CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut) |

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DEL PROYECTO “REFINERÍA DE PETROLEOS DE REFINADORA PATAGÓNICA S.A. (COMODORO RIVADAVIA, PROVINCIA DEL CHUBUT)”

CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

INDICE GENERAL

1.

Características Generales del Proyecto

2.

Aspectos de Gestión del Proyecto

12

3.

Análisis de alternativas de sitios de implantación del Proyecto

15

4.

Área de Influencia del Proyecto

25

5.

Operación de la refinería de Petróleos

27

5.1.

Descripción General

27

5.2.

Procesos Principales

33

5.2.1. Destilación atmosférica ADU

33

5.2.2. Naftas

37

5.2.3. Gasoil

45

5.2.4. Crudo reducido

48

5.2.5. Gases

50

5.2.6. Resumen de Procesos

62

5.3.

65

Materias Primas, Insumos y Recursos

3

5.3.1. Materias Primas

65

5.3.2. Insumos y Recursos productivos

69

5.4.

Productos

74

5.5.

Tanques de Almacenamiento

78

5.6.

Emisiones, efluentes y residuos

80

5.6.1. Emisiones gaseosas

80

5.6.2. Ruidos y vibraciones

89 1

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5.6.3. Efluentes líquidos

89

5.6.4. Residuos sólidos y semisólidos

95

5.7.

Otras instalaciones

96

5.8.

Transporte de Materias Primas y Productos

97

6.

Etapa de Construcción

100

6.1.

Secuencia constructiva del Proyecto

100

6.2.

Descripción de las Obras

105

6.2.1. Actividades de la Etapa de Construcción

105

6.3.

123

Requerimientos de Personal, Insumos y Servicios

6.3.1. Obradores y Servicios de apoyo

123

6.3.2. Maquinaria a utilizar

124

6.3.3. Insumos a utilizar

125

6.3.4. Mano de Obra

127

6.4.

129

Principales aspectos ambientales de la Construcción

6.4.1. Residuos, efluentes y emisiones

129

7.

Bibliografía

132

8.

ANEXOS

133

8.1.

Anexo 2-I: Título de Propiedad del Predio

133

8.2.

Anexo 2-II: Planos

134

8.3.

Anexo 2-III: Permiso de Obras Preliminar

135

8.4.

Anexo 2-IV: Plano de Tanques

137

8.5.

Anexo 2-V: Especificaciones Técnicas de las Unidades Operativas

139

2

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1.

Características generales del Proyecto

El proyecto bajo evaluación (denominado Refinería de Petróleos en Comodoro Rivadavia-Provincia de Chubut), involucra la construcción, puesta en marcha y operación de una refinería de mediana complejidad, a cargo de REFINADORA PATAGÓNICA S.A. (R.P.S.A), cuya capacidad nominal de destilación primaria o atmosférica de 2.800 m3 de petróleo crudo por día (equivalente a 17.600 barriles de petróleo por día aproximadamente). La misma se ubicará en el Municipio de Comodoro Rivadavia, departamento de Escalante, provincia de Chubut, en un predio localizado a 2,5 km de la localidad de Diadema (km 27), sobre la Ruta Provincial 39 (Figura 1).

Figura 1. Jurisdicciones involucradas. Localización del Proyecto

El predio cuenta con una superficie de 50 ha 08ª 95c (500.895 m2) y el propietario es REFINADORA PATAGÓNICA S.A. Se trata de la Parcela 6 mensura P-275-13. El documento que da cuenta de la titularidad del predio se adjunta en el ANEXO 2-I: TÍTULO DE PROPIEDAD DEL PREDIO. 3

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El acceso se realiza a través de la Ruta Provincial Nº 39, con la cual linda en su margen sur. El sitio de implantación del Proyecto se encuentra distante a 19 kilómetros del casco céntrico de la ciudad de Comodoro Rivadavia y para acceder al mismo se debe tomar desde el casco céntrico, la ruta nacional Nº 3 y transitar 9 kilometros con dirección norte, hasta arribar al cruce con la ruta provincial Nº 39. Luego tomar la ruta provincial Nº 39 con dirección Oeste y circular durante 10 km hasta llegar al predio donde se llevará a cabo el proyecto. El proyecto se inserta en un área destinada a la actividad hidrocarburífera, especialmente dentro del Área de Concesión denominada Sindicato de Compañías Asociadas Petroleras S.A. (en adelante CAPSA), la cual linda con otra Área de Concesión de CAPSA (Diadema) y con otra de YPF (Campamento Central Cañadón Perdido). El objetivo de la Refinería es la generación de derivados de petróleo comercializables realizando esta actividad en la misma región donde se encuentran las reservas petrolíferas que lo proveerán de crudo. La construcción de las instalaciones demandará aproximadamente 3 años. Para concretar su instalación la Refinería cuenta con Incentivo del Gobierno de la Nación en el marco del Plan “REFINO PLUS”. Este Proyecto es llevado a cabo por la Secretaría de Energía

según lo dispuesto por la Resolución S.E.N°

1.312/2008. El mismo tiene como objeto incentivar la producción de combustibles en regiones del país que no cuentan con capacidad de transformación de la producción local, con el propósito de contribuir a la mejora de las condiciones socioeconómicas de las mismas a la vez que satisfacer las necesidades energéticas del aparato productivo nacional. La inversión prevista se ubica en el orden de las 320 MMu$s (Millones de dólares estadounidenses), de acuerdo a las estimaciones realizadas durante el desarrollo de la pre-ingeniería conceptual. Por refinación del petróleo se entiende a la serie de procesos mediante los cuales el petróleo se transforma en derivados comercializables, siendo la instalación industrial que permite lograr esa transformación, la denominada como refinería. Al respecto, la mayoría de los componentes presentes en el petróleo crudo son

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hidrocarburos1, pudiéndose encontrar desde la molécula de hidrocarburo más pequeña y simple, el CH4

(metano), hasta las moléculas más grandes y

complejas que contienen 50 o más átomos de carbono. Además de sus componentes principales, carbono e hidrógeno, en el crudo se pueden hallar también pequeñas cantidades de otros elementos, en particular azufre, nitrógeno y ciertos metales. De este modo, el petróleo crudo es una mezcla de hidrocarburos, los que presentan diferentes temperaturas de ebullición, por lo que los mismos pueden ser separados por destilación en grupos de hidrocarburos que hierven entre dos temperaturas. Para obtener los estándares de comercialización deseados, los mismos luego deben ser refinados. Las fracciones del petróleo resultantes de la destilación

y

refinación

reciben

nombres

genéricos

y

tienen

características bien definidas relacionados fundamentalmente con su densidad y punto de ebullición. En relación a la Refinería bajo evaluación, la misma contará con plantas de transformación y refinación de cortes de naftas e intermedios (gas oil) y conversión ligera de fondos para transformarlos en productos más livianos. La principal materia prima a procesar será el petróleo crudo Escalante, procedente de la Cuenca del Golfo de San Jorge, en la Provincia del Chubut, cuya producción anual es de 15 millones de m3 y de 8,8 millones de m3, para la cuenca y la provincia respectivamente (según datos de la Secretaría de Energía de la Nación para el año 20132). Se proyecta que la Refinería procese 980.000 m3 de petróleo crudo por año (0,98 millones de m3/año)3, lo que constituye el 11,1 % de la producción total de la Provincia del Chubut y el 6,5 % del total producido actualmente en toda la cuenca del Golfo de San Jorge. Los procesos de conversión y refinación se llevarán adelante en una serie de Unidades de Proceso o Unidades de Transformación, entendiéndose por tal al conjunto de equipos que intervienen en una determinada etapa del refino del Petróleo, donde se busca no solamente separar los cortes del crudo en 1

Componentes orgánicos compuestos principalmente por átomos de hidrógeno y carbono. http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=3299 3 Considerando 350 días de operación al año 2

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fracciones, sino además transformar los mismos en productos de mejor calidad. Estas unidades de procesos están interrelacionadas, configurando un esquema concebido a partir del cumplimiento de mejora de rendimientos y mejora de calidades de los productos. Al respecto, la Refinería a instalar en la Provincia de Chubut, se compondrá de las siguientes Unidades de Proceso, cuya distribución puede observarse en el ANEXO 2-II: PLANOS: 

Unidad de Destilación Atmosférica – ADU



Unidad de Hidrotratamiento Catalítico de Naftas – NHT



Unidad de Isomerización – ISOM



Unidad de Reforming Catalítico de Naftas – REF



Unidad de Hidrotratamiento Catalítco de Gasoil – DHT



Unidad Combinada de Visbreaking + Cracking Térmico– VBU + TCU



Planta de Gases – PG



Unidad de Endulzamiento de Gases Licuados de Petróleo – LPGSW



Unidad de Stripeado de Aguas Ácidas – SWS



Unidad de Recuperación de Azufre – SRU



Unidad de Reformado con vapor – STREF

Además contará con las correspondientes instalaciones para la mezcla en tanques de los productos a comercializar: 

Blending de Nafta



Blending de Gasoil

Existirán además un conjunto de instalaciones auxiliares necesarias para el funcionamiento de las Unidades: 

Sistemas de Generación de Vapor (Calderas)



Turbogeneradores de energía eléctrica



Compresores de Aire



Planta de Tratamiento de Agua Bruta



Sistema de Agua de Refrigeración



Planta de Tratamiento de Aguas Residuales

Las mencionadas unidades serán a su vez complementadas con otras 6

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instalaciones, entre ellas el parque de tanques de almacenamiento de materias primas y productos, sistema de red agua contra incendio, subestación eléctrica, planta de regulación y compresión de gas natural, etc.; y las facilidades logísticas para la recepción de camiones con materias primas e insumos y el despacho de productos en camiones. Asimismo el complejo incluye laboratorios de análisis de combustibles y aguas, talleres de mantenimiento, galpones de almacenamiento y depósitos; y las oficinas administrativas y comerciales de la empresa (Figura 2). Por otro lado, para que la producción de combustibles pueda concretarse, además de la construcción del complejo de refinación será necesario llevar adelante una serie de obras complementarias para el abastecimiento a la misma de los combustibles y servicios requeridos para su funcionamiento (petróleo crudo, gas natural, energía eléctrica, agua de enfriamiento y potable; básicamente). Además del crudo, la refinería incorporará como materia prima gasolina natural (100 m3/día) la cual procesará como complemento de la carga de naftas al módulo ISOM-REF, bioetanol (55 m3/día) para el blending de naftas y biodiesel (167,2 m3/día) para el blending de gasoil, produciendo con éstos los combustibles terminados en especificación comercial. Entre los derivados a obtener se encuentran GLP (43.264 m3/año), Nafta Grado 2 o Nafta Super (144.028 m3/año), Nafta Grado 3 o Nafta Premiun (48.000 m3/año), Gasoil Grado 2 (585.000 m3/año), Fueloil (324.900 m3/año), Fuel Gas (7.787.500 m3/año) y Azufre Líquido (368 m3/año).

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Figura 2. Esquema general de implantación del Proyecto. El detalle de la distribución se presenta en el ANEXO 2-2 (PLANOS).

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Tal como se explica en detalle a lo largo del presente Capítulo, el funcionamiento de la refinería implica procesos complejos y dinámicos. Las plantas tienen variaciones en sus condiciones operativas, los equipos mecánicos pueden tener fallas, las válvulas actúan, los tanques de materias primas y productos intermedios y finales “respiran”, las plantas deben parar periódicamente para mantenimiento o se debe proceder a la regeneración de los catalizadores usados, eventualmente se pueden producir situaciones de emergencias, todo lo cual hace que sea necesario tomar medidas de prevención y mitigación de potenciales impactos ambientales que se generen ante estos eventos. Entre los principales aspectos ambientales a considerar durante el proceso o funcionamiento de la planta, además de las potenciales contingencias e imprevistos, se deben tener en cuenta especialmente las emisiones gaseosas, efluentes líquidos, generación de ruidos y residuos sólidos y el paisaje (Figura 3): 

Emisiones gaseosas. Las mismas se dividen entre aquellas puntuales (emitidas por los hornos de los procesos, calderas y antorcha) y difusas (emitidas desde las válvulas, bridas, juntas, carga y descarga en playa de camiones, tanques y tratamiento de agua). Las primeras emiten típicamente óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno, óxidos de carbono, humo, hollín, material particulado y, si la combustión es incompleta, hidrocarburos parcialmente oxidados. En cambio las fuentes difusas se caracterizan por emitir compuestos orgánicos volátiles (VOC’s por sus siglas en inglés). Las emisiones de CO2 serán de 135 kt/año.



Efluentes Líquidos. En la refinación se usa agua para diferentes procesos

como

el enfriamiento, la producción de vapor usado por

ejemplo en inyección directa en procesos, el lavado de ciertas corrientes de proceso, el lavado de plantas y equipos, el uso sanitario, consumo de agua potable, etc. Si bien un porcentaje puede ser reusado, en parte se genera agua residual. A esta hay que sumarle el agua de lluvia. Las aguas que intervienen en los procesos y las aguas de drenaje presentan en general hidrocarburos, mientras que las aguas de purgas y de los sanitarios presentan carga orgánica. No obstante, en el caso bajo estudio, antes de ser descargadas las aguas serán tratadas para cumplir con la legislación vigente. Una corriente muy 9

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importante de efluentes la representan las aguas agrias, las cuales no obstante será tratadas como parte de los procesos generándose como producto azufre líquido.

Figura 3. Aspectos generales del funcionamiento de la Refinería (materias primas, insumos, productos, subproductos, residuos, efluentes y emisiones)



Ruido.

La generación de ruido está asociada principalmente a

maquinarias

de

porte (compresores y turbinas, bombas, motores

eléctricos, refrigeradores por aire, etc.) y flujo de gases y vapores a través de conductos. Durante despresurizaciones de emergencia altos niveles de ruido pueden ser generados, debido a la quema de gases en la antorcha y/o a la liberación de gases a la atmósfera.



Residuos

Peligrosos.

refinería,

se

generan

Producto

del

funcionamiento

de

la

residuos peligrosos siendo los más 10

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importantes los subproductos de la planta de tratamiento de agua y los catalizadores agotados. Estos últimos pueden contener diferentes metales pesados. En todos los casos los residuos serán tratados para disposición final. Los barros residuales para tratamiento y disposición final, que contienen hidrocarburos y otras sustancias serán de 60 kt/año. 

Paisaje. La noción de paisaje presenta dos acepciones, una desde el punto de vista natural y otro, desde el antrópico. El paisaje desde el punto de vista antrópico se define por sus condiciones estéticas y simbólicas, estando relacionada su valoración por subjetividades principalmente. De este modo, la presencia de un elemento contrastante, como es una industria del tamaño de la refinería, puede eventualmente generar un impacto negativo sobre la población. No obstante es importante mencionar que la región donde se implantará el proyecto ha surgido y se desarrolla en función de la explotación petrolera predominantemente, lo que representa un ambiente de base modificado, desde el punto de vista paisajístico. Como se mencionó previamente, la refinería se encuentra dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge que computa la principal reserva de petróleo y registra la mayor producción a nivel provincial y nacional. La importancia de esta actividad se destaca a nivel provincial, en tanto supone la rama de mayor aporte al Producto Bruto Geográfico (PBG) de la provincia de Chubut (15% al PBG provincial).

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2. Aspectos de Gestión del Proyecto

El desarrollo de un proyecto industrial de las características de la refinería que se propone construir, es un proceso que envuelve inversiones de millones de dólares. Por lo tanto requiere cuidados para lograr que un proyecto siga adelante asegurando que alcance sus objetivos, especialmente en lo que respecta a su rentabilidad. Para asegurarse de ello, la mayoría de las organizaciones utilizan herramientas de gestión de proyectos de inversión denominados procesos de puertas. Este proceso consiste en establecer las fases consecutivas para un proyecto, que sólo pueden transitar hacia la siguiente fase, si se aprueba la llamada Puerta entre las fases, que se evalúan, antes de pasar a la etapa posterior. En cada puerta, hay básicamente tres decisiones posibles: 

Pasar a la siguiente etapa



Abortar el proyecto



Revisar el proyecto

Esta metodología ayuda a ahorrar costos y mantener al proyecto en fecha, ya que cada fase, antes de ser iniciada, debe estar correctamente planificada y aprobada. Las fases que normalmente se diseñan son:

* Fase 1: Fase de identificación de oportunidad, sirve para validar de la oportunidad del negocio y se basa en estudios de factibilidad técnicoeconómicos. Puede que no tenga aún asignado un Plan de ejecución o desarrollo conceptual, ya que el proyecto está en el “mundo de los negocios”.

* Fase 2: Fase de proyecto conceptual, es el inicio del planeamiento del proyecto a fin de seleccionar una alternativa y avanzar en las definiciones de la misma. Hasta aquí no se ha desembolsado gran cantidad de dinero.

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* Fase 3: Fase de proyecto básico, en esta fase se desarrolla detalladamente el alcance, se elabora la ingeniería básica, se crea el plan de ejecución y se logra una la estimación final de las inversiones con un mínimo error.

* Fase 4 o de Ejecución del Proyecto: se trata de la obra en sí, e incluye la ingeniería de detalle, la construcción y el montaje. Es la fase en la que más tiempo y dinero se invierten, y su éxito en parte queda determinado por la calidad de las fases anteriores.

Existen ejemplos en Argentina de proyectos ejecutados utilizando esta modalidad de gestión, incluso ejemplos vinculados al refino de petróleo, como es el proyecto que ha desarrollado Petrobras en la ciudad de Bahía Blanca denominado “Adecuación de la Calidad de Refino Bahía Blanca (ACAR BB)” de la refinería con la que cuenta la empresa en esa ciudad. Al igual que en el caso del Proyecto de la refinaría de petróleos de Comodoro Rivadavia, en este último caso mencionado de Bahía Blanca, el Estudio de Impacto Ambiental se elaboró en la Fase 2 de proyecto conceptual, es decir al inicio del planeamiento del proyecto, a fin de seleccionar una alternativa y evitar desembolsos de grandes cantidades de dinero antes de la aprobación ambiental correspondiente. En esta etapa se constituyó un equipo de trabajo multidisciplinario que contó con la presencia de referentes de las áreas de Operaciones, Mantenimiento y Seguridad y Medioambiente, La etapa es liderada por personal de las áreas de Procesos y Proyectos. Durante el desarrollo de la ingeniería conceptual se obtuvo información básica de los tecnólogos, se realizaron estudios de las instalaciones disponibles, se contrataron estudios de ingeniería de firmas locales y se definieron algunos conceptos y criterios que establecieron la filosofía de diseño del proyecto: • Ubicación de unidades y lay out preliminar. • Verificación mecánica y de contaminación de suelos, aguas y aire.

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• Estudio de napas. • Análisis cuantitativo de riesgos. • Estudios de impacto ambiental. • Planes preliminares para las etapas de construcción, montaje y puesta en marcha. • Diagramas de flujo de procesos preliminares/balances de materia y energía. • Consumos de utilities e hidrógeno. • Data sheets preliminares de equipos. • Diseño conceptual de las necesidades OSBL (vapor, agua de refinamiento, etcétera). • Cronograma y camino crítico de las etapas siguientes (FEED/EPC). La Etapa FEED (front end engineering design) comprenden las etapas de definición de alcance, mientras que la etapa EPC (engineering, procurement & construction) comprende completar la Ingeniería de detalle, adquisición de materiales y construcción hasta la puesta en marcha de todas las instalaciones del Proyecto. En la actualidad, el EPC, un sistema de precio fijo, monto global, llave en mano, se ha establecido como un sistema de entrega de proyectos de construcción viable utilizado tanto por los propietarios privados como por el estado. Es también uno de los varios sistemas de entrega utilizados en los proyectos realizados mediante la asociación de entidades públicas y privadas (PPP) y otros proyectos de infraestructura financiados • Estimado de inversiones -15/+30%. En esta etapa también se realizó un relevamiento de Prácticas que agregan valor a la constructibilidad destinada a relevar los aspectos centrales del EPC y en particular a verificar la factibilidad de transporte y montaje de los equipos de mayor porte. Por último, se definió una estrategia para la ejecución del FEED y EPC basada en la contratación de una empresa de ingeniería y construcciones (EPC) que tuviera capacidad para llevar adelante la fase 3.

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3. Análisis de alternativas de sitios de implantación del Proyecto

Cuando existe más de una posibilidad para la localización de un proyecto, puede que las ventajas de una alternativa sobre otra no sean claramente identificables. No obstante en determinados casos, la elección de la ubicación es determinada por, la infraestructura disponible, la accesibilidad, la disponibilidad de mano de obra en la zona, el costo de la propiedad a ser utilizada, el costo de los recursos necesarios, el marco legal e impositivo, etc. Pero también resulta de suma importancia tener en cuenta la forma en la cual cada una de las opciones puede afectar al ambiente, lo cual puede determinarse por la cercanía a centros poblados, la proximidad a zonas con comunidades vegetales y/o animales sensibles o legalmente protegidas, las características climáticas de los diferentes sectores de emplazamiento, las características del paisaje, etc. Particularmente para la Refinería bajo evaluación, R.P.S.A. seleccionó en primer lugar la región en el que la misma sería ubicada, siendo elegida la Provincia de Chubut. Esta elección se fundamentó en el hecho de que dicha en provincia se extrae el 27% del total de crudo del país. Dentro de la región, la zona seleccionada fue puntualmente el territorio del municipio de Comodoro Rivadavia, departamento de Escalante, por estar próximo a las principales áreas productoras de la cuenca del Golfo San Jorge. Resulta importante tener en cuenta que el control estratégico de la exploración, explotación, transporte, refinación y comercialización del crudo, lo detenta el Estado Nacional junto a las provincias productoras de hidrocarburos. De este modo, fue de interés de R.P.S.A. potenciar todas las actividades que tengan que ver con la producción local de combustibles e implementar los mecanismos para disponer de capacidad propia de destilación y refinación del petróleo extraído en la región, así como la comercialización de combustibles derivados de hidrocarburos. Al respecto, la refinería producirá combustibles terminados, en especificación comercial con un volumen suficiente para abastecer más del 50 % del consumo actual de las provincias del Sur patagónico (Chubut y Santa Cruz). Esto permitirá que el recurso natural de la región sea procesado y comercializado en la zona a diferencia de la situación actual donde la materia prima se transporta en barcos, a 15

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centros de refinación distantes que a su vez abastecen de productos terminados a la región con un importante sobrecosto logístico y riesgos potenciales de derrames o impactos sobre ecosistemas de alta vulnerabilidad ambiental, como es la interfase costera y las aguas pocos profundas del mar argentino. En resumen la selección del sitio por parte de Refinadora Patagónica S.A. buscó cumplir con los anhelados objetivos del sector, de industrializar en la región las reservas petrolíferas de la cuenca del Golfo San Jorge, aportando racionalidad a la logística asociada a la producción doméstica de energéticos. Una vez establecida la región, fue necesario definir la zona del municipio de Comodoro Rivadavia donde se podría localizar la Refinería, siendo descartada en principio la zona costera cercana a Caleta Córdova y a las zonas portuarias, debido a las dificultades para el abastecimiento de servicios y la mayor sensibilidad ambiental de este sector. De este modo, se definió como posible zona a implantar el emprendimiento el territorio del municipio localizado al oeste de la Ruta Nacional N° 3, fuera de las zonas urbanas. Luego, dentro de esta zona se procedió a identificar el sitio puntual de implantación de la Planta, para lo cual Refinería Patagónica S.A. llevó adelante la evaluación de una serie de terrenos disponibles dentro de la zona seleccionada. Del relevamiento de los sitios disponibles en la zona seleccionada se identificaron 7 terrenos (opciones de localización), cuya ubicación se puede observar en la siguiente figura. Todos ellos se localizan fuera de zonas urbanas y presentan posibilidades de acceso a servicios (agua, electricidad y gas) que pueden ser considerados, en líneas generales, como equivalentes.

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Figura 4. Posibles alternativas de localización de la refinería. En la figura se presenta la traza de dos oleoductos que se encuentran próximos al sitio de implantación del proyecto.

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Los aspectos evaluados por parte de R.P.S.A. fueron los que se detallan a continuación: 

Superficie mínima:

para la realización del proyecto

de manera

óptima se requiere una superficie mínima que permita contener todas las instalaciones de la planta así como los edificios administrativos, respetando las distancias de seguridad entre instalaciones que la legislación aplicable exige. 

Cercanía a Oleoducto: el proyecto contempla el abastecimiento de crudo mediante oleoducto. De este modo será necesario realizar el tendido de un ducto que conecte la Refinería con los oleoductos existente en la zona. Al respecto se consideran dos ductos: 1. El oleoducto Diadema – Caleta Córdova (6” de Diámetro) con traza al costado de la banquina de ruta provincial Nº 39. 2. El oleoducto CD-CC-16 (16” de Diámetro) con traza pasando por área de Cañadón Perdido. Resulta importante mencionar que cuanto mayor sea la distancia, mayor será la longitud del oleoducto de conexión a realizar, implicando no solo mayores costos sino la afectación de una mayor superficie, con los consiguiente efectos sobre el ambiente. De este modo, las alternativas fueron evaluadas en función de su cercanía a los mencionados oleoductos.



Accesos a Vías de Comunicación: ya sea para la etapa de construcción, como para la operación recibirá

insumos

y

despachará

de

la

producto

Refinería

(la

cual

mediante camiones)

resulta importante la facilidad de acceso y la cercanía a vías de comunicación importantes, como Rutas Provinciales y Nacionales. Así, las alternativas fueron evaluadas en base a su relación con las vías de acceso cercanas. 

Acotado

Movimiento

de

Suelo:

dependiendo

del

terreno

seleccionado será necesaria la realización de tareas de movimiento de suelo de mayor o menor importancia. Al igual que lo expuesto para el oleoducto de conexión, mayores movimiento de suelo implican no solo mayores costos, sino mayores impactos sobre el ambiente. 18

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De este modo, para cada uno de las 7 opciones de localización R.P.S.A. evaluó estos aspectos, siendo definidas tres situaciones posibles: 

Buena condición del terreno frente al aspecto analizado



Intermedia condición del terreno frente al aspecto analizado



Mala condición del terreno frente al aspecto analizado

Al respecto, en la siguiente tabla se resumen la valoración para cada una de las opciones analizadas. Tabla 1. Valoración de las alternativas de localización de la Refinería. Opción 1

Opción 2

Opción 3

Opción 4

Opción 5

Opción 6

Opción 7

Superficie

Buena

Mala

Mala

Mala

Mala

Mala

Mala

Cercanía a Oleoductos

Buena

Mala

Mala

Mala

Mala

Mala

Mala

Acceso Vías de Comunicación

Buena

Intermedia

Buena

Buena

Buena

Mala

Buena

Acotado Movimiento de Suelo

Intermedia

Mala

Buena

Buena

Mala

Mala

Mala

El terreno considerado como Opción 1 se localiza sobre la Ruta Provincial N°39 y presenta una superficie de 50 ha. De acuerdo al estudio de ingeniería conceptual encargado por Refinadora Patagónica S.A. oportunamente se concluyó que una superficie de 50 ha era suficiente para contener todas las instalaciones de la planta así como los edificios administrativos, respetando las distancias de seguridad entre instalaciones que la legislación aplicable exige. Respecto de la cercanía a los oleoductos esta opción tiene acceso directo al ducto de 6” el cual se encuentra paralelo a la servidumbre de la Ruta Provincial N°39. Por otra parte también permite acceder al oleoducto de 16” en el área DE Cañadón Perdido, el cual se encuentra a 3,2 km del terreno. Si bien este ducto se encuentra a una distancia mayor, la conexión a este no interferiría con zonas habitadas sino en campos ya dedicados a la explotación petrolera. De este modo, la situación de este terreno frente a este aspecto es óptima.

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Por otro lado, al encontrarse sobre la Ruta N°39, presenta un acceso directo a la misma. Además se emplaza a solo 10 km de la Ruta Nacional N°3.

Figura 5. Opción 1

Si bien el terreno no se encuentra nivelado, el mismo no afecta el cañadón que alberga al curso actual del arroyo Casa de Piedra (el cual se desarrolla al Sur de la Ruta N°39). Esta zona presenta un peligro de inundación alto en coincidencia con la planicie aluvial activa. No obstante, el terreno esta surcado por un cauce poco definido en el cual se localiza un arroyo de régimen estacional. Este curso fluvial efímero no forma parte actualmente del cauce principal del arroyo Casa de Piedra, sino que constituye un canal abandonado del mismo. Por esta situación se tendrán que realizar tareas de movimiento de suelo, de moderada importancia. El terreno considerado como Opción 2 (al igual que los siguientes) se encuentra localizado en cercanías de la Ruta Provincial N°26, distante 400 metros al sur en línea recta desde la misma. Dicho terreno presenta una superficie de 20 ha, definida como una superficie insuficiente de acuerdo al estudio de ingeniería conceptual encargado por Refinadora Patagónica S.A. Por otro lado, se encuentra a 18,3 km de la traza del ducto de 16” y a 14,3 km de la traza del ducto de 6”, siendo necesario la construcción de oleoductos de 20

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conexión de al menos estas longitudes, en caso que alguno de los oleoductos mencionados sean utilizados para la provisión de crudo.

Figura 6. Opción 2

El terreno no presenta un acceso directo desde una ruta. Sin embargo cuenta con 3 salidas hacia la Ruta N° 26, considerándose para el análisis con una calidad de accesos intermedia. Finalmente, el predio se encuentra sobre una vieja cantera (localizada en un cañadón), presentando una superficie muy irregular, por lo que para su uso se requieren importantes movimientos de suelo. El terreno identificado como Opción 3 se encuentra localizado sobre la Ruta Provincial N°26, a 3,7 km de la Ruta N°3. El mismo presenta una superficie de tan solo 10 ha y se encuentra a 17,1 km de la traza del ducto de 16” y a 13,4 km de la traza del ducto de 6”. Así, el terreno presenta una mala condición en relación a estos aspectos. Se ubica sobre la Ruta 26, con acceso directo desde la misma y ya se encuentra nivelado por lo que los trabajos de movimiento de suelo serán acotados.

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Figura 7. Opción 3

El terreno considerado como Opción 4 se encuentra también localizado al norte de la Ruta Provincial N°26, a 6 km de la Ruta N°3.

Figura 8. Opción 4

Presenta una superficie de 21 ha y se encuentra a 16,2 km de la traza del ducto de 16” y a 12,3 km de la traza del ducto de 6”. Nuevamente, el terreno presenta una mala condición en relación a estos aspectos. 22

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Al ubicarse sobre la Ruta N° 26 cuenta con acceso directo desde la misma. Si bien el terreno no se encuentra nivelado, el mismo, como se mencionó anteriormente, se emplaza al norte de la Ruta 26 no afectando el cañadón que alberga al curso actual del arroyo El Tordillo (se desarrolla al Sur de la Ruta N°26). De este modo los trabajos de movimiento de suelo serán acotados. Los terrenos identificados como Opción 5, 6 y 7 se encuentran localizados al sur de la Ruta Provincial N°26, a 8,7, 10 y 10,5 km de la Ruta N°3, respectivamente.

Figura 9. Opción 5, 6 y 7

Estas opciones presentan una superficie de 22, 25 y 20 ha, respectivamente, y se encuentran en promedio a aproximadamente 17 km de la traza del ducto de 16” y a 13 km de la traza del ducto de 6”. De este modo, estos terrenos presentan una mala condición en relación a estos aspectos, siendo aún el predio de 25 ha insuficiente de acuerdo al estudio de ingeniería conceptual encargado por Refinadora Patagónica S.A. Los terrenos no se encuentran nivelados y se extienden sobre el cañadón que alberga al curso actual del arroyo El Tordillo, observándose la presencia de muchos desniveles, lo cual implica importantes tareas de movimientos de suelo. Una diferencia fundamental se relaciona con el acceso a la Ruta N°26. Mientras que las Opciones 5 y 7 se encuentran linderas a la misma, presentando un 23

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acceso directo, para la Opción 6

el frente del terreno se encuentra a una

distancia de 200 metros de la ruta presentando un difícil acceso. De este modo, de las 7 alternativas consideradas las más desfavorables resultaron aquellas localizadas al sur de la Ruta Provincial N°26 (Opción 2, 5, 6 y 7) por afectar de manera directa el cañadón que alberga al curso actual del arroyo El Tordillo, lo cual implicaría no solo importantes tareas de movimientos de suelo sino también la afectación de esta unidad geomorfológica e hidrológica. Además dichos terrenos se encuentran alejados de los oleoductos troncales y presentan superficies menores a las óptimas para el desarrollo del proyecto. Entre las más favorables se encuentran las dos localizadas al norte de la Ruta Provincial N° 26 (Opción 3 y 4) y la única localizada sobre la Ruta Provincial N° 39 (al norte de la misma). No obstante, entre estas existe una clara diferencia relacionada con la cercanía a los oleoductos que potencialmente podrían proveer crudo para el abastecimiento de la refinería y con una mayor superficie del terreno. En base a estos aspectos es que la Opción 1 quedó posicionada como la más favorable frente a la Opción 3 y 4, siendo el terreno finalmente seleccionado para realizar el proyecto, aun cuando en este último de deberán realizar tareas de movimiento de suelo más importantes.

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4. Área de influencia del Proyecto

Una de las etapas fundamentales de cualquier estudio en general y de los estudios ambientales en particular, es la definición del área sobre la cual será realizado el análisis. Para poder desarrollar satisfactoriamente esta tarea es elemental definir correctamente la escala a la cual se pretende desarrollar el diagnóstico. En este sentido, Turner et al (2001) ha definido el significado de escala espacial para estudios ecológicos, concepto que, no obstante, puede ser tomado como base y reformulado para ser aplicado a la delimitación de las escalas de análisis en cualquier estudio que involucre diversos componentes del ambiente. Así, el concepto de escala espacial puede ser definido como la dimensión física de un objeto o proceso en el espacio. De este modo, la delimitación del área de influencia (o escala de análisis) queda supeditada al espacio físico afectado por las diferentes acciones del proyecto. Así, el área de influencia directa (AID) del proyecto constituye el sector ocupado

por la

refinería.

En

esta

zona

es donde potencialmente se

manifestarán los impactos ambientales directos, es decir, aquellos que ocurren como consecuencia directa de las acciones desarrolladas en el proyecto en el mismo sitio en el que se produjo dicha acción. En general estos impactos se producen de manera simultánea a la acción que provocó el impacto. Particularmente, el AID del proyecto ha sido definida por: a) La zona de implantación de la Refinería (terreno aproximadamente 50 ha). b) Las rutas transitadas por los camiones que transporten el combustible en inmediaciones del predio. c) Las zonas aledañas a las áreas mencionadas precedentemente, donde los impactos generados en las etapas de construcción y operación son directos y de mayor intensidad. Resulta importante mencionar que en el caso de la ocurrencia de una contingencia, ya sea durante la etapa de construcción como de operación, el área de influencia directa del proyecto abarcará una zona de mayor superficie, determinada por la extensión espacial afectada como resultado del evento. En este sentido, la discriminación entre afectaciones ordinarias por las acciones 25

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normales y las de contingencia, resulta fundamental para definir medidas ambientales adecuadas en cada circunstancia. Por otro lado, el área de influencia indirecta (AII) se define como el territorio en el cual se manifiestan los impactos ambientales indirectos, es decir aquellos que

ocurren

como

consecuencia

de

su

influencia

sobre

el

medio

manifestándose a partir de eventos sinérgicos en el mismo. Por lo general estos efectos se dan en un sitio diferente a donde se produjo la acción generadora del mencionado impacto ambiental. En este caso, si bien el impacto puede registrarse de manera simultánea con relación al momento en que ocurrió la acción que lo provoca, en general el efecto se registra en diferido.

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5. Operación de la refinería de Petróleos

5.1.

Descripción general

El objetivo de la refinación de petróleo consiste básicamente en la separación del crudo en distintos productos de uso comercial como naftas, gas licuado de petróleo y diesel entre otros. El petróleo se compone de una mezcla de distintos componentes químicos, acompañado de cantidades reducidas de impurezas (compuestos indeseados en los productos comerciables). La mayor parte de los componentes del crudo son hidrocarburos. La refinación como proceso modifica esta mezcla de componentes transformándola en otras cuyo valor comercial resulta más elevado, dado su uso en el mercado (USEPA, 2007). Desde el punto de vista ambiental, los aspectos del proceso de refinación que resultan críticos, dependen no sólo de las distintas operaciones que se realicen para obtener los destilados deseados (de acuerdo con las especificaciones de mercado de estos), sino con el tipo de crudo que se utilice. La composición de hidrocarburos e impurezas que presente cada petróleo puede variar significativamente

en función

de

su

origen,

siendo

los

equipos

de

procesamiento de cada refinería específicos para el procesamiento de los mismos. Particularmente la Refinería bajo estudio estará compuesta por 10 procesos industriales principales, los cuales se describen en la tabla que sigue. En la misma se presentan también los ingresos y salidas de cada uno de ellos.

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut)

Tabla 2. Resumen de los procesos que formarán parte de la refinería. Unidad de procesos

Descripción Vaporización de los hidrocarburos del crudo y condensación de cortes definidos.

ADU (Destilación atmosférica) Ver detalle en Punto 4.2.1

Ingresos Petróleo crudo

Salidas Gases

Gas natural o gas de refinería como combustible Este proceso se da modificando fundamentalmente para la alimentación del horno (horno de Topping) la temperatura, a lo largo de la columna Vapor fraccionadora.

Nafta virgen

El hidrocarburo se calienta en un horno (horno de Topping), que es alimentado con gas natural o gases de la refinería.

Crudo reducido

Kerosene Gasoil Emisiones de gases de combustión desde el horno (horno de Topping) Aguas agrias

NHT (Hidrotratamiento catalítico de naftas) Ver detalle en Punto 4.2.2.1

A través de la incorporación de hidrógeno se Nafta virgen remueven las impurezas (de azufre especialmente) y Gasolina natural se fracciona en dos cortes: naftas livianas y naftas pesadas. Gasolina de la Unidad DHT

Gases

El sistema cuenta con un horno para aumentar la temperatura de la corriente. El proceso se lleva a cabo en presencia de un catalizador.

Gas natural o gas de refinería como combustible para la alimentación del horno (Horno de NHT)

Emisiones de gases de combustión desde el horno (Horno de NHT).

Hidrógeno

Catalizador agotado

Vapor

Aguas agrias

Nafta liviana Nafta pesada

Catalizador (cobalto – molibdeno; níquel molibdeno y/o níquel tungsteno) Inhibidor de corrosión ISOM (Isomerización de naftas livianas) Ver detalle en Punto 4.2.2.2

Proceso para la elevación de octanos en la nafta liviana de manera que cumpla con las especificaciones para el pool de naftas.

Nafta liviana

Gases

Hidrógeno

Nafta de mayor octanaje para blending.

El proceso se lleva a cabo en reactores con presencia de catalizadores.

Catalizador (alúmina clorinada)

Catalizador agotado

Soda Cáustica y Compuestos con Cloro

Cáusticos agotados

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut) Unidad de procesos

REF (Reforming catalítico de naftas pesadas) Ver detalle en Punto 4.2.2.3

Blending de Nafta Ver detalle en Punto 4.2.2.4

Ingresos

Descripción

Salidas Gases

Proceso para la elevación de octanos en la nafta pesada de manera que cumpla con las especificaciones para el pool de naftas.

Nafta de mayor octanaje para blending,

Nafta pesada El proceso se lleva a cabo en un reactor en presencia de un catalizador y se eleva la Gas natural o gas de refinería como combustible temperatura de la corriente a ser procesada a para la alimentación del horno. través de su paso por un horno. Catalizador (Promotor metálico Renio – platino) Dentro de los gases que se producen en este proceso se encuentra el hidrógeno que puede ser recirculado para otros usos dentro de la refinería. Tanto las naftas resultantes de los procesos de isomerización como de reformado catalítico son enviados al proceso de blending para obtener las especificaciones dispuestas por SEN para estos productos.

Nafta de Isomerización Nafta de Reforming GLP Butano Bioetanol

Hidrógeno GLP Emisiones de gases de combustión desde el horno. Catalizador Agotado Nafta Grado 2 – Nafta Súper Nafta Grado 3 – Nafta Premuin

Gasoil Kerosene

DHT (Hidrotratamiento catalítico de gasoil) Ver detalle en Punto 4.2.3.1

Gas natural o gas de refinería como combustible A través de la incorporación de hidrógeno se para la alimentación del horno (Horno de DHT) remueven las impurezas de azufre especialmente, de la corriente de gasoil. Hidrógeno El sistema cuenta con un horno para aumentar la Catalizador (Promotor metálico: cobalto temperatura de la corriente. El proceso se lleva a molibdeno y/o níquel molibdeno) cabo en presencia de un catalizador. Aditivo para regeneración de catalizador.

–

Gases Nafta Gasoil para blending Emisiones de gases de combustión desde el horno (Horno de NHT). Catalizador agotado Aguas agrias

Inhibidor de corrosión- Antifouling Vapor Unidad de procesos

Ingresos

Descripción

29

Salidas

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut) Blending de Gasoil Ver detalle en Punto 4.2.3.2

El gasoil resultante del proceso de DHT es enviado Gasoil del DHT al proceso de blending para obtener las especificaciones dispuestas por SEN. Biodiesel

Gasoil Grado 2 Gases

Crudo Reducido VBU + TCU (Unidad Combinada Visbreaking y Thermal cracking) Ver detalle en Punto 4.2.4.1

PG (Planta de Gas) Ver detalle en Punto 4.2.5.1 SWLPG (Endulzamiento de gases licuados)

Se favorece la ruptura de moléculas pesadas de Gas natural o gas de refinería como combustible hidrocarburos a través de la aplicación altas para la alimentación de los hornos (Hornos de presiones y temperaturas. VBU y TCU).

(Tratamiento de Aguas Agrias) Ver detalle en Punto 4.2.5.3

Nafta de cracking Gasoil de cracking

En esta unidad, el crudo reducido es calentado en Inhibidor de corrosión, antifoaming, antifouling y Fuel oil dos hornos. aditivo neutralizador. Aguas Agrias Vapor Líquido proveniente del condesado del sistema de vacío Los gases provenientes de distintas unidades de la refinería se derivan a la Planta de Gas donde se Gases de Procesos separan los Gases Livianos y el GLP.

Gas Liviano

Refiere a un grupo de procesos para eliminar GLP azufre del GLP. El proceso también se conoce Soda Cáustica como endulzamiento.

GLP

Ver detalle en Punto 4.2.5.2 SWS

Emisiones de gases de combustión desde los hornos (Hornos de VBU y TCU).

Las aguas agrias pasan por un separador flash para remover hidrocarburos e ingresan al stripper (torre de separación), al cual se incorpora el vapor de stripping necesario, removiéndose por la parte superior de la columna el SH2 y el NH3.

GLP endulzado

Cáusticos agotados

Catalizador

Catalizador agotado

Agua Agria

Agua Dulce

Vapor

Gas agrio

Soda cáustica

Cáusticos Agotados

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut) Unidad de procesos

SRU (Recuperación de azufre) Ver detalle en Punto 4.2.5.4

Descripción

Inputs Gas natural o gas de refinería como combustible para la alimentación del incinerador

La Unidad de Recuperación de Azufre convierte el H2S presente en los gases ácidos, en azufre Catalizador (Promotor metálico: óxido de titanio + elemental y además el NH3 se descompone en cerámicos inertes.) nitrógeno (N2) y vapor de agua (H2O). DEA antifoaming

STREF (Reformado con Vapor) Ver detalle en Punto 4.2.5.5

Antorcha Ver detalle en Punto 4.2.5.6

Gas de refinería Gas natural o gas de refinería como combustible El reformado con vapor es el proceso de producción para la alimentación del horno de hidrógeno que permite convertir, a más de 800 ºC, Agua tratada para producción de vapor el gas de refinería mezclado con vapor de agua, en Catalizadores (níquel, óxido de hierro+cobre, óxido hidrógeno. de zinc) Adsorbentes (alúmina activada + carbón activado) El sistema de antorcha es un sistema de seguridad, que, manteniendo el piloto encendido, quema en altura cualquier hidrocarburo que Purgas y soplados intermitentes de equipos escape por mala maniobra, emergencia o en paradas y puesta en marcha de plantas.

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Outputs Emisiones gaseosas del proceso de incineración. Catalizador agotado. Aguas agrias Fuel Gas Gas de refinería Azufre líquido Gases de alimentación de la antorcha Hidrógeno Emisiones de gases de combustión desde el horno Catalizadores agotados Dióxido de carbono (CO2) líquido

Emisiones gaseosas de la combustión.

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut)

Asimismo cabe considerar la generación de efluentes líquidos como resultado de cada uno de los procesos enumerados. Existirán además un conjunto de instalaciones auxiliares necesarias para el funcionamiento de las Unidades: 

Sistemas de Generación de Vapor (Calderas).



Turbogeneradores de Electricidad



Compresores de Aire



Tratamiento de Agua Bruta



Sistema de Agua de Refrigeración



Tratamientos de Aguas Residuales

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut)

5.2.

Procesos Principales

5.2.1. Destilación atmosférica ADU

El proceso de refinación de petróleo crudo comienza con el fraccionamiento del mismo, proceso que consiste en la evaporación parcial de sus componentes y posterior condensación separada de éstos a presión atmosférica. Este proceso se lleva adelante en la Unidad de Destilación Atmosférica denominada también como Topping o ADU (del inglés Atmospheric Distillation Unit). De este modo, esta es una unidad de equipos cuya finalidad es la de depurar las fracciones de hidrocarburo contenidas en el petróleo crudo en base a su diferente volatilidad. Esta operación se realiza en una columna de destilación o torre fraccionadora, en cuyo interior se encuentra un conjunto de bandejas adecuadamente dispuestas. En primer lugar se produce la vaporización del crudo. En el horno se transfiere la energía térmica necesaria para producir el cambio de fase y luego en la zona de carga de la columna fraccionadora se sistema,

produciéndose

el

flash

de

la

disminuye

la presión

del

carga,

obteniéndose

la

vaporización definitiva. Para el caso particular de esta refinería y siendo el crudo de muy alta viscosidad y con un contenido elevado de hidrocarburos pesados, es que debe

ser

precalentado

en

un

sistema

de intercambiadores de calor y

luego en un horno hasta alcanzar la temperatura del proceso. Así, los componentes livianos y medios se evaporan. A medida que ascienden por la columna se condensan según la temperatura de ebullición de cada uno de ellos (la temperatura de ebullición de cada fracción se define por el número de átomos de carbono que tengan en su molécula los componentes que la integran junto con la naturaleza de éstos). La fase líquida se logra mediante reflujos o reciclo de hidrocarburos retornados a la torre. Estos reflujos son corrientes líquidas de hidrocarburos que se enfrían 33

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut)

por intercambio con crudo o fluidos refrigerantes. La función u objetivo principal de estos es eliminar o disipar en forma controlada la energía cedida a los hidrocarburos en el horno, de esta manera se enfría y condensa la carga vaporizada, en cortes o fracciones de hidrocarburos específicos. Estos cortes son extraídos en las mencionadas bandejas donde se produce el equilibrio entre los vapores que ascienden y los líquidos descendentes. De este modo, el fluido caliente y parcialmente vaporizado es fraccionado en las columnas denominadas Flash y Fraccionadora, obteniéndose los cortes que contiene el petróleo crudo. Por la parte superior se separan los componentes livianos hasta butanos y nafta virgen. El resto de los cortes, en orden creciente de rango de ebullición, son el kerosene y el gasoil. Queda en el fondo de la torre la fracción que no destila, denominada “crudo reducido” o “residuo atmosférico”. De las 2545,5 Tn/día (2.800 m3/día; densidad 0,9091 Tn/m3) de crudo que ingresa a esta unidad se obtienen los derivados que se detallan en la siguiente figura.

Figura 10. Proceso de destilación atmosférica.

Cada corriente se dirige a distintas unidades de proceso para favorecer la extracción de impurezas como oxígeno, nitrógeno, azufre y metales y a otros que mejoren su calidad para alcanzar los estándares previstos por la Secretaría de Energía de la Nación. Los mismos se detallan en las siguientes tablas. 34

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut)

Tabla 3. Estándares de calidad Fueloil. Según Resolución 1283/2006 y normas modificatorias. Combustible

Desde el 01/06/2008 Azufre

Fueloil Fueloil

Máximo 7000 ppm

Los gases de combustión son volcados a la atmósfera desde la chimenea del horno (ver Punto 4.6.1). Como parte de este proceso se usa vapor de stripping, el cual junto con las aguas de lavado producidas en el desalador electrostático, que usualmente se inyectan para disolver sales corrosivas, entran en contacto con corrientes de hidrocarburos que contienen SH2, formándose agua ácida. Ésta también puede contener NH3, que proviene del nitrógeno del crudo o eventualmente de amoníaco inyectado en el topping para combatir la corrosión, lo que conlleva la necesidad de su procesamiento como paso previo a su disposición final. Esto se realiza en la Unidad SWS (ver Punto 4.2.5.3).

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut)

Tabla 4. Estándares de calidad Nafta. Según Resolución 1283/2006 y normas modificatorias . Combustible Nafta

Desde la entrada en vigencia de la Resolución 1283/2006 (y modificatorias)

Desde el 01/06/2016

Benceno

Azufre

Azufre

Azufre

Máximo

Máximo

Máximo

Máximo

Máximo

Máximo

40%

300 ppm

1,5%

1,0%

50 ppm

10 ppm

84

40%

300 ppm

1,5%

1,0%

50 ppm

93

84

40%

300 ppm

1,5%

1,0%

300 ppm

83

75

40%

500 ppm

1,5%

1,0%

Aromáticos Totales

97

85

93

Común o Grado 1

Desde el 01/06/2011

Benceno

MON (Número de Octanos Motor)

Súper o Grado 2 Alta Densidad Súper o Grado 2 Baja Densidad

Desde el 01/06/2009

Azufre

RON (Número de Octanos Research)

Ultra o Grado 3

Desde el 01/06/2008

30 ppm 50 ppm

30 ppm

Tabla 5. Estándares de calidad Gasoil. Según Resolución 1283/2006 y normas modificatorias. Combustible

Desde la entrada en vigencia de la Resolución 1283/2006 (y modificatorias)

Desde el 01/06/2008

Desde el 01/06/2009

Desde el 01/06/2011

Desde el 01/06/2016

Azufre

Índice de Cetano

Azufre

Índice de Cetano

Azufre

Azufre

Azufre

Máximo

Mínimo

Máximo

Mínimo

Máximo

Máximo

Máximo

500 ppm

46

48

50 ppm

10 ppm

1500 ppm

45

46

500 ppm

2500 ppm

45

2000 ppm

46

1500 ppm

500 ppm

30 ppm

3000 ppm

44

2500 ppm

2000 ppm

1600 ppm

1000 ppm

Gasoil

Ultra o Grado 3 Común o Grado 2 Alta Densidad Común o Grado 2 Baja Densidad Agrodiesel o Grado 1

36

30 ppm

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5.2.2. Naftas

Las naftas presentan una densidad aproximada de 0,75 g/cm3. Son utilizadas en los motores de combustión interna de automóviles principalmente, aunque también pueden ser utilizadas en aeronaves con motores a explosión. Resulta importante mencionar que la destilación, no produce una nafta que pueda ser comercializada, siendo las especificaciones más importante el número de octanos y el bajo contenido de contaminantes. La nafta atmosférica tiene un bajo número de octanos y puede presentar sustancias contaminantes, por lo que como parte de la refinación se incluyen una serie de procesos para mejorarla. A saber: 

Hidrotratamiento Catalítico de Naftas. Se reducen los contaminantes y se fracciona la nafta en dos cortes: Nafta Liviana y Nafta Pesada.



Isomerización. La Nafta Liviana sufre transformaciones químicas que elevan su número de octanos a valores aptos para el pool de naftas.



Reforming químicas

Catalítico.

La

Nafta

Pesada

sufre

transformaciones

que elevan su número de octanos a valores aptos para el

pool de naftas.

Además de mayor procesamiento, para alcanzar los estándares de calidad vigentes en la actualidad, se necesita realizar la mezcla con cortes de determinadas características que aseguren cumplir con los requerimientos del uso final de las gasolinas o naftas como combustible en motores de combustión interna, esta tarea se conoce como: 

Blending de Naftas

5.2.2.1.

Hidrotratamiento Catalítico de Naftas – NHT

Como se mencionó anteriormente, mediante este proceso se reducen los contaminantes y se fracciona la nafta en dos cortes Nafta Liviana y Nafta 37

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Pesada. Este proceso se lleva adelante en la Unidad de Hidrotratamiento Catalítico de Naftas o NHT (del inglés Naphtha Hydrotreater). Este proceso se alimenta con la nafta virgen obtenida en la columna de Destilación Atmosférica y del proceso de Visbreaking (ver Punto 4.2.4.1). Asimismo se incorpora Gasolina Natural (65,5 Tn/día; 100 m3/día; densidad 0,655 Tn/m3) (ver Punto 4.3.1) del yacimiento de la zona para mejorar el rendimiento en naftas. Se contabiliza asimismo una pequeña fracción que ingresa a este proceso (columna Splitter) desde la unidad de Hidrotratamiento Catalíticos de gasoil (ver Punto 4.2.3.1). Es importante mencionar que la nafta proveniente de la ADU y de la Unidad de Visbreaking debe ser estabilizada previo ingreso a la NHT, dado que contiene C1 y C2 disueltos, junto con C3 y C4 que le confieren una alta presión de vapor. Las mezclas de naftas y compuestos C4 e inferiores de ADU, VBU y DHT son enviadas a una sola columna para separar los livianos de manera que la alimentación a NHT sea desprovista de esos compuestos que le bajan el rendimiento a NHT e ISO. El objetivo básico del proceso en el NHT es el de extraer los contaminantes de la corriente de hidrocarburos que puedan deteriorar las estructuras productivas. Las principales impurezas las confieren el oxígeno, el nitrógeno, el azufre y los metales. Los procesos de conversión de naftas para obtener productos de mayor calidad (mayor cantidad de octanos), como lo son la Isomerización y el Reforming Catalítico requieren de catalizadores de alto costo, por cuanto resulta fundamental realizar el tratamiento de las naftas para el retiro de impurezas de forma previa a su conversión. Los componentes del proceso de hidrotratamiento son los siguientes: 

compresores de hidrógeno



intercambiadores de calor



horno



reactor catalítico 38

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

columnas de fraccionamiento

El proceso se realiza a alta presión, la que se logra con compresores de hidrógeno. El hidrógeno proviene del proceso de Reforming Catalítico (ver Punto 4.2.2.3). Este hidrógeno resulta necesario para lograr las reacciones químicas que se dan en el Reactor y que son promovidas por el catalizador selectivo utilizado (catalizador de bajo costo, denominado de sacrificio). En este caso se usa promotor metálico renio – platino. La temperatura de proceso se alcanza en el horno, que además favorece la vaporización parcial del fluido (mezcla de nafta e hidrógeno) que se dirige al reactor. A la salida del reactor el flujo es conducido a la columna de fraccionamiento con el objetivo de separar los gases y el hidrógeno y luego a la columna denominada Splitter para independizar la corriente en naftas pesadas y livianas.

Figura 11. Hidrotratamiento catalítico de Nafta.

Los gases de combustión son volcados a la atmósfera desde la chimenea del horno (ver Punto 4.6.1). Al igual que lo mencionado para la ADU, en la torre de fraccionamiento se inyecta vapor al proceso para mejorar la separación buscada en dichas torres. Este vapor se condensa y se separa como agua agria la cual es debidamente 39

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tratada (ver Punto 4.2.5.3).

5.2.2.2.

Isomerización – ISOM

El proceso de isomerización de naftas livianas transforma la estructura química de los hidrocarburos parafínicos por sus isómeros correspondientes de cadena ramificada. Como resultado se obtiene una nafta denominada isomerado que confiere una mezcla de isopentanos e isohexanos con un alto valor octánico. Este proceso se lleva adelante en la Unidad de Isomerización o ISOM. Es un proceso Hidrocatalítico, que utiliza un catalizador selectivo adecuado, y en uno o dos reactores de flujo fijo se realizan las reacciones químicas, para convertir, bajo alta presión de hidrógeno, los hidrocarburos de estructura lineal en hidrocarburos ramificados o isómeros de los anteriores. El hidrógeno utilizado de este proceso proviene tanto de la Unidad de Reforming Catalítico (ver Punto 4.2.2.3). El catalizador utilizado es alúmina clorinada (26 kg por día), el cual pierde cloro como HCL que debe ser repuesto agregando compuestos de cloro. Este compuesto se incorpora al gas y este gas separado en un Stripper es luego tratado en un lavador cáustico; el cáustico agotado se lleva a disposición final. La reposición de cloro se realiza con percloro etileno, en una proporción de 100 partes por millón sobre la alimentación. Los gases separados, productos de reacciones secundarias contienen pequeñas cantidades de ácido clorhídrico, debiéndose neutralizar con soda cáustica. La reposición de cloro es mínima. La nafta resultante es enviada a una columna de stripper para separarla de los gases. El fluido resultante es una nafta de más de 87.5 octanos que será dirigida al Blending de naftas para alcanzar los estándares de calidad regulados.

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Figura 12. Proceso de Isomerización de Nafta Liviana.

5.2.2.3.

Reforming Catalítico de Naftas – REF

En este proceso, la nafta entra en contacto con un catalizador basado en platino, a alta temperatura y bajo presión de hidrógeno. Se obtiene, como resultado, un líquido rico en aromáticos, de elevado octanaje, junto con hidrógeno, gas liviano y GLP. Este proceso se lleva adelante en la Unidad de Reforming Catalítico de Naftas o REF. La nafta pesada que se extrae de la columna Splitter de la unidad de NHT, está compuesta por normal heptano y cadenas superiores, así como por los respectivos isómeros de estos hidrocarburos. Al igual que la nafta liviana, ésta es de bajo octanaje y no apta comercialmente como combustible de motores de explosión. El Reforming Catalítico utiliza también hidrógeno de alta presión y recurre a catalizadores de metales preciosos (platino, renio) para lograr las diferentes y complejas reacciones químicas necesarias y dispone de tres reactores de diferentes diseños en cuanto a tamaño y velocidad espacial, con sus correspondientes hornos. El hidrógeno requerido en el proceso es producido por la misma unidad en uno de los tres reactores. 41

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El producto obtenido en los reactores es enviado a una columna de fraccionamiento para separar los gases y el gas licuado de petróleo (GPL). La nafta de hasta 100 octanos se denomina “Reformado” y es enviada al Blending de naftas de la refinería.

Figura 13. Proceso de Reforming Catalítico.

Los gases de combustión son volcados a la atmósfera desde la chimenea del horno (ver detalle en Punto 4.6.1).

5.2.2.4.

Blending

La operación de Blending de naftas tiene por objetivo conseguir la mezcla de combustibles adecuada a las especificaciones técnicas de la S.E.N, que define la composición de las naftas que se comercializan en el mercado. Al respecto, la Res. 450/2013 de la Secretaría de Energía, establece que los combustibles líquidos caracterizados como Naftas, comercializados dentro de territorio nacional, deben mezclarse con un porcentaje de al menos el 10 % de Bioetanol medido sobre la cantidad del producto final. La Refinería ha sido diseñada con la capacidad para cumplir con dicha especificación, y tendrá la flexibilidad necesaria para afrontar futuros porcentajes más elevados. 42

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En el proceso de Blending de naftas se incorporan las siguientes particiones de cada fracción: 

Nafta proveniente del proceso de Isomerización (Isomerado)



Nafta proveniente del proceso de Reforming (Reformado)



GLP proveniente del proceso de Reforming



Butano proveniente del proceso de Reforming



Bioetanol (43,8 Tn/día)

Luego del Blending se almacenan en tanques dos tipos de naftas: 

Nafta grado 2: Tn/día

306 Tn/día



Nafta grado 3: Tn/día

103 Tn/día

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Figura 14. Procesos para la refinación de naftas.

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5.2.3. Gasoil

El gasoil es un destilado medio atmosférico, igual que el kerosene, pero más pesado. Al igual que para las naftas es necesario retirar las impurezas, para lo cual se realiza: 

Hidrotratamiento Catalítico. Proceso que permite retirar impurezas de azufre especialmente, de las corrientes de kerosene, gasoil atmosférico y gasoil de cracking, lo cual se realiza a través de la incorporación de hidrógeno.

Por otro lado, una de las especificaciones más importantes de este corte es el número de cetano, el cual afecta la eficiencia del gasoil como combustible para motores Diesel. El cetano de un gasoil atmosférico puede mejorarse parcialmente con aditivos o por mezcla con biodiesel. Esto se lleva adelante mediante: 

Blending de Gasoil

5.2.3.1.

Hidrotratamiento Catalítico de Gasoil – DHT

Para reducir el contenido de azufre en el gasoil de Topping y para mejorar la estabilidad del gasoil de Visbreaking (ver Punto 4.2.4.1), ambas corrientes serán procesadas. Este proceso se lleva adelante en la Unidad de Hidrotratamiento Catalítico de Gasoil o DHT (del inglés Diesel Hydrotreatment) esta es una Unidad Hidrocatalíca denominada ULSD (del inglés Ultra Low Sulphur Diesel). La unidad consta de intercambiadores de calor, compresores de hidrógeno, horno, uno o dos reactores y una columna de fraccionamiento para separar los gases, la nafta y el gasoil. Los gases son enviados a la Planta de Gases (ver Punto 4.2.5.1) y la nafta a la Columna fraccionadora Splitter del NHT (ver Punto 4.2.2.1). El gasoil que alimenta esta unidad proviene de la Unidad de Refinación ADU y de la Unidad de Visbreaking y Thermal Cracking, siendo el producto enviado 45

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completamente a la Unidad de Blending de Gasoil. Los requerimientos de hidrógeno son cumplidos con el producido en la Unidad de Reforming Catalítico y en la Unidad de reformado de vapor. El proceso requiere de la existencia de un catalizador. En este caso se utiliza un promotor metálico de cobalto – molibdeno y/o níquel molibdeno. Además se deben incorporar aditivo para la regeneración del catalizador, inhibidores de corrosión y antifouling. Los inhibidores de corrosión son compuestos de aminas, que forman una película protectora sobre el metal para evitar la corrosión. Se debe reponer en una proporción de 10 partes por millón sobre la corriente que se está protegiendo. Antifouling son aditivos que evitan la deposición de incrustaciones en intercambiadores de calor. También se utilizan en los reactores de Reforming Catalítico. Generalmente son polímeros con nombre comercial pero composición reservada. Los gases de combustión son volcados a la atmósfera desde la chimenea del horno (ver Punto 4.6.1). Al igual que lo mencionado para el NHT, en la torre de fraccionamiento se inyecta vapor al proceso para mejorar la separación buscada en dichas torres. Este vapor se condensa y se separa como agua agria la cual es debidamente tratada (ver Punto 4.2.5.3).

Figura 15. Proceso de Hidrotratamiento Catalítico de Gasoil. 46

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5.2.3.2.

Blending

La operación de Blending de gasoil tiene por objetivo conseguir la mezcla de combustibles adecuada a las especificaciones técnicas de la S.E.N, que define la composición del gasoil que se comercializa en el mercado. La Ley 26.093 (reglamentada por el Decreto 109/2007), establece que desde el 1ro de Enero del 2010 los combustibles líquidos caracterizados como Gasoil o Diesel Oil, comercializados dentro de territorio nacional, deben mezclarse con un porcentaje de al menos el 5 % de Biodiesel medido sobre la cantidad del producto final. Posteriormente, la resolución 56/2012 modificó la proporción para la mezcla con Biodiesel, estableciendo que el contenido no podrá ser inferior al 7% del producto en la mezcla final con el combustible fósil gasoil en volumen. La resolución 450/2013 modificó la proporción para la mezcla con Biodiesel, estableciendo que el contenido no podrá ser inferior al 8% del producto en la mezcla final con el combustible fósil gasoil en volumen. Finalmente, la resolución 1125/2013 de la SE establece que las empresas encargadas de realizar las mezclas de combustibles fósiles con Biodiesel deberán agregar, a partir del 1° de enero de 2014, una proporción del biocombustible que no podrá ser inferior al 9%, en la mezcla final con el combustible fósil gasoil que se comercialice en el Territorio Nacional, y un 10% a partir del 1° de febrero de 2014. La Refinería ha sido diseñada con la capacidad para cumplir con las especificaciones vigentes al momento de su diseño, presentando la flexibilidad necesaria para afrontar porcentajes más elevados en caso de ser así definido. En la operación de Blending de gasoil se incorporan los siguientes componentes que por mezcla darán lugar al producto final: 

Gasoil proveniente del proceso de Hidrotratamiento Catalítico: 1192.6 Tn/día



Biodiesel: 148.4 Tn/día

Luego del Blending se almacenan en tanques de Gasoil Grado 2, 1341 Tn/día, 47

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para su comercialización.

5.2.4. Crudo Reducido

Como se mencionó anteriormente, el crudo reducido es la fracción que no destila a la temperatura que opera la torre de fraccionamiento y queda como residuo en el fondo de ésta. Es más denso y viscoso que el gasoil y en él se acumulan en mayor proporción los contaminantes del crudo, tales como azufre y metales. Dado que existe una mayor demande de los subproductos más livianos, existen procesos de conversión de moléculas pesadas a livianas, llamados genéricamente “procesos de craqueo”, por adaptación de la palabra inglesa break, que significa, rotura.

5.2.4.1.

Unidad Combinada de Visbreaking + Craquéo Térmico – VBU + TCU

Dentro de estos procesos se encuentra el Craqueo Térmico, mediante el cual se favorece la ruptura de moléculas pesadas de hidrocarburos a través de la aplicación de altas presiones y temperaturas. Este proceso se lleva adelante en la Unidad de Reducción de Viscosidad denominada VBU (del inglés Viscosity Breaking Unit) combinada con una Unidad de Craqueo Térmico denominada TCU (del inglés Thermal Cracking Unit). Este proceso se basa en la ruptura de las largas cadenas carbonadas a partir de la incorporación de calor, favoreciendo la disminución de la viscosidad de la corriente. Al respecto, a partir de los 400 ºC, comienza la rotura (o craqueo) de las moléculas más complejas del petróleo. En esta unidad, el crudo reducido es calentado en dos hornos. El producto de 48

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la reacción de ruptura es luego enviado a una cámara de enfriamiento y separación primaria para detener la reacción cuando ha alcanzado la conversión deseada. En esta cámara, donde la presión es reducida, los productos livianos salen por la parte superior en forma de gases y se envían a un fraccionador.

Figura 16. Proceso de Reducción de la Viscosidad.

La

Nafta

de

Cracking,

muy

inestable,

es

enviada

al

proceso

de

Hidrotratamiento Catalítico de Naftas (NHT, ver Punto 4.2.2.1). El diesel de Cracking, muy inestable, es mezclado parcialmente con fuel oil para alcanzar los estándares de comercialización y el resto es enviado a la Unidad de DHT (ver Punta 4.2.3.1). El Fuel oil, el que presenta especificaciones de mercado previa mezcla con parte del gasoil de cracking, es enviado al tanque final. Este proceso no requiere de catalizador, pero se deben incorporar: inhibidor de corrosión, antifoaming, Antifouling, y aditivo neutralizador. Los agentes antifoaming son aditivos, generalmente siliconados, que evitan la formación de espuma en los equipos de los procesos. Los aditivos neutralizadores son aminas que regulan el pH, para facilitar la acción de los 49

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inhibidores de corrosión. Ninguno de estos aditivos se recupera. Los gases de combustión son volcados a la atmósfera desde una única chimenea del horno (ver Punto 4.6.1).

5.2.5. Gases

Los gases son aquellas sustancias que no se condensan en el proceso de separación. Dentro de esta fracción es posible diferenciar dos sub-fracciones, el gas licuado (GLP) y gas ligero (metano y etano). Al respecto, los gases provenientes de las unidades de la refinería, junto con la nafta obtenida en las unidades ADU, VBU + TCU y DHT son enviados a una columna de estabilización. Luego de su paso por esta, los mismos son enviados a la Planta de Gas (PG), donde se separa el gas liviano del GLP. Este último es tratado luego en la unidad de SWLPG (junto con el GLP obtenido en otros procesos) obteniéndose GLP endulzado el cual es usado para el Blending de Nafta o es enviado al tanque de GLP. Por su parte, el gas liviano obtenido en la Planta de Gas contiene sustancias contaminantes, ya que el azufre y el nitrógeno presente en los crudos son convertidos en sulfuro de hidrógeno (SH 2) y amoníaco (NH3) durante los diferentes procesos. Por tratarse de materiales de alta toxicidad es necesario removerlos hasta los límites de tolerancia fijados en las especificaciones de los productos finales o en las regulaciones de protección del medio ambiente. Así, los gases ligeros (metano y etano) son endulzados para eliminar impurezas y ser aprovechados una fracción como combustible en la propia refinería, otra fracción como alimentación a la Unidad Generadora de Hidrógeno o bien ser quedamos en la antorcha. Para esto el gas liviano separado en la PG es enviado a la Unidad de Recuperación de Azufre (RSU), a donde también se incorpora el gas separado en la Unidad de Tratamiento de Agua Agria (SWS).

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Figura 17. Tratamiento de gases y aguas agrias.

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5.2.5.1.

Planta de Gas – GP

Como se mencionó anteriormente el gas generado por los distintos procesos es enviado a la Planta de Gas también llamada GP (del Inglés Gas Plant). A saber: 

Gases de ADU



Gases de NHT



Gases de ISOM



Gases de REF



H2 excedente de REF



Gases de DHT



Gases de VBU + TCU

En la torre llamada de-etanizadora los líquidos se liberan de los componentes más volátiles (esencialmente metano, etano e inertes), obteniendo como corriente de fondo la mezcla de componentes restantes denominada C3+ (que incluye propano y superiores). Como se mencionó anteriormente,

esta

mezcla de hidrocarburos líquidos separados del flujo principal de gas se denomina genéricamente Líquidos del Gas Natural (LGN). El total de GLP a producir será de 84,9 ton/día. La producción de butano será de 15,9 ton/día y se utilizará en el Blending de naftas; el resto (69 ton/día) será una mezcla de propano y butano que se venderá como gas licuado mezcla. El gas seco (metano y etano), despojado de sus componentes más pesados, se encuentra contaminados entre otras sustancias con el ácido sulfhídrico que los procesos catalíticos produjeron a partir de azufre del petróleo. Por esta razón este gas es enviado a desulfuración. El GLP, por su parte, es enviado a unidad de LPGSW para su tratamiento.

Figura 18. Proceso de separación de gases. 52

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5.2.5.2.

Endulzamiento de GLP – LPGSW

El Gas Licuado de Petróleo es un producto compuesto fundamentalmente por Propano (C3H8), Butano (C4H10), o una mezcla de ambos. A presión atmosférica y temperatura ambiente (1 atmósfera y 20°C), el GLP se encuentra en estado gaseoso. Para obtener líquido a presión atmosférica, la temperatura del butano debe ser inferior a -0,5°C y la del propano a -42,2°C. En cambio, para obtener líquido a temperatura ambiente, se debe someter al GLP a presión. Para el butano, la presión debe ser de más de 2 atmósferas. Para el propano, la presión debe ser de más de 8 atmósferas. Un litro de líquido se transforma en 272,6 litros de gas para el propano y 237,8 litros de gas para el butano (Di Pelino, et al., 2002). La alimentación de GLP a tratar es una mezcla de propano y butano principalmente además de mercaptanos (R-SH) provenientes de las unidades de la Planta de Gas y de la Unidad de Reforming Catalítico de Nafta. La unidad de tratamiento de Gas Licuado de Petróleo reduce el contenido de azufre, convirtiendo los mercaptanos en disulfuros, los que posteriormente son extraídos con una solución caustica. La conversión de mercaptanos a disulfuros se alcanza catalíticamente por medio de un complejo quelato específico en presencia de oxígeno y una solución caustica. El proceso consta de dos secciones, llamadas de Reacción y de regeneración caustica. En la sección de reacción (Endulzamiento) ocurre un prelavado caustico y la neutralización de los mercaptanos con soda de la presente sección sale GLP dulce y soda azufrada. En la sección de regeneración cautica (Extracción) es usado el catalizador con oxígeno, para tratar la soda azufrada saliente de la sección de reacción, toda la soda regenerada es recirculada nuevamente a la alimentación de GLP de la zona de reacción.

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LPGSW

Figura 18. Tratamiento del Gas licuado de petróleo (GLP).

5.2.5.3.

Tratamiento de Aguas Agrias – SWS

Cuando el vapor de stripping, o las aguas de lavado, que usualmente se inyectan para disolver sales corrosivas, entran en contacto con corrientes de hidrocarburos que contienen SH2 y eventualmente NH3, se forma agua agria. Esto determina la necesidad de su procesamiento como paso previo a disponer su destino final. Este proceso se lleva adelante en la Unidad de Tratamiento del Agua Agria denominada también como SWS (del inglés Sour Water Stripper). Esta constituye un sistema de tratamiento, en donde el agua agria (o ácida) pasa por un separador flash para remover hidrocarburos e ingresa al stripper (torre de separación), al cual se inyecta el vapor de stripping necesario, removiéndose por la parte superior de la columna el SH2 y el NH3. Si bien este proceso tiene por objeto el tratamiento de agua, se incluye dentro del punto referido a los gases por su íntima relación con los procesos de tratamiento de los mismos. En primer lugar todas las corrientes de aguas agrias generadas en las distintas unidades de la refinería serán colectadas por separado dirigiéndolas a un tanque de reserva. Desde este serán luego dirigidas a la columna de 54

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separación (Stripper). El agua agria ingresa a la columna por la parte superior y a medida que desciende por la misma intercambia calor con el vapor generado por las calderas de la planta el cual ingresa por la base de la columna. Este intercambio se lleva adelante en un intercambiador de calor de casco y tubo. Así, los contaminantes presentes en el agua agria son removidos de la misma al circular en contracorriente al vapor de separación y aumentar su temperatura (desplazando el equilibrio químico). Luego de este intercambio en el fondo de la torre queda el agua dulce (o strippeada) la cual es bombeada fuera del sistema. Esta se encuentra caliente pero antes de salir de la unidad es enfriada cediendo su calor al agua ácida entrante. En la parte superior de la columna se extrae el vapor el cual es condensado utilizando aire. El líquido generado es usado como reflujo para la columna. Por la parte superior son también extraídos los gases agrios saturados, los cuales son enviados a la Unidad de Recuperación de Azufre (SRU) para más tratamientos.

Figura 20. Tratamiento de aguas agrias

5.2.5.4.

Recuperación de Azufre – SRU

El proceso implica convertir las diferentes especies de azufre presente en las corrientes de gas agrio en azufre elemental y además el NH 3 se descompone en nitrógeno (N2) y vapor de agua (H2O). 55

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Este proceso se lleva adelante en la Unidad de Recuperación de Azufre denominada también como SRU (del inglés Sulphur Recovery Unit). La SRU será capaz de tratar 2,6 tn/dia de sulfuro elemental recuperando el 96,7% del sulfuro total que ingresa. Estará compuesta por: 

Unidad de Amina. En esta unidad se procede a endulzar la corriente

de

gas ácido proveniente de los diferentes procesos. La

remoción del H2S se lleva a cabo poniendo en contacto la corriente de Gas Acido con una solución acuosa de DEA (dietanolamina), la cual tiene gran afinidad por este compuesto. La DEA utilizada es regenerada y re usada. Sin embargo por las pérdidas que se producen por arrastre hay una reposición diaria de 10 kg. El H2S es absorbido por la amina, que deja el sistema convertido en amina rica y pasa al circuito de regeneración, se desprende del H2S y retorna como amina pobre. El gas tratado (gas de refinería) por un lado es enviado a la red de fuel gas, y por el otro es dirigido a la Unidad de Reformado con vapor para producción de hidrógeno. El gas ácido rico en H2S recuperado de la parte superior del regenerador es enviado a la sección Claus. Conectado a la red se encuentran los suministros a los hornos y calderas de la refinería. El gas de refinería excedente, más el indispensable para mantener encendida la llama piloto de la antorcha es enviado al sistema de antorcha (ver Punto 4.2.5.5). 

Sección Claus. Esta unidad ha sido diseñada para convertir el H2S del Gas Agrio proveniente de la SWS y de la unidad de Amina en sulfuro elemental líquido. El proceso Claus se basa en la combustión parcial del SH2 a SO2 y la posterior reacción entre ambos para formar azufre elemental. El equilibrio que se alcanza en esta reacción limita la recuperación al 96,7%. La porción no convertida, que es una mezcla de SH2 y SO2, abandona el sistema como tail gas. El proceso comprende dos pasos, primero una etapa térmica y luego una etapa catalítica. La etapa térmica consiste en la oxidación parcial del H2S para generar 56

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dióxido de azufre (SO2), que luego reacciona con el H2S remanente para producir azufre. Esta oxidación se lleva adelante en un reactor térmico. La cantidad de aire consumido es de aproximadamente 1/3 del contenido de H2S. La relación molar entre el H2S y el SO2 es de 2. El azufre es luego condensado enfriando el gas en un intercambiador de calor. El H2S y SO2 residual es convertido en azufre en la siguiente etapa catalítica, la cual opera a una temperatura menor y completa la reacción al 96,7%. 

Sección de Incineración Térmica. La porción no convertida, que es una mezcla de SH2 y SO2, abandona el sistema como tail gas. Este se incinera a SO2 y se ventea.



Sección de desgasificación y el almacenamiento de azufre líquido. El azufre elemental obtenido es enviado a desgasificación, en forma líquida, donde el H2S disuelto es eliminado antes de ser almacenado utilizando aire. Este aire se remueve y es enviado al incinerador al igual que el Tail Gas.

Los efluentes líquidos de la SRU serán enviados a la SWS (las aguas agrias) y al drenaje para tratamiento de agua con hidrocarburos. Los gases de combustión serán volcados a la atmósfera desde la chimenea del incinerador (ver Punto 4.6.1), el cual será alimentado con gas.

Figura 21. Tratamiento de aguas agrias

5.2.5.5.

Reformado con Vapor – STREF

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El reformado con vapor es el proceso de generación de hidrógeno que permite convertir, a más de 800 ºC y con la ayuda de un catalizador de níquel, la mezcla de gas de refinería combinada con vapor de agua sobrecalentado, en hidrógeno. Este proceso de lleva adelante en la Unidad de Reformado de Vapor denominada también como STREF (del inglés Steam Reformer). El mismo consta de una serie de etapas, donde básicamente ocurre la reacción de reformado con vapor. El hidrocarburo reacciona con vapor de agua a alta temperatura para dar monóxido de carbono (CO) e hidrógeno (H2). En una etapa sucesiva el CO será convertido a dióxido de carbono (CO2) produciéndose la correspondiente separación de H2 de la corriente de salida. El proceso de producción de H2 mediante reformado con vapor, se divide en las siguientes secciones o subprocesos principales: 

Purificación del gas de alimentación. La mezcla de gases de alimentación previamente precalentada se combina con parte del hidrógeno de reciclo procedente de la unidad PSA (ver más adelante Purificación del hidrógeno) para ser sometida a un proceso de desulfurización. El proceso de desulfurización se lleva a cabo en un reactor conteniendo un catalizador de óxido de zinc, el cual remueve en el sulfuro de hidrógeno contenido en la mezcla de gases por absorción y reacción.



Reacción de reformado. La mezcla de gases de alimentación previamente purificada, se combina con vapor de agua sobrecalentado para ser dirigido hacia el horno de reformado. Como su propio nombre indica, en esta sección es donde se produce la reacción de la corriente de gas con el vapor de agua para producir H2, en presencia de un catalizador de níquel. Esta reacción se da con un exceso importante de vapor de agua y con un control muy estricto de la temperatura.



Conversión de CO. A la salida de la sección de reformado, el gas contiene una cantidad importante de CO, que mediante un nuevo aporte con vapor de agua, en presencia de catalizadores de óxido de hierro y cromo, se convierte en H2 adicional y CO2. Este proceso si bien mejora 58

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ligeramente la conversión del proceso global, tiene más que nada un fin ambiental ya que pretende oxidar completamente el CO que se ha producido en las reacciones previas. El CO2 obtenido en estado gaseoso es recuperado de la corriente de hidrógeno siendo luego comprimido y condensado para su comercialización. 

Recuperación de calor residual y generación de vapor. El gas de proceso disminuye su temperatura en una caldera de calor residual, un intercambiador para precalentar agua de calderas, un reboiler en el desaireador, un aerorefrigerante y un enfriador, donde se obtiene un condensado que se envía al desaireador junto con agua desmineralizada para su utilización como agua de calderas.



Purificación del hidrógeno (Unidad de PSA). La corriente de H2 y CO a la salida de la etapa de conversión de CO contiene aproximadamente un 25 % de impurezas, principalmente CH4, CO2, CO y N2, las cuales se eliminan casi por completo en la unidad PSA (del inglés Pressure Swing Adsorption). Allí los gases distintos del H2 se van adsorbiendo en una serie de lechos que contienen absorbentes de alúmina activada, carbón activado y tamices moleculares. El gas de purga que se obtiene en la unidad PSA se utiliza como combustible en el quemador del horno de reformado. El H2 una vez purificado es enviado a la red de H2 de la refinería con el fin de alimentar la unidad de DHT.



Generación de vapor. Con el fin de generar el vapor necesario para el funcionamiento del sistema de generación de hidrógeno, se importa agua desmineralizada proveniente de la planta de tratamiento de agua. Esta corriente de agua se introduce en un desaireador (adonde también es enviado el condensado de proceso procedente del separador), a cuya entrada se estripa su contenido de CO2. En el desaireador el agua se calienta y se estripa para que se liberen al aire los gases disueltos. Una vez desaireada, el agua de calderas se bombea a un tambor de vapor pasando previamente por el precalentador donde se calienta con el gas de proceso. Las calderas de calor residual existentes en el tambor de vapor aprovechan el calor residual del gas de proceso para generar vapor, el cual es utilizado en su totalidad en el proceso de reformado con 59

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vapor. El balance de Hidrogeno considerando producción en el Modulo SREG y STREF, y consumo en NHT, DHT y a fuel gas es: Producción en SREG: 2,31 ton/día; producción en STREF: 15 ton/día; total 17,31 ton/día. Consumo en NHT: 1,5 ton/día; en ISO: 0,5 ton/día; en DHT 15 ton/día; a Fuel Gas: 0,31 ton/día; total: 17,31 ton/día. Los gases de combustión son volcados a la atmósfera desde la chimenea del horno (ver detalle en Punto 4.6.1)

Figura 22. Proceso de Reformado con Vapor

5.2.5.6.

Antorcha

El sistema de antorcha es otra red (diferente a la red de gas de refinería) que colecta las purgas y soplados intermitentes de equipos tales como bombas, compresores o aparatos a presión con productos

combustibles.

Además

descargan al sistema las válvulas de seguridad de torres, reactores, acumuladores, tanques, etc. de toda la planta. Este es un sistema de seguridad que, manteniendo el piloto encendido, quema en altura cualquier hidrocarburo que escape en la puesta en marcha, paradas programadas, por mala maniobra, emergencias o paradas y puestas en marcha de las plantas. 60

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Al respecto, es importante mencionar que el venteo y quema de gas son medidas importantes de seguridad utilizadas en la refinación de petróleo. Dado que los gases son colectados e inyectados en la red de antorcha, el mismo no es venteado directamente a la atmósfera. No obstante, el Banco Mundial (2007) establece que el venteo de emergencia estará permitido en situaciones específicas donde la quema de la corriente de gas sea imposible, basado en un análisis de riesgo y con el objetivo de asegurar la integridad del sistema. Si bien la cantidad de gases a ser quemados es pequeña, la refinería estará equipada con un doble sistema de antorchas a la cual conectará una cañería desde el SRU para mantener la llama prendida. La capacidad del sistema de antorcha será calculada teniendo en cuenta los casos más severos, a saber: 

Una falla general de energía



Una falla general de vapor



Una falla general de agua de refrigeración



Un bloqueo en alguna de las unidades (considerando la de mayor capacidad)



Un incendio de alguna pieza de gran tamaño en algún equipo



Otras fallas específicas de las unidades del proceso que pueden ocurrir durante la etapa de alimentación.

La despresurización de las unidades de hidrotratamiento, pueden resultar en grandes volúmenes enviados a la antorcha, los cuales también serán considerados. El diseño será considerado para toda la refinería, es decir, si bien se define la falla de energía en una unidad, el efecto sobre las otras unidades será evaluado para considerar el flujo total a la antorcha. En base al balance de materias primas y productos (ver Punto 4.3 y 4.4) se establece que las pérdidas diarias serán de 33 toneladas Según datos de los responsables de la ingeniería del proyecto aproximadamente el 70 % corresponden a descargas a la antorcha mientras que el resto son pérdidas en las Unidades de Proceso y en los Tanques. De este modo las descargas a la antorcha serán de 0,96 toneladas/hora (8.085 toneladas/año). 61

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5.2.6. Resumen de Procesos

A continuación se presenta a modo de resumen se presenta un diagrama de bloques que incluye todos los procesos y un gráfico en donde se interrelacionan la diferentes unidades de proceso (Balance másico y volumétrico).

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5.3. Materias Primas, Insumos y Recursos

Se consideran como materias primas aquellas que formen parte componente de los productos comercializados. Los insumos en cambio son aquellos que si bien intervienen en la producción, no integran el producto final. Finalmente se consideran los recursos productivos que están conformados por el agua de abastecimiento, los combustibles utilizados para la generación de energía y la propia energía eléctrica necesaria para el funcionamiento de la planta. A continuación se presenta la caracterización de los materiales que componen mayoritariamente estos rubros.

5.3.1. Materias Primas

Las materias primas se dividen en dos grandes grupos, el petróleo crudo que corresponde a la corriente de abastecimiento principal y que será procesado para la obtención de los destilados y aquellos aditivos que se incorporan a los productos, en menor proporción, para cumplir con las especificaciones finales de los productos comercializables según los estándares de la S.E.N. Estos aditivos son: gasolina natural, bioetanol y biodiesel especialmente. La gasolina natural resulta del procesamiento del gas natural, y está compuesta básicamente por pentano, hexano y heptano. Se utiliza para la mezcla con nafta virgen, de forma previa al proceso de Hidrotratamiento catalítico de naftas, de manera tal de mejorar la densidad de la corriente. El bioetanol, que se corresponde con la misma composición química que el etanol (alcohol etílico), debe su nombre a la fuente de la cual se extrae y que corresponde a biomasa, a diferencia del etanol obtenido del petróleo. Todos los licores alcohólicos que proceden de la fermentación del azúcar de alguna planta se pueden denominar como bioetanol. Este compuesto se utiliza en el Blending de naftas para conseguir los estándares regulados por la S.E.N para las naftas comercializables. 65

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Por su parte el biodiesel es un biocombustible líquido que se obtiene a partir de lípidos naturales como aceites vegetales o grasas animales, con o sin uso previo, mediante procesos industriales de esterificación y transesterificación. Este producto se incorpora en el Blending de gasoil para cumplir con las especificaciones de la S.E.N para la comercialización de estos combustibles. A continuación se presenta la Tabla 6 con el balance de materias primas para el proyecto bajo análisis.

Tabla 6. Balance de materias primas. Para el cálculo de la capacidad se consideran 350 días operativos al año. Capacidad

Compuesto

Petróleo crudo Gasolina natural Bioetanol Biodiesel Total

Proceso anual

m3/día

Tn/m3

Tn/día

2.800

0,9091

2.545,5

100

0,655

55 167,2

Tn/año

%vol

%peso

980.000

890.918

89,69

90,81

65,5

35.000

22.925

3,20

2,34

0,7980

43,8

19.204

15.324

1,76

1,56

0,8875

148

58.507

51.925

5,35

5,29

1.092.711

981.093

100

100

3.122

2.803

m3/año

Proporción

En las tablas que siguen se incorporan las propiedades de las distintas materias primas a ser utilizadas.

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Tabla 7. Características del petróleo crudo

Tabla 8. Características de la Gasolina natural

Petróleo Crudo Escalante

Gasolina Natural

Parámetro

Valor

Parámetro

Valor

API4

24

Parafinas (% m)

37,3

Densidad a 15º

0,9094

Isoparafinas (% m)

49,8

Viscosidad cst a 40º C

270

Olefinas (% m)

0

Viscosidad cst a 50º C

159,9

Nafténicos (% m)

11,4

Viscosidad cst a 100º C

24,9

Aromáticos (% m)

1,47

Pour Point (ºC)

-6

Benceno (% m)

0,93

Azufre (% m)

0,25

RON7

61

Nitrógeno (ppm m.)

4.253

MON4

59

Carbón Conradson5 (% m)

8,95

Azufre (ppm)

3

Kuop 6

12,1

Mercaptanos (ppm)

C5 (%)

2 máx.

Agua y sedimentos (% vol)

0,050 máx.

Metanol (%)

0,4 máx.

Viscosidad (cst a 40º C)

3,5 – 5

Agua (% vol)

0,6

Cenizas sulfatadas (% m.)

0,020 máx.

Cobre (% m.)

0,1 máx.

Azufre (ppm m.)

10 máx.

Acidez (ppm)

10 máx

Corrosión en lámina de cobre

1 máx.

Sulfatos (ppm m.)

4 máx.

Número Cetano

47 mín.

Apariencia

Límpido

Residuo Crabonoso (% m.)

0,05 máx.

Conductividad (Us/ m)

500 máx.

Acidez (mg/KOH/g)

0,5 máx.

RON (Etanol)

108

Glicerina libre (% m.)

0,02 máx

MON (Etanol)

90

Glicerina total (% m.)

0,26 máx.

RVP (Etanol) (kPa)

144,79

Fósforo (% m.)

0,25 máx.

RVP (Etanol) psi

21

ASTM D 160 (ºC)

360 máx

Boiling point (ºC)

78,3

Lubricidad (um)

250 máx.

Contenido de oxígeno: Go2/ 100 g

34,7

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5.3.2. Insumos y Recursos Productivos

Se identifican los siguientes grupos de insumos, los cuales serán utilizados en las unidades de procesos y en los utilities: 

Catalizadores



Productos químicos



Agua



Gas



Electricidad



Aire



Hidrógeno



Nitrógeno

5.3.2.1.

Catalizadores

Los catalizadores constan de un soporte de zeolitas y uno o más promotores metálicos; de acuerdo a la unidad de proceso, la composición y la cantidad son diferentes. Los mismos se detallan a continuación: 

ADU - Destilación Atmosférica: no utiliza



NHT – Hidrotratamiento de Naftas: promotor metálico: cobalto – molibdeno; níquel molibdeno y/o níquel tungsteno.



ISOM – Isomerización de Naftas: Catalizador de alúmina clorinada.



REF – Reforming Catalítico de Naftas: Promotor metálico Renio – platino.



DHT- Hidrotratamiento de Gasil gasoil: Promotor metálico: cobalto – molibdeno y/o níquel molibdeno.



VBU + TCU – Unidad Combinada de Visbreaking y Craqueo Térmico: no utiliza



GP – Planta de Gas: no utiliza



LPGSW

-

Endulsamiento

del 69

Gas

Licuado

de

Petróleo:

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catalizador

de

composición reservada, diluido en solución cáustica

circulante. 

SWS – Tratamiento de Aguas Agrias: no utiliza



SRU – Unidad de Recuperación de Azufre: Promotor metálico: óxido de titanio + cerámicos inertes.



STREF- Unidad de reformado de vapor: Catalizador de Niquel, catalizador de óxido de zinc y catalizador de óxido de hierro + cobre.

5.3.2.2.

Productos Químicos

Los productos químicos varían de acuerdo a la unidad de proceso. Los mismos se detallan a continuación: 

ADU - Destilación Atmosférica: no utiliza



NHT – Hidrotratamiento de Naftas: inhibidor de corrosión: 0,2 tons/año.



ISOM – Isomerización de Naftas: compuestos de cloro: 26 kg/d.; Soda cáustica: 33 kg/d.



REF – Reforming Catalítico de Naftas: no utiliza.



DHT- Hidrotratamiento de Gas Oil: aditivo para regeneración de catalizador: 2,3 tons / ciclo; Inhibidor de corrosión: 0,9 kg/h; Antifouling : 1,9 kg/h.



VBU + TCU – Unidad Combinada de Visbreaking y Craqueo Térmico: Inhibidor de corrosión: 3,9 tons/año; antifoaming: 6,5 tons / año; Antifouling: 31 tons/año; aditivo neutralizador: 3,9 tons / año.



GP – Planta de Gas: no utiliza



LPGSW – Endulzamiento del Gas Licuado de Petróleo: soda cáustica: 6 tons / año.



SWS – Tratamiento de Aguas Agrias: soda cáustica.



SRU – Unidad de Recuperación de Azufre: DEA: 850 kg/año, antifoaming: 360 kg / año.



STREF- Unidad de Reformado con vapor: No utiliza. 70

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5.3.2.3.

Agua

La refinería demandará el uso de agua para los siguientes procesos:



Generación de Vapor: las diferentes unidades de proceso requieren el uso de vapor, siendo el requerimiento de 23 toneladas/hora. Para esto se instalarán 2 calderas de 23 toneladas/hora cada una. Las mismas funcionarán con fuel oil. El vapor es inyectado en los diferentes sistemas a alta presión: 40 barg;

Media presión: 15 barg;

y baja

presión 5 barg, según los módulos implicados 

Agua de Enfriamiento Circulante: Para el circuito de enfriamiento será necesaria

una

carga

inicial

toneladas/hora.

Luego

será

que

asegure

necesaria

una

un

caudal

reposición

de de

500 10

toneladas/hora. El sistema de enfriamiento recircula a caudal nominal pero va tomando carga a medida que la planta requiere eliminar calor. De este modo, el volumen inicial de agua de llenado de circuito será de 2400 m3. 

Agua potable: Serán necesarias 10 – 20 m3 día (dependiendo de la demanda del personal en la Planta)

Para el suministro de agua la primera opción será por medio de una batería de pozos de agua y nuevo acueducto a instalar por RPSA en alguno de los manantiales situados a aprox. 12 km del Sitio. Previamente se debe llevar a cabo el procedimiento de solicitud para el uso de aguas subterráneas ante el IPA. Otra posibilidad es el suministro propio mediante perforaciones. Para esto está en ejecución el estudio hidrogeológico en el predio. Finalmente se considerará como opción de respaldo el abastecimiento desde el sistema de la SCPL (subcontrato con COVIDIAR). Para que esto sea factible se deberán concretar las obras de nuevo acueducto y planta de bombeo para Diadema licitadas por la Provincia del Chubut, estas obras deberían estar concluidas a fines de 2015.

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut)

5.3.2.4.

Gas

El consumo de gas de la refinería será de 140 toneladas/día. Esta demanda será cubierta por: 

Gas de Refinería.

Serán generados 34 toneladas/día.

Las

características del mismo se presentan en el Punto 4.4. 

Gas Natural. Se comprarán 106 toneladas/día de gas natural.

Tabla 11. Gas Natural (combustible en Hornos y Calderas, comprado a terceros) Gas Natural (combustible en Hornos y Calderas, comprado a terceros) Parámetro

Unidad

Valor

Poder calorífico inferior

Kcal/Nm3

8480

Poder Calorífico Superior

Kcal/Nm3

9330

Peso molecular

Kg/Kmol

18,02

Nitrógeno

%m

0

CO2

%m

0,03

C1

%m

91,54

C2

%m

3,3

C3

%m

1,63

Ic4

%m

0,48

Nc4

%m

0,49

C5

%m

0,24

C6+

%m

0,11

H2O

%m

0

Tabla 12. Mezcla de Gas Natural y Gas de Refinería

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut) Parámetro

Unidad

Valor

Poder calorífico inferior

Kcal/kg

10553

Densidad

Kg/Nm3

0,7

En relación a este último, se prevé la conexión al gasoducto de alta presión de Camuzzi el cual pasa frente al predio de la Refinería, del otro lado de la ruta. A la altura del predio se realizará una derivación atravesando bajo tierra la ruta hasta la acometida al sitio donde se instalaría la estación de regulación y medición de gas natural.

5.3.2.5.

Electricidad

La energía eléctrica necesaria para el proceso será de 3,9 MW con una potencia instalada de 0,75 MW la que será provista por el Grupo Electrógeno de emergencia que no será utilizado en servicio continuo. De este modo se prevé gestionar el suministro de los 3,9 MW, existiendo dos alternativas consideradas: 

SIP: el punto de suministro sería en la ET 132 Kv de Diadema instalando

un transformador de 132 / 33 Kv y construyendo una Línea de Transmisión de 33 Kv desde dicho punto hasta el predio. Para el acceso al Sistema Interconectado Nacional es necesario obtener todos los permisos, incluyendo el ingreso como agente del MEM, a las autoridades regulatorias nacionales. 

Autogeneración: instalando dos turbinas de gas con módulos de 3,5 a 5

MW, el combustible a utilizar puede ser el fuel oil producido por la misma refinería. 

Red de MT de la SCPL de Comodoro Rivadavia, mediante una conexión

con la Línea de 35 kV que pasa frente al límite sur del predio de RPSA. Esta opción será utilizada únicamente como respaldo de las opciones anteriores debido a la baja confiabilidad operativa de la red pública de distribución Adicionalmente se deberá contar con una subestación de rebaje dentro del 73

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut)

predio en concordancia con la tensión de las barras de las Subestaciones Eléctricas internas.

5.3.2.6.

Aire

Será necesario la utilización de aire para: 

Instrumentos: siendo el requerimiento de 1.520 Nm3/h.



Uso en Plantas: 150 Nm3/h.

En total, con el factor de seguridad se prevé 2.180 Nm 3/h de aire. Para esto se contará con 4 compresores de 720 Nm3/h cada uno y 4 secadores de aire de 650 Nm3/h cada uno.

5.3.2.7.

Hidrógeno

El hidrógeno es necesario para los procesos de hidrotratamiento provendrá de la unidad de reformado catalítico REF

y de la planta de Generación de

Hidrógeno (STREF).La Presión a la que se utiliza el Hidrógeno es según los modulos de: ISO: 34,1 bar;

NHT: 35,9 bar;

DHT: 36 bar. SREG: 14 bar.

STREF: 15,1 bar.

5.3.2.8.

Nitrógeno

Durante los paros en las unidades será utilizado Nitrógeno. La demanda será de 210 kg/h, para lo que se instalará un separador a membranas para generar el nitrógeno necesario.

5.4. Productos

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CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Refinería de Petróleos de Refinadora Patagónica (Comodoro Rivadavia - Provincia del Chubut)

A continuación se presenta la tabla con el balance de productos para el proyecto bajo análisis.

Tabla 13. Balance de productos para el proyecto bajo análisis. Capacidad Productos

Proceso anual

m3/día

Tn/m3

Tn/día

m3/año

GLP

124

0,5620

69

43.264

Nafta grado 2

412

0,7430

306

Nafta grado 3

137

0,7520

Gasoil

1672

Fuel oil

Tn/año

Proporción %vol

%peso

24.314

3,92

2,48

144.028

107.013

13,04

10,91

103

48.009

36.103

4,35

3,68

0,8020

1341

585.080

469.234

52,95

47,83

928

0,9788

909

324.927

318.038

29,41

32,42

Fuel Gas

22.250

0,0008

17,8

7.787.500

6.230

0,64

Fuel Gas a Reformado con vapor

20.250

0,0008

16,2

7.087.500

5.670

0,58

Azufre líquido

1,1

2,0460

2,15

368

753

0,08

CO2 líquido

5,4

1,101

6

1907

2.100

0,21

Pérdidas

33

11.550

1,18

Total

2.803

981.006

100

En las tablas que siguen se incorporan las propiedades de los distintos productos generados.

Tabla 14. Características del GLP LPG Gas licuado de Petróleo Parámetro

Unidad

Valor

C5+

ml/100ml