerciales.

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El abastecimiento industrial se puede efectuar a través de las redes secundarias o primarias de acuerdo a su consumo neto.

2.5.

RECOLECCIÓN, TRATAMIENTO Y PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL

A continuación analizamos unos gráficos que muestran con más detalle la recolección, tratamiento y procesamiento del gas. Como se dijo anteriormente el proceso de recolección del gas comienza en boca de pozo, es decir, a la salida de los yacimientos Figura. 2.5. El Gas se extrae con una cierta cantidad de condensados los cuales se separan en una batería de separadores en los sistemas de recolección. Luego el gas ya liberado de sus condensados a las temperaturas y presiones de salida, es transportado por medio de ductos hacia las instalaciones de tratamiento de gas. Las instalaciones de tratamiento de gas natural son principalmente las de Endulzamiento y deshidratación de Gas. Las plantas de endulzamiento tienen la finalidad de extraer los compuestos ácidos del gas, principalmente CO2, H2S y otros compuestos sulfurados, que en contacto con el agua producen corrosión, la reducción de la vida útil de las instalaciones, y en consecuencia un alto riesgo de accidentes.

Los métodos de endulzamiento de gas más usados son:

La absorción química con soluciones de aminas, las cuales extraen los compuestos ácidos a elevadas presiones y bajas temperaturas en una torre contactora de absorción de platos o lecho empacado. Luego en el proceso de regenerado de las soluciones de aminas se liberan los gases ácidos y la amina se recircula para comenzar de nuevo el proceso.

79

Figura. 2.4 Recolección del gas natural

La absorción física con soluciones de los compuestos ácidos, en esta tecnología, el regenerado se realiza por cambios de presión y no requiere variaciones de temperaturas importantes. La adsorción por medio de lechos sólidos, como el Sulfatreat y el IronSponge, en estos casos el sólido adsorbe los gases ácidos y los retiene en su masa, luego de saturado el lecho se tiene que sustituir. Existen algunas combinaciones de las anteriores, en el Tomo II de esta publicación se estudia de forma detallada todas las alternativas de endulzamiento vigentes, en los estándares industriales en la actualidad.

80

Figura. 2.5Tratamiento del gas natural

Las instalaciones de deshidratación, por lo general siempre se implementan a continuación de las plantas de endulzamiento porque sus

efluentes están saturados con agua. La

extracción del agua es importante para evitar la formación de hidratos, los hidratos son unas combinaciones de hidrocarburos y agua, con estructuras de moléculas particulares que se presentan como un sólido o “nieve”, que causa problemas por taponamiento en las tuberías, mantenimiento de las instalaciones y desajustes en los procesos. Por otra parte el agua contribuye a la corrosión de los materiales y puede generar condiciones riesgosas. La deshidratación del gas se puede realizar por medio de absorción con glicoles los que capturan el agua del gas y luego lo liberan en forma de vapor. Las soluciones de glicoles son regenerables y recirculan. La deshidratación se puede realizar por otros métodos como la adsorción por sólidos como las mallas moleculares y otras.

81

Figura. 2.6 Absorbedores de mallas moleculares para deshidratación de gas

El procesamiento de gas por lo general comprende los procesos de extracción de líquidos y fraccionamiento del gas. Ambos procesos realizan la separación o disgregación de los componentes del gas por métodos

diferentes para producir materias primas para la

petroquímica, Gas de venta, GLP y gasolinas naturales. La Figura. 2.8 muestra el esquema de ambos procesos.

82

FIGURA. 2.7 Procesamiento del gas natural

Figura. 2.8 Equipo de Turboexpander para extracción de líquidos

83

Normalmente, de inicio se realiza la extracción de líquidos, donde se separan los líquidos del gas natural que se condensan por medio de enfriamiento. El gas separado es transportado para uso como gas de venta o en su caso como materia prima, en la petroquímica del metano. Los líquidos recuperados pasan al proceso de fraccionamiento de gas, donde se realizan “cortes” en los componentes del gas, es decir se realiza una separación por medio de la destilación que aprovecha la diferencia en la temperatura de ebullición de los componentes para separarlos. Estos productos pueden ser etanos, GLP y gasolinas naturales. Figura. 2.9 Equipos de fraccionamiento del gas natural

84

Los equipos diseñados para la separación de los remanentes de metano de los líquidos del gas natural, se denominan “demetanizadores”, los equipos diseñados para separar el metano se

denominan

“de-etanizadores”,

los

que

separan

el

propano

se

denominan

“depropanizadores” y así sucesivamente. Figura. 2.10. Montaje de la planta de gas en Margarita – Bolivia

2.6.

INSTALACIONES

COMERCIALES,

INDUSTRIALES

Y

DOMICILIARIAS Después del “City Gate” el gas natural tiene que distribuirse hasta los consumidores a través de redes de ductos que pueden ser abiertas o cerradas. Las redes abiertas son aquellas de configuración parecida a las raíces de un vegetal donde el acceso a cada sector sólo se puede realizarse en un solo sentido. Las redes cerradas son aquellas de configuración anular, es decir, el acceso del gas se puede realizar por dos rutas diferentes.

85

2.6.1. INSTALACIONES DOMICILIARIAS Y COMERCIALES La Figura. 2.11 muestra un esquema de las instalaciones domiciliarias, el diámetro de las tuberías es una función del consumo en el número de puntos instalados. La acometida contiene los elementos de regulación y medición para la facturación del consumo neto. Figura. 2.11 Esquema de Instalación Domiciliaria

Figura. 2.12. Instalación de medidores domiciliarios de gas

86

Figura. 2.13 Tuberías de instalaciones de un edificio

2.6.1.1.

INSTALACIONES INDUSTRIALES

Las instalaciones industriales están precedidas por la Estación de Regulación y Control, en nuestro medio llamamos a esta instalación “Puente de Regulación”. El “puente de regulación” efectúa las siguientes funciones: Filtra el gas natural Regula la presión del gas natural Mide el consumo de gas natural Alivia las posibles sobre presiones del sistema La Figura. 2.14 muestra un esquema de un puente de regulación genérico:

87

Figura. 2.14 Puente de Regulación

La Figura. 2.15 indica un esquema de la instalación completa para una industrial de un punto de consumo, para un mayor número de puntos se abren mayores ramales en paralelo. Figura. 2.15. Esquema de Instalación Industrial

88

Figura. 2.16 Puente de Regulación Industrial

2.7.

GAS NATURAL VEHICULAR (GNV)

El gas natural vehicular o comprimido, es el gas natural que se expende a presión en estaciones de servicio especialmente equipadas, para ser utilizadas como combustible automotor. La Figura. 2.17 muestra un esquema general de un auto convertido para el consumo de GNV. Figura. 2.17 Automóvil convertido para el consumo de GNV

89

El gas natural debe ser sometido a elevadas presiones para poder acumular cantidades significativas en un reducido espacio. Se almacena a 200 bares y a temperatura ambiente en recipientes (cilindros) de acero construidos con aleaciones especiales. La unidad de medida, a diferencia de los combustibles líquidos no es el litro, sino que se emplea el metro cúbico. El poder calorífico es de 9.300 Kcal/m3 (la gasolina especial 8.900 Kcal/litro). Los compresores que se utilizan para GNV son máquinas que trabajan con caudales relativamente importantes y con elevada alta presión. Por ello se utilizan los compresores del tipo alternativo pudiendo ser éstos de accionamiento hidráulico o bien mecánico. Pueden estar accionados mediante un motor eléctrico o bien por motores de combustión interna ya sean a gas u otro combustible. Para las presiones normales de suministro, se ajustan los compresores de tres a cuatro etapas, pudiendo ser de simple o doble efecto con sus cilindros dispuestos en forma horizontal, vertical, en W o en estrella. Los hay de cortes presurizados o no presurizados, de pistón seco o lubricado y además se fabrican refrigerados por aire o por agua. Las estaciones de servicio para el expendio de GNV son pequeñas plantas de compresión y almacenamiento; las que presentan los siguientes elementos o partes: Interconexión a la red Acometida Puente de regulación y medición Compresor Batería de cilindros de almacenamiento Dispensers (Surtidores de Carga)

90

Figura. 2.18 Estación de servicio de GNV

La Figura. 2.18 muestra el esquema general de una estación de servicio para el expendio de GNV. Figura. 2.19 Estación de servicio de GNV.

91

Figura. 2.20. Compresores multi-etapas de una estación de gas natural vehicular

Figura. 2.21 Dispenser de GNV

92

Figura. 2.22 Tanques de almacenamiento de GNV

La Figura. 2.23 indica un esquema general de las partes componentes de un kit de conversión de consumo de gasolina a gas GNV en un vehículo. Figura. 2.23 Kit de conversión de Gasolina a GNV

93

2.8.

GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP) A PARTIR DEL GAS

El fraccionamiento es una operación de destilación, este es probablemente el método más económico para separar una mezcla en sus componentes individuales. La separación es fácil si la volatilidad relativa de los compuestos “clave liviano” y “clave pesado” es substancialmente mayor que uno. Los componentes más livianos (producto de cima), se separan de los más pesados (producto de fondo). De esta forma, el producto de fondo de una columna es el alimento a la próxima columna, la cual puede operar a una presión menor pero a temperatura mayor. La altura de la columna, número de platos o altura de empaque, depende de la volatilidad relativa. Entre más baja sea la volatilidad relativa, la altura de la columna será mayor. En la Figura. 2.24 se muestra en forma esquemática una torre de fraccionamiento con sus diferentes componentes. El calor se introduce al rehervidor para producir los vapores de despojo. El vapor sube a través de la columna contactando el líquido que desciende. El vapor que sale por la cima de la columna entra al condensador donde se remueve calor por algún medio de enfriamiento. El líquido retorna a la columna como reflujo para limitar las pérdidas de componente pesado por la cima. Internos tales como platos o empaque promueven el contacto entre el líquido y el vapor en la columna. Un íntimo contacto entre el vapor y el líquido se requiere para que la separación sea eficiente. El vapor que entra a una etapa de separación se enfría, produciendo un poco de condensación de los componentes pesados. La fase líquida se calienta resultando en alguna vaporización de los componentes livianos. De esta forma, los componentes pesados se van concentrando en la fase líquida hasta volverse producto de fondo.

94

Figura. 2.24 Esquema de un Proceso de Destilación de Gases (GPSA)

La fase de vapor continuamente se enriquece con componente liviano hasta volverse producto de cima. El vapor que sale por la cima de la columna puede ser totalmente o parcialmente condensada. En un condensador total, todo el vapor que entra sale como líquido, y el reflujo retorna a la columna con la misma composición que el producto de cima destilado. En un condensador parcial, solamente una parte del vapor que entra al condensador se condensa como líquido. En muchos casos se condensa solamente el líquido que sirve como reflujo a la torre.

95

En algunos casos sin embargo, se condensa más del líquido requerido como reflujo y se tendrán por lo tanto dos productos de cima, uno líquido con la misma composición del reflujo y el otro vapor el cual está en equilibrio con el líquido de reflujo.

2.8.1. TRENES DE FRACCIONAMIENTO DEL GAS NATURAL En los procesos de fraccionamiento del gas se conocen los nombres de varios procesos particulares, se denomina De-metanizadora al equipo de proceso que realiza la separación del Metano por la corriente de tope mediante el proceso de destilación, por la parte inferior o de fondo se producen una mezcla de etano y más pesados. De la misma forma, se denomina De-etanizadora a la torre que separa a los etanos y más ligeros por la corriente de tope y los componentes de propano y más pesado van por la parte inferior o de fondo. La De-butanizadora produce butano y más livianos por el tope y los pentanos y más pesados por el fondo. Los equipos presentes en un tren de fraccionamiento se determinan de cuando a las necesidades de productos terminados, la composición del gas de alimentación y la economía del proceso.

2.8.2. PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE GLP POR MEDIO DE LA EXTRACCIÓN DE LÍQUIDOS Y FRACCIONAMIENTO Cuando se produce Gas Licuado de Petróleo (GLP) a partir del gas natural se procede a realizar la extracción de líquidos; estos líquidos son sometidos a un proceso de Deetanizado el que separa el gas de venta compuesto por metano y etano de la mezcla de propano y más pesados. A continuación se realiza el proceso de De-butanizado el que aísla las mezclas de propano y butanos que son los componentes del GLP y produce por el fondo las gasolinas naturales compuestas principalmente de pentanos y más pesados.

96

2.9.

PETROQUÍMICA DEL METANO

En la actualidad la petroquímica del metano, se ha convertido en una alternativa rentable por la disponibilidad del gas natural en algunas regiones, sus beneficios ambientales y el incremento del precio del petróleo en el mercado internacional en los últimos años. La tabla 2.1 muestra algunos de los productos petroquímicos que se pueden sintetizar a partir del metano. Tabla 2.1.Productos petroquímicos

Los productos más importantes son los fertilizantes, metanol, diesel sintético entre otros. A continuación referimos algunas características más importantes.

97

2.9.1. FERTILIZANTES La producción de amoniaco y sus derivados a partir de metano reformado es un proceso muy conocido en el mundo, y muchos países poseedores de gas natural siempre han comenzado su industrialización con una planta de amoniaco. Por ejemplo, Perú erigió su primera planta de amoniaco en Talara (Piura) en 1973, aunque después por problemas de suministro de gas fue sacado de servicio en 1991. Para producir amoniaco, previamente se separan los componentes licuables del gas natural (etano, propano, butano y gasolinas naturales) en una planta de separación, dejando el metano libre.

2.9.2. DIESEL A PARTIR DE GAS NATURAL REFORMADO El desarrollo del proceso "Gas toLiquid" (GTL) utilizando un reactor FT que utiliza gas natural ha mejorado sustancialmente en la última década. Originalmente desarrollado por la Shell OílCompany como "Síntesis de Destilación Media" (SMDS), este proceso tiene dos etapas catalíticas consecutivas, en la primera etapa se produce una parafina de alto peso molecular por catálisis FT y en la segunda etapa la parafina es hidrocrackeada en un rango de punto medio de ebullición para producir “petróleo sintético” que contiene gas licuado, gasolinas, diesel oíl, y productos más pesados. La primera planta comercial tipo GTL fue construida en Malasia que utiliza el gas natural para producir un diesel sintético de un alto número de octano y sin estructuras aromáticas. Actualmente, este proceso está completamente probado industrialmente, existiendo varias tecnologías desarrolladas y probadas a nivel mundial, como: Rentech, Shell, y Syntroleum, que están cambiando el panorama energético del mundo de una manera muy significativa. Es importante resaltar que la ausencia de azufre en la composición original del GN boliviano, permitirá que el diesel producido sea ecológicamente amigable y por ende altamente comerciable.

98

2.9.3. REDUCCIÓN DE HIERRO CON GAS DE SÍNTESIS EL gas natural reformado puede ser usado como reductor de metales, especialmente el fierro, que luego puede ser transformado en acero. El proceso es denominado DRI (DirectReduction of Iron) y reemplaza al proceso tradicional de reducción en base al carbón coque. Es importante recordar que existe una directa correlación entre el consumo del acero y el desarrollo económico de un país, esto es un hecho firmemente establecido en el mundo.

2.9.4. PRODUCCIÓN DE METANOL El gas natural puede ser tratado para la formación de gas de síntesis y luego para producir metano a partir de este último. El metanol es un compuesto que tiene una fuerte demanda en el mundo, porque se lo puede utilizar como solvente, combustible alternativo, materia prima para varias industrias, etc.

99

CAPÍTULO 3 PROPIEDADES QUIMÍCAS Y FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS

3.1.

PROPIEDADES QUÍMICAS DE LOS HIDROCARBUROS

La composición de los gases naturales son diferentes de un yacimiento a otro y cambian con el tiempo, pues el yacimiento se enriquece de especies químicas más pesadas progresivamente, es decir, normalmente el gas migra a pesos moleculares mayores con el paso de los años; es por ello que las propiedades químicas del gas natural están en función de los compuestos químicos que lo componen. El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que pueden combustionarse en presencia del oxígeno o pueden ser utilizados para petroquímica como materia prima para diversos materiales. Los principales contaminantes del gas natural son los que se presentan en la Figura. 3-1 y se trata de especies químicas derivadas que aportan a la acidez como el CO2, H2S y similares.

100

También hay contaminantes como el agua, oxígeno y mercaptanos, el nitrógeno es considerado como el gas más inerte y su alto contenido solamente genera una disminución del poder calorífico. Figura. 3.1 Contaminantes ttípicos del Gas Natural

Los efectos del H2S en la salud del ser humano son sustancialmente importantes, el H2S es un compuesto tóxico para el organismo. En trazas puede ser soportado por el organismo pero a concentraciones más elevadas puede producir la muerte del ser humano. La Tabla 31 publicada por ICONSA muestra los efectos de esta sustancia. TABLA 3.1 Efectos del H2S

Fuente: M. Martínez

101

TABLA 3.1 Efectos del H2S (cont.)

Fuente: M. Martínez

3.1.1. PRINCIPALES REACCIONES QUÍMICAS DEL GAS NATURAL En este sector trataremos de hacer una recopilación de las principales reacciones químicas y sus procesos del gas natural, en los diferentes procesos en los cuales interviene en los estándares industriales: Reacciones de combustión CnH2n+2 + O2 → nCO2 + (n+1) H2O Reacciones de producción de Metanol El gas de síntesis (CO + H2) se puede obtener de distintas fuentes:  Gás Natural  Hidrocarburos Líquidos  Carbón Obtención del gas de síntesis a partir de la combustión parcial en presencia de vapor de agua

Gas Natural + Vapor de Agua → CO + CO2 + H2

102

A partir de la combustión parcial de mezclas de hidrocarburos líquidos o carbón, en presencia de agua.

Mezcla de Hidroc. Líquid + Agua → CO + CO2 + H2 Carbón + Agua → CO + CO2 + H2 Esta reacción emplea altas temperaturas y presiones, y necesita reactores industriales grandes y complicados.

CO + CO2 + H2→ CH3OH La reacción se produce a una temperatura de 300-400°C y a una presión de 200-300 atm. Los catalizadores usados son ZnO o Cr2O3 Reacciones de Fischer Trophs para la producción de diesel y gasolinas sintéticas Alemania luego de la primera guerra mundial tenía sanciones económicas que la obligaron a usar sus reservas de carbón, usando el metano liberado al calentar el carbón, para obtener combustibles líquidos. Franz Fischer y Hans Tropsch en 1923 realizaron las primeras investigaciones trabajando en el instituto de Kaiser Wilhelm en los años 20. Ya se tenían 9 plantas en 1945. Las reacciones globales involucradas son las siguientes: Insuflado de O2 en un reactor para extraer los átomos de Hidrogeno, la reacción es la siguiente:

CH4 + ½ O2 → CO + 2H2 A 1000 ºC y 1400 psi ó mayores Se utiliza un catalizador para recombinar el hidrógeno y monóxido de carbono, dando lugar a los hidrocarburos líquidos.

nCO + (2n+1) H2 → CnH(2n+2) + n(H20) A 450 psi y 240- 280 ºC; Catalizador de Fe ó Co

103

Los hidrocarburos de cadena larga son cargados en una unidad de craqueo, donde se fraccionan para producir diesel, nafta y ceras. Reacciones de producción de amoniaco Descarbonización. Se retira el CO del gas natural, en un lecho adsorbente de etanolaminas. Reforma.(catalizador de Ni):

→3 H2 + CO

CH4 + H2O Rendimentomayor a 90%.

Conversión del CO y purificación del gas. En lecho catalizador de óxido de Fe:

CO + ½ O2→

CO2

El CO2 es retirado dejando hidrógeno libre de impurezas y se purifica. Metanación. Trazas de CO y CO2 se convierten en CH4 en un lecho de catalizador de níquel. Compresión y síntesis del amoniaco. Se inyecta oxígeno y la mezcla de gases se comprime a presión de 320 kg/cm 2 (4551,5 psi) y sometida a temperatura de 400 ºC en lecho catalizador de óxido de hierro, para dar:

N2 + 3 H2→2 NH3 CH4 + 10 H2O +8N2 + 2O2→

16 NH3 + 7H2O

El amoniaco formado tiene rendimiento del 90% Formación de Carbamato A 200 bares y 190ºC se realiza la primera etapa de la síntesis de la urea.

2 NH3 + 1 CO2 →

104

NH2COONH4

Síntesis de la Urea A 160 bares y 190 ºC se realiza la deshidratación del Carbamato, con conversión del 65 al 70 %, con un tiempo de residencia de 45 min.

NH2COONH4 →

NH2CONH2 + H2O

Degradación del Carbamato y producción de urea Se degrada el Carbamato restante para volver a formarlo por sus características corrosivas.

NH2COONH4 →

2 NH3 + 1 CO2

3.1.2. CORROSIÓN EN LAS INSTALACIONES DE GAS NATURAL Uno de los efectos más negativos del gas deficientemente tratado es la corrosión de las instalaciones. En este sector mostraremos algunos de los tipos más comunes de corrosión de ductos.Existen muchas definiciones para corrosión, la más comúnmente aceptada es la siguiente:

“Corrosión es el ataque destructivo de un metal por reacción química o electroquímica con su medio ambiente”. Corrosión ocasionada por H2S.

Condición de Humedad y H2S: Es definido como un proceso de refinería en el cual el ambiente tiene una concentración de H2S igual o mayor a 50 ppm/w en fase acuosa. En las Figuras siguientes se muestran metales con corrosión de H2S.

105

Figura. 3.2 Corrosión ocasionada por el H2S

Figura. 3.3 Corrosión y picadura ocasionada por el H2S

106

Corrosión por CO2

DISOCIACIÓN DEL CO2 EN AGUA

Corrosión

El CO2 disuelto en agua forma ácido carbónico:

El cual es un ácido débil, dado que se disocia parcialmente:

Luego se tiene:

Figura. 3.4 Efectos de la Corrosión por CO2

107

Corrosión en espacios confinados

Agotamiento del O2 dentro del hoyo / hendidura:



Disolución Anódica Lenta:

Reducción Catódica Externa:

M M+ + e O2 + H2O + 4e4OHCl- se traslada dentro del hoyo / hendidura y forma cloruro metálico el cual se



hidroliza: M+Cl- + H2O 

MOH- +HCL

Ph 2-3 Muy Corrosivo

Se rompe la pasividad de la aleación y se propaga el proceso corrosivo (Figura 3-5).

Figura. 3.5 Corrosión en espacios confinados

108

Biocorrosión Varios microorganismos están envueltos, no en procesos de deterioro de superficies siendo las SRB (bacterias reductoras de sulfato) conocidas como un grupo de microorganismos responsable del los casos más graves de Biocorrosión. Figura. 3.6 Biocorrosión

109

3.1.3. COMPOSICIONES TIPO DE GAS NATURAL La comparación de diversos tipos de gas natural, muestra una gama de posibilidades en cuento a su tratamiento o procesamiento. En la Figura. 3.7 vemos las principales componentes de varios tipos o subproductos del gas natural. El gas natural contiene la mayoría de los componentes del gas y los subproductos tienen los componentes parciales. Figura. 3.7 Componentes del gas natural

Los gases del norte de Monagas - Venezuela de la Tabla 3.2, tienen valores de GPM cercanos a 3, esto certifica su naturaleza húmeda en licuables del gas natural, esto se debe a que son gases asociados con la explotación de petróleo.

110

Los contenidos de CO2 son más elevados que en el gas natural Boliviano y mayores a la especificación del 2% en volumen por lo tanto se corren mayores riesgos de corrosión en las instalaciones y mayor carga de tratamiento de endulzamiento de este energético. Los contenidos de H2S son también elevados y todos fuera de las especificaciones de 4ppm.v. TABLA 3.2 Composición del gas del norte de Monagas

Fuente: Publicación Marcías Martínez (ICONSA)

Finalmente en la Tabla 3.3, se tienen cuatro ejemplos de gases de campos de producción Colombianos, donde se presenta una clara diferenciación de los gases libres de Lisama, Provincia y Guajira con valores de GPM menores a la unidad y los gases de los campos de Huila y Cuisiana con GPM mayores en especial el caso de Huila con un GPM de 5.14. Los contenidos de CO2 son bajos con excepción de Cuisiana con un 5% en Vol. El gas de Huila en Colombia tiene un contenido elevado de propano que está en el orden de 5.14.

111

Tabla 3.3.Composicion de gases de Colombia

Fuente: Publicación Marcías Martínez (ICONSA)

3.2.

PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS

El cálculo de las propiedades físicas del gas natural y sus condensados representa la base para la elaboración de los proyectos técnicos. Estas propiedades se pueden calcular a un nivel riguroso por medios computarizados o por medio de fórmulas, correlaciones, graficas o cartas con un nivel de aproximación aceptable. De todas formas se recomienda el uso de métodos manuales cuando no hay disponibilidad de medios computarizados. En el presente capitulo se ha recopilado una selección de información sobre el cálculo de las propiedades físicas de varias fuentes y trabajos de investigadores del área que contiene información fidedigna para efectuar cálculos manuales.

112

3.2.1. TABLAS DE CONSTANTES FÍSICAS Para ejecutar los cálculos de propiedades físicas se requiere información del gas mismo a tratar. Existen dos maneras de efectuar los cálculos: Cálculos composicionales: En este tipo de cálculos se requiere la composición del gas, es decir, el análisis cromatográfico, debidamente verificado y normalizado. La condición de normalización comprende los siguientes supuestos:

La sumatoria de las fracciones molares de los componentes es igual a la unidad. Se tienen que declarar todos los componentes del gas, incluyendo el H2S y H2O que usualmente se miden por otro tipo de análisis o cálculos. El H2S y sus similares sulfurados se miden usualmente en ppm, v se deben transformar a fracción molar y normalizar en la composición. El agua a veces no se declara en los análisis en “base seca”, se debe calcular el contenido de agua y, de la misma forma, incorporarlo al análisis, a continuación mostramos un ejemplo de normalización.

Cálculos no composicionales: Los cálculos no composicionales no requieren necesariamente la composición detallada, basta con valores de la gravedad específica, densidad o grados API para estimar las características del gas. Las tablas de constantes físicas muestran las principales propiedades físicas de los compuestos puros y de otras sustancias químicas para los análisis composicionales relacionadas con el rubro. Se presentan arreglos del GPSA Data Book.

113

3.2.2. CÁLCULO DE LA COMPRESIBILIDAD DE GASES Cuando trabajamos con gases a presiones bajas, las correlaciones de gases ideales tienen una exactitud generalmente satisfactoria. Si las presiones son elevadas las correlaciones ideales puede generar errores hasta de cerca del 500%. El factor de compresibilidad es la corrección necesaria en las condiciones de proceso para poder describir con exactitud el comportamiento del gas. Muchas de las aplicaciones requieren ecuaciones de estado desarrolladas por métodos iterativos. Hay otras correlaciones que presentan una exactitud conveniente para los cálculos de ingeniería, una de ellas es la ecuación de estado de los gases, que se expresa de la forma siguiente:

PV = ZmRT / MW = ZnRT MW

=

Peso Molecular del gas, Lb/Lbmol

P

=

Presión del gas, LpcaoPsia

T

=

Temperatura del gas, oR

Z

=

Factor de compresibilidad

R

=

Constante universal de los gases, 10.73 Lpca .ft3 / oR Lb-mol

M

=

Masa del gas, Lb

El factor Z es un parámetro adimensional e intensivo, es decir, independiente de la cantidad de materia considera pero dependiente la composición, temperatura y presión del gas. La densidad del gas puede ser calculada por medio de la ecuación modificada de la ecuación de estado de los gases:



MW * P 10.73 * T * Z

114

MW

=

Peso Molecular del gas

P

=

Presión del gas, LpcaoPsia

T

=

Temperatura del gas, oR

Z

=

Factor de compresibilidad

10.73

=

Constante universal de los gases 10.73 Lpca .ft3 / oRLbmol

Ρ

=

Densidad del gas, Lb/ft3

Para mezclas de gases: La ecuación de estado de los gases se puede aplicar con el cálculo de un peso molecular aparente según la regla de Kay:

MW = Σ MWi*yi Después de realizar el cálculo del peso molecular del gas, se hace el cálculo de

la

Gravedad Específica (G), mediante la siguiente ecuación:

g

= MWm/ MWaire

Donde:

MWaire = 28,9625 lbs/lbs-mol De la misma forma se pueden calcular las propiedades seudocríticas y seudoreducidas de la presión y temperatura: Temperatura seudocríticas:

Tsc= Σ (yi* Tci)

Presión seudocríticas:

Psc = Σ (yi* Pci)

Temperatura seudoreducidas:

Tsr = T / Σ (yi* Tci) = T / Tsc

Presión seudoreducidas:

Psr = P / Σ (yi* Pci) = P / Psc

115

Donde: yi

=

Fracción molar de cada componente

P

=

Presión del gas (operación), LpcaoPsia

T

=

Temperatura del gas (operación),oR

Pci

=

Presión crítica de cada componente, LpcaoPsia

Tci

=

Temperatura crítica de cada componente, oR

El valor de Z se puede estimar con las Figura. 3.8 a Figura. 3.11. Por efecto del contenido de gases ácidos el factor Z puede sufrir variaciones, para estimar el comportamiento se realiza una corrección con gases ácidos de hasta el 85%. Este factor llamado “Factor de Ajuste de Temperatura Crítica”, ε es una función de las concentraciones de CO2 y H2S en el gas ácido.

La corrección se aplica a la temperatura seudocríticas, mediante la siguiente correlación:

Tc´ = Tc - ε Y a la presión mediante la expresión:

Pc´ 

PcTc´ Tc  B´(1  B´)

Siendo B, la fracción molar de H2S.Para calcular el valor del factor de ajuste, se maneja la siguiente gráfica, ingresando con los valores de los porcentajes de los contaminantes CO2 y H2S.

116

3.2.3. CÁLCULO DE DENSIDADES La densidad es necesaria para determinar los volúmenes que ocupan ciertas porciones de masas de hidrocarburos. Para este cálculo se tiene la Figura3.17 la cual sirve para calcular la gravedad específica de algunas gasolinas y mezclas de hidrocarburos volátiles en función de las temperaturas. La relación entre la gravedad específica y la densidad para gases y líquidos es la siguiente: 

Gravedad específica del gas = Densidad del gas / Densidad del aire



Gravedad específica del líquido = Densidad del líquido / Densidad del agua

Las gráficas que se presentan en el anexo son las publicadas en el GPSA, habiendo seleccionado las más importantes.

3.2.4. CÁLCULO DE LA PRESIÓN DE VAPOR El GPSA publica una carta (Figura. 3.19) que calcula las presiones de vapor de hidrocarburos líquidos en función de la temperatura.

3.2.5. CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GASEOSOS La viscosidad de líquidos parafínicos en condiciones de presión de una atmósfera y a cualquier temperatura, se puede calcular mediante la Figura. 3.20. Para el cálculo de las viscosidades, se debe ingresar a la Figura a la temperatura deseada y subir en la misma hasta llegar a la curva del hidrocarburo líquido, obteniendo el valor de la viscosidad en centipoises.

117

La Figura 3.21, ayuda a calcular la viscosidad del gas a partir de las propiedades seudoreducidas, para hallar los valores a presiones diferentes de la atmosférica y a diferentes temperaturas. Adicionalmente en las siguientes gráficas Figura. 3.22 se pueden estimar las viscosidades del gas natural a cualquier presión.

3.2.6. CÁLCULO

DE

LA CONDUCTIVIDAD TÉRMICA DE

HIDROCARBUROS La conductividad térmica para mezclas de gas natural a temperaturas elevadas puede ser calculada para presión atmosférica y luego corregida a la presión de operación. Las Figuras3.25 a 3.28 presentan datos publicados en el GPSA.

3.2.7. CÁLCULO

DE

LA

TENSIÓN

SUPERFICIAL

DE

HIDROCARBUROS La tensión superficial de los condensados del gas natural se estiman de acuerdo a la Figura. 3.29 En el caso de tener una mezcla de componentes, el cálculo de la tensión superficial, se hará primero calculando las tensiones superficiales de cada elemento dentro de la mezcla, para luego usar la siguiente ecuación para calcular la tensión superficial total.

118

3.2.8. CALCULO DEL GPM (Galones de líquidos C3+ por mil pies cúbicos de gas medios en condiciones normales) El valor del GPM del gas es muy importante para realizar estimaciones de la factibilidad de los proceso de extracción de líquidos, proyectos de producción de GLP y gasolinas naturales. Este parámetro se mide a partir del propano y más pesados. A continuación mostramos una tabla publicada por ICONSA SA que muestra el cálculo directo a partir de información composicional de las muestras. TABLA 3.4Cálculo del contenido de líquidos en una muestra de gas natural COMPONENTE

FRACCIÓN MOLAR

FACTOR DE

yi

CONVERSIÓN

H2O H2S N2 C1 CO2 C2 C3

274,816

i-C4

32,626

n-C4

314,433

i-C5

361,189

n-C5

361,189

i-C6

413,897

C6

410,157

C7

46,002

C8

510,516

C9

561,354

C10

612,298

∑=

∑=

119

GPM

También se pueden calcular los GPM (C2+) y GPM (C1+) de acuerdo a las necesidades del proceso.

3.2.9. PORCENTAJE

DE

INFLAMABILIDAD

DE

LOS

HIDROCARBUROS La Figura. 3.30 publicada por ICONSA S.A. reporta los límites de inflamabilidad aproximados de varios hidrocarburos puros, en el caso del gas natural el comportamiento es muy similar al metano con alguna tendencia hacia el comportamiento del etano. De esta forma sus límites aproximados inferior y superior son 4% y 14% respectivamente. Es muy importante calibrar los medidores de atmósferas peligrosas a valores inferiores al mínimo como factor de seguridad.

3.2.10.

CONTENIDO DE AGUA DEL GAS NATURAL

El contenido de agua en el gas se puede calcular de varias formas, utilizando las gráficas de McKetta, Campbell y Bukacek que corresponden a las Figura. 3.32, Figura.3.33, Figura. 3.34 y las correcciones para acidez en las Figura. 3.35 a 3.38.

3.2.11.

CÁLCULOS DE FASES PARA GASES NATURALES Y CONDENSADOS

Predecir la formación de condensados del gas natural en ciertas condiciones de presión y temperatura es un cálculo muy común. Con la finalidad de ejecutar los cálculos de fases o cálculos “flash”, donde se identifican las zonas dentro de la envolvente de fases.

120

Un ejemplo de cálculo se presenta en las siguientes páginas. Las zonas son las siguientes:

La zona dentro de la envolvente de fases muestran que el gas se encuentra en dos fases: líquido y gas. La zona a la derecha de la envolvente de fases muestra que el gas se encuentra como gas solamente. La zona a la izquierda de la envolvente de fases muestra que el gas están en estado líquido. La línea a la izquierda del punto crítico muestra los puntos de saturación de burbuja, es decir cuando aparece la primera burbuja de gas. La línea a la derecha del punto crítico muestra los puntos de saturación de rocío, es decir cuando aparece la primera gota de líquido. Para determinar la zona donde se encuentra la muestra se usan las correlaciones matemáticas que se muestran en las gráficas. Se puede determinar si un gas natural se encuentra en una sola fase o en dos fases por medio de cálculos sencillos, como el siguiente:

121

Planilla: Determinación del estado de una mezcla de hidrocarburos Presión

:

Temperatura :

lpca °F TABLA 3.5 Ejercicio.

COMPONENTE

FRACCIÓN MOLAR yi

CONSTANTE

Zi/Ki

Zi * Ki

H2S N2 C1 CO2 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7 C8 C9 C10 ∑=

∑=

∑=

Si ambas sumatorias resultan mayores a la unidad el gas se encuentra en estado bifásico.

122

La teoría para los cálculos de fases se basa en los siguientes supuestos: Ecuación para el Cálculo de la Separación Instantánea de los Hidrocarburos

F=L+V

F = 1,0

L + V = 1,0

F.zi = moles del componente “i” en la carga. V.yi = moles del componente “i” en el gas. L.xi = moles del componente “i” en el líquido

F*z i = L*x i + V*y i

Ki 

zi = L*x i

yi xi

F = 1,0

zi = x i * (L + V*K)i n

n

i 1

i 1

 xi  

zi xi  L  V * Ki

zi = 1,0 L  V * Ki

Punto de Burbujeo: Ki 

zi = L*x i + V*yi

yi xi

xi 

zi = L*( yi ) + V*yi Ki n

zi =yi[( L ) + V] Ki n

zi * Ki

 y   L V * K i

i 1

i 1

= 1, 0 i

Cuando L = 1, 0 y V = 0 n

n

i 1

i 1

n

n

i 1

i 1

 yi   zi * Ki  1,0

 xi  

123

zi L  V * Ki

yi Ki

Punto de rocío: cuando L = 0 y V = 1,0 n

n

i 1

i 1

 xi  

zi  1,0 Ki

Con estas bases, el cálculo completo de fases se puede realizar desde el punto de vista composicional.

3.3.

EJEMPLO DE CÁLCULO DE PROPIEDADES FÍSICAS:

Para ejecutar los cálculos de propiedades físicas se requiere información del gas mismo a tratar. Existen dos maneras de efectuar los cálculos: Cálculos composicionales En este tipo de cálculos se requiere la composición del gas, es decir, el análisis cromatográfico, debidamente verificado y normalizado. La condición de normalización comprende los siguientes supuestos: 

La sumatoria de las fracciones molares de los componentes es igual a la unidad.



Se tienen que declarar todos los componentes del gas, incluyendo el H2S y H2O que usualmente se miden por otro tipo de análisis o cálculos. El H2S y sus similares sulfurados se miden usualmente en ppm, v se deben transformar a fracción molar y normalizar en la composición. El agua a veces no se declara en los análisis en “base seca”, se debe calcular el contenido de agua y, de la misma forma, incorporarlo al análisis, a continuación mostramos un ejemplo de normalización:

Ejemplo:Si tenemos un gas de la siguiente composición (Hipotética) en fracciones molares: C1=0.8 C2=0.1 C3=0.1 (Resultado del análisis cromatográfico, que no considera el contenido de agua, es decir, está en base ceca). y un contenido de agua de H2O=0.0014. Realizar la normalización.

124

Respuesta: Tenemos que agregar el agua a la composición respetando las proporciones de C1,C2 y C3 entre sí. El factor =1 - 0.0014 =0.9986 Multiplicamos cada fracción molar por el factor: C1=0.8*0.9986= 0.7988 C2=0.1*0.9986=0.0999 C3=0.1*0.9986=0.0999 De tal forma que la composición normalizada sería: C1=0.7988 C2=0.0999 C3=0.0999 H2O=0.0014 La sumatoria de las fracciones molares es igual a 1

Cálculos no composicionales 

Los cálculos no composicionales no requieren necesariamente la composición detallada, basta con valores de la gravedad específica, densidad o grados API para estimar las características del gas. Las tablas de constantes físicas muestran las principales propiedades físicas de los compuestos puros y de otras sustancias químicas para los análisis composicionales relacionadas con el rubro y la fuente es el GPSA Data Book.

125

TABLA 3.6 Constates Físicas de Compuestos Puros

126

TABLA 3.7 Constates Físicas de Compuestos Puros

127

TABLA 3.8 Constates Físicas de Compuestos Puros

128

TABLA 3.9 Notas y Referencias Para los Constates Físicas de Compuestos Puros

129

TABLA 3.10 Notas y Referencias Para los Constates Físicas de Compuestos Puros

130

TABLA 3.11 Notas y Referencias Para los Constates Físicas de Compuestos Puros

131

TABLA 3.12 Notas y Referencias Para los Componentes Físicos de Compuestos Puros

132

3.3.1. CÁLCULO DE LA COMPRESIBILIDAD DE GASES Cuando trabajamos con gases a presiones bajas, las correlaciones de gases ideales tienen una exactitud generalmente satisfactoria. Si las presiones son elevadas las correlaciones ideales puede generar errores hasta de cerca del 500%. El factor de compresibilidad es la corrección necesaria en las condiciones de proceso para poder describir con exactitud el comportamiento del gas. Muchas de las aplicaciones requieren ecuaciones de estado desarrolladas por métodos iterativos. Hay otras correlaciones que presentan una exactitud conveniente para los cálculos de ingeniería, una de ellas es la ecuación de estado de los gases, que se expresa de la forma siguiente:

PV = ZmRT / MW = ZnRT

MW = Peso Molecular del gas, Lb/Lbmol P = Presión del gas, Lpca oPsia T = Temperatura del gas, oR Z = Factor de compresibilidad R= Constante universal de los gases, 10.73 Lpca .ft3 / oR Lb-mol m = Masa del gas, Lb

133

El factor Z es un parámetro adimensional e intensivo, es decir, independiente de la cantidad de materia considera pero dependiente la composición, temperatura y presión del gas. La densidad del gas puede ser calculada por medio de la ecuación modificada de la ecuación de estado de los gases:



MW * P 10.73 * T * Z

Donde: MW

= Peso Molecular del gas

P

= Presión del gas, LpcaoPsia

T

= Temperatura del gas, oR

Z

= Factor de compresibilidad

10.73 = es la constante universal de los gases, 10.73 Lpca .ft3 / oRLbmol ρ

= Densidad del gas, Lb/ft3

Para mezclas de gases La ecuación de estado de los gases se puede aplicar con el cálculo de un peso molecular aparente según la regla de Kay:

MW = Σ MWi*yi Después de realizar el cálculo del peso molecular del gas, se hace el cálculo de Gravedad Específica (G), mediante la siguiente ecuación:

g

= MWm/ MWaire

134

la

Donde:

MWaire = 28,9625 lbs/lbs-mol De la misma forma se pueden calcular las propiedades seudocríticas y seudoreducidas de la presión y temperatura:

Temperatura seudocríticas:

Tsc= Σ (yi* Tci)

Presión seudocríticas:

Psc = Σ (yi* Pci)

Temperatura seudoreducidas:

Tsr = T / Σ (yi* Tci) = T / Tsc

Presión seudoreducidas:

Psr = P / Σ (yi* Pci) = P / Psc

Donde: yi

= Fracción molar de cada componente

P

= Presión del gas (operación),LpcaoPsia

T

= Temperatura del gas (operación),oR

Pci

= Presión crítica de cada componente, LpcaoPsia

Tci

= Temperatura crítica de cada componente, oR

Ejemplo No. 1 Determinar las propiedades Seudocríticas, Seudoreducidas y el Peso Molecular del gas con la composición de la tabla siguiente. Datos: P = 500 psia T = 150 °F = 610 °R

135

TABLA 3.13Presiones y Temperaturas Seudocríticas Calculadas

Fracción Componente

Molar, yi

Temperatura

Temperatura

Presión

Presión

Peso Molecular

Crítica de cada

Seudocrítica,

Crítica de cada

Seudocrítica,

de cada

componente

Tsc, °R

componente

Psc, °R

componente,

Tci, °R

( yi * Tci )

Pci , °R

(yi * Pci)

MW

Peso Molecular de la mezcla, (yi * MW)

CH4

0,8319

343,0

285,34

667,0

554,88

16,043

13,346

C2H6

0,0848

549,6

46,61

707,8

60,02

30,070

2,550

C3H8

0,0437

665,7

29,09

615,0

26,88

44,097

1,927

iC4H10

0,0076

734,1

5,58

527,9

4,01

58,123

0,442

nC4H10

0,0168

765,3

12,86

548,8

9,22

58,123

0,976

iC5H12

0,0057

828,8

4,72

490,4

2,80

72,150

0,411

nC5H12

0,0032

845,5

2,71

488,1

1,56

72,150

0,231

nC6H14

0,0063

913,3

5,75

439,5

2,77

86,177

0,543

y= 1

Tsc = 392,66

Psc = 662,13

136

MWm=20,426

Solución: Tsc= 392,66 °R Psc Tsr =

Psr

= 662,13 psia

T 610 =  1,553 T pc 392,66 =

P 500 =  0,755 Ppc 662,13

MWm = 20,426

g

lbs/lbs-mol

= MWm/ MWaire = 20,426/28,9625 = 0,7052

Ejemplo No. 2 Determinar las propiedades Seudocríticas, Seudoreducidas y el Peso Molecular para un Gas Boliviano, del campo Carrasco, con la composición de la tabla siguiente. Datos: Contenido de H2S = 4 ppm (Se asume en especificaciones). P = 400 psia T = 200 °F = 660 °R

137

TABLA 3.14 Presiones y Temperaturas Seudocríticas Calculadas

Fracción Componente

Molar, yi

Temperatura

Temperatura

Presión

Presión

Crítica de cada

Seudocrítica,

Crítica de cada

Seudocrítica,

componente

Tsc, °R

componente

Psc, °R

Tci , °R

( yi * Tci )

Pci , °R

(yi * Pci)

Peso Molecular

Peso Molecular

de cada

de la mezcla,

componente, MW

(yi * MW)

N2

0,003100

227,2

0,70

492,8

1,53

28,013

0,087

CO2

0,057900

547,4

31,69

1069,5

61,92

44,010

2,548

H2S

0,000004

672,1

0,003

1300

0,01

34,082

0,000

CH4

0,861097

343,0

295,36

667,0

574,35

16,043

13,815

C2H6

0,072300

549,6

39,74

707,8

51,17

30,070

2,174

C3H8

0,005100

665,7

3,40

615,0

3,14

44,097

0,225

iC4H10

0,000200

734,1

0,15

527,9

0,11

58,123

0,012

nC4H10

0,000100

765,3

0,08

548,8

0,05

58,123

0,006

iC5H12

0,000100

828,8

0,08

490,4

0,05

72,150

0,007

nC5H12

0,000100

845,5

0,08

488,1

0,05

72,150

0,007

y= 1

Tsc = 371,28

Psc = 692,38

138

MWm =18,881

Solución: Tsc

= 371,28 °R

Psc

= 692,38 psia

Tsr

=

T 660 =  1,777 T pc 371,28

Psr

=

P 400 =  0,578 Ppc 692,38

MWm = 18,881 lbs/lbs-mol

g

= MWm/ MWaire = 18,881/28,9625 = 0,652

El factor Z (Factor de desvío) se puede calcular por el método de Standing de la Figura 3.8 Para determinar el valor de Z, se debe ingresar a la siguiente gráfica, usando los valores de Temperatura Seudoreducidas y la Presión Seudoreducidas. La Figura. 3.8 conocida como método de Standing es una de las más utilizadas para el cálculo de factor de compresibilidad. Se pueden apreciar valores del factor de compresibilidad mayores y menores a la unidad. Los valores cercanos a la unidad se alcanzan a presiones moderadas y temperaturas cercanas a las condiciones normales, en las regiones lejanas a las condiciones ideales los valores de Z varían acentuadamente para compensar las variaciones con el comportamiento ideal.

139

Figura. 3.8 Factor de Compresibilidad del Gas Natural

140

Ejemplo No. 3 Hallar el valor del factor de desvío Z, para el gas de Carrasco usado en el Ejemplo 2. TSR = 1,777

y

PSR = 0,578

Tenemos: Z = 0,968 Además, también se puede realizar un cálculo rápido por medio de las Figura. 3.9, Figura. 3.10 y Figura. 3.11,

donde no se requieren determinar las temperaturas y presiones

reducidas. Estas gráficas arrojan resultados directos asumiendo un peso específico y temperaturas y presiones seudoreducidas tipo, cabe decir que tan sólo son valores aproximados, ya que se manejan datos que son asumidos para los cálculos respectivos.

Ejemplo No. 4 Hallar el valor del factor de desvío Z, mediante las Figuras 3-9 a la 3-11, asumiendo valores para el de Carrasco usado en el Ejemplo 2. Datos: MWm = 18,881 lbs/lbs-mol P = 400 psia T = 200 °F = 660 °R Resultado: (Usando Figura 3-9) Z = 0,967

141

FIGURA. 3.9 Factor de Compresibilidad del Gas

142

FIGURA. 3.10 Factor de Compresibilidad del Gas

143

FIGURA. 3.11 Factor de Compresibilidad del Gas

144

Por efecto del contenido de gases ácidos el factor Z puede sufrir variaciones, para estimar el comportamiento se realiza una corrección con gases ácidos de hasta el 85%. Este factor llamado “Factor de Ajuste de Temperatura Crítica”, ε es una función de las concentraciones de CO2 y H2S en el gas ácido. La corrección se aplica a la temperatura seudocríticas, mediante la siguiente correlación:

Tc´ = Tc - ε Y a la presión mediante la expresión:

Pc´ 

PcTc´ Tc  B´(1  B´)

Siendo B, la fracción molar de H2S. FIGURA. 3.12 Factor de Compresibilidad

Para calcular el valor del factor de ajuste, se maneja la siguiente gráfica, ingresando con los valores de los porcentajes de los contaminantes CO2 y H2S.

145

Ejemplo No. 5 Para el siguiente gas ácido, calcular el factor de desvío Z, tomando en cuenta la corrección por contenido de gases ácidos, usando el método de ajuste de temperatura crítica. Datos: P = 1000 psia T = 100 °F = 560 °R TABLA 3.15 Calculo de Factor de Compresibilidad Temperatur

Presión

Fracció

a

Temperatura

Crítica de

Presión

Component

n

Crítica de

Seudocrítica,

cada

Seudocrítica,

e

Molar,

cada

Tsc, °R

component

Psc, °R

yi

componente

(yi * Tci)

e

(yi * Pci)

Tci , °R

Pci , °R

Peso Molecular

Peso Molecular

de cada

de la mezcla,

componente

(yi * MW)

, MW

CO2

0,10

547,4

54,74

1069,5

106,95

44,010

4,401

H2S

0,20

672,1

134,41

1300

260,00

34,082

6,816

N2

0,05

227,2

11,36

492,8

24,64

28,013

1,401

CH4

0,60

343,0

205,80

667,0

400,20

16,043

9,626

C2H6

0,05

549,6

27,48

707,8

35,39

30,070

1,504

y= 1

Tsc =

Psc =

MWm =

433,79

827,18

23,747

Solución: Mediante la Figura. 3-12, se puede calcular el factor ε, ingresando a la misma, con el porcentaje de H2S que tiene un valor de 20% y el porcentaje de CO2 que es 10%.

ε = 29,8

146

Posteriormente se realiza las correcciones de Tc´y Pc´. Tc´ = 433,9 - 29,8 = 404,1 °R Pc´ 

(827,18) * 404,1 433,79  0,20 * (1  0,20) * 29,8

Pc´ = 762,2 psia Tsr =

Psr

T 560 =  1,3858 T pc 404,1 =

P 1000 =  1,312 Ppc 762,2

Según Figura 3-13, se tiene: Z = 0,831 Para el caso de gases y líquidos de hidrocarburos, se pueden estimar las propiedades seudocríticas a partir de las siguientes gráficas. Se debe definir si el cálculo se desea para un condensado o para gases, ya que las gráficas presentan diferentes curvas para cada tipo diferente de hidrocarburo. Para el uso de la Figura, primero se deben establecer si el gas que se está manejando, cumple o no con las limitaciones de la Figura. Para el cálculo de las propiedades seudocríticas, se debe ingresar con la gravedad específica del gas, llegando a la curva de condensado o a la de gases varios. Las propiedades seudocríticas de gases y sus condensados se pueden calcular gráficamente, esto facilita varios tipos de cálculos. En la Figura. 3-13 a 3-15, se pueden determinar las propiedades seudocríticas como función de la gravedad específica. Para la aplicación de este cálculo existen limitaciones por el contenido de gases como el Nitrógeno con el 5% en volumen, el CO2 con el 2% en volumen y el H2S con el 2% en volumen.

147

FIGURA. 3.13 Propiedades Seudocríticas de los Hidrocarburos

148

Ejemplo No. 6

Calcular las propiedades seudocríticas de un gas que tiene una gravedad específica de 0,85, usando la Figura 3-13.

Resultado: Tsc

=

437,5 °R

Psc

=

612,3 psia

Con las siguientes gráficas, se pueden calcular de manera rápida, las propiedades seudocríticas de líquidos, ingresando con los valores de peso molecular, °API o gravedad específica del líquido.

Para calcular el °API del líquido, se usa la siguiente ecuación:

 API  Dónde:

141,5

0

 131,5

 o = Gravedad específica del líquido

Obsérvese que líquidos más livianos que el agua,  o