Refining Review # 10

NO 10 Edición 2 - 2018

YPFB HACE REALIDAD LA PETROQUÍMICA EN BOLIVIA

PRODUCTOS INTERMEDIOS PETROQUIMICOS, LOS NUEVOS DESAFIOS

USO RESPONSABLE DE LA ÚREA EN LA AGRICULTURA NACIONAL

AGRADECIMIENTO

Agradecer a Dios por la meta cumplida.

La edición de esta revista fue posible gracias al apoyo de la Facultad de Ingeniería , la Carrera de Ingeniería Petrolera que siempre apoya a las actividades académicas, a nuestro querido docente y mentor Ingeniero Ramiro Flores Rodríguez docente de la materia de Refinación del Petróleo quien también nos enseña valores y nos alienta para siempre ser mejores y jamás darnos por vencidos superándonos con retos más grandes, instituciones YPFB, ANH, Ministerio de Hidrocarburos, docentes y personas, quienes nos abrieron las puertas para realizar las entrevistas y aportaron enriqueciendo a esta revista con artículos ,a nuestros compañeros que con mucho interés, esfuerzo y dedicación prepararon sus proyectos ,a nuestros queridos padres que siempre nos brindan su apoyo incondicional.

MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Abog. Carlos Quispe YPFB Lic. Gonzalo Saavedra ACRON Ing. Aleksei Savatin Ing. Alexander Babkin UMSA Ing. Eduardo Chilon. PhD. Ing. Benjamín Grossman. PhD. Ing. Litzi Gastelú. MSc. Ing. Jorge Vasquez Ing. Hermas Herrera Ing. Daniel Álvarez. MSc. INVITADO ESPECIAL Dr. Juan Carlos Balladares. MSc.

EDITORIAL

La revista REFINING REVIEW, es un paso fundamental en el desarrollo académico y en el campo de investigación del sector de hidrocarburos. En esta decima edición, brindamos un aporte académico para todos los interesados e implicados en el área de petroquímica y todos los sectores que este implica.

Para este fin se desarrollaron entrevistas con profesionales especializados en el área de petroquímica, y de igual manera la colaboración de docentes y alumnos de la facultad de ingeniería, en forma especial de la carrera de Ingeniería Petrolera que buscan dar a conocer sus conocimientos al público, a fin de formar una sociedad que comprenda en tema de hidrocarburos, y de forma particular en la presente edición; petroquímica.

Durante la construcción de este número se ha tenido en cuenta los puntos más importantes y destacados de la petroquímica y los hidrocarburos. Buscando un panorama completo de la temática que enriquezca el conocimiento de todo lector.

CONTENIDO ARTÍCULOS

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LA INDUSTRIALIZACIÓN, UN PILAR FUNDAMENTAL DE LA POLÍTICA HIDROCARBURIFERA BOLIVIANA - CARLOS QUISPE LA INDUSTRIA BOLIVIANA Y LA PETROQUÍMICA BENJAMÍN GROSSMAN PETROQUÍMICA EN BOLIVIA JORGE VASQUEZ PRODUCTOS INTERMEDIOS PETROQUÍMICOS, LOS NUEVOS DESAFÍOS - RAMIRO FLORES

USO RESPONSABLE DE LA ÚREA EN LA AGRICULTURA NACIONAL - EDUARDO CHILON IMPACTO AMBIENTAL QUE GENERA LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN BOLIVIA - LITZY GASTELÚ CULTURA EN SEGURIDAD INDUSTRIAL - JUAN CARLOS BALLADARES ENTREVISTAS

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YPFB HACE REALIDAD LA PETROQUÍMICA EN BOLIVIA GONZALO SAAVEDRA

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COMPLEJO PETROQUÍMICO, VISIÓN DE UN PAÍS - DANIEL ALVAREZ DESCRIPCIÓN DE PROCESO DE LA PLANTA AMONIACO - ALEKSEI SAVATIN DESCRIPCIÓN DE PROCESOS DE LA PLANTA DE UREA ALEXANDER BABKIN RESERVAS DE GAS, UN PASO IMPORTANTE PARA LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA - HERMAS HERRERA

LA UMSA PRESENTE

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YPFB ENSEÑA

VISITA PLANTA DE SENKATA SECTOR LOGÍSTICA PROYECTOS

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METANOL A PROPILENO

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BOLIVIA EN LA ERA DE LOS BIOCOMBUSTIBLES

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OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCION DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO

UNIDAD DE HYDROCRACKING EN LA REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL

NUEVOS DESAFÍOS

EQUIPO DIRECCIÓN Ramiro Flores Rodríguez EDITOR Christian Choque Cussi Mariel Medrano Quispe Ximena Ticona Pari Eleazar Valeriano Condori

3 43 61 63

60 47

LABORATORIO

AULA VIRTUAL

REFERENCIAS Al citar este documento se debe señalar como: Revista Refining Review, UMSA No 10. Facultad de Ingeniería, Carrera Ingeniería Petrolera; diciembre 2018.

Los artículos de la revista son de plena responsabilidad de cada uno de sus autores y no refleja la opinión de los editores

DISEÑO GRÁFICO Y DIAGRAMACIÓN Carolina Quispe Lima IMPRENTA Gráfica Singular – Centro de Soluciones Gráficas FOTOGRAFÍAS Cortesía YPFB Christian Choque Cussi Mariel Medrano Quispe Rafael Salcedo Meneses Ximena Ticona Pari Eleazar Valeriano Condori www.facebook.com/RefiningReview www.twitter.com/RefiningReview www.youtube.com/RefiningReview www.issuu.com/RefiningReview

S LO U C Í RT A

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LA INDUSTRIALIZACIÓN, UN PILAR FUNDAMENTAL DE LA POLÍTICA HIDROCARBURIFERA BOLIVIANA Bolivia ha sido tradicionalmente un país exportador de materias primas, siendo la minería y los hidrocarburos los productos que han aportado mayores ingresos para nuestro país. Sin embargo, a partir del año 2009 Bolivia ha dado un importante giro para superar la dependencia de una matriz exportadora de materias primas y transitar a un modelo de economía con valor agregado, buscando la industrialización de los recursos naturales, tal cual se refleja en el artículo 311 de la CPE.

CARLOS QUISPE ABOGADO VICEMINISTRO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO HIDROCARBURIFERO MINISTERIO DE HIDROCARBUROS

En el sector de hidrocarburos, la visión reflejada en la CPE se ha consolidado en la Ley 3058 de Hidrocarburos, así como en diversos instrumentos de planificación nacional y sectorial, destacando a la industrialización como parte fundamental de la planificación de la política hidrocarburifera boliviana. Así, el Plan de Desarrollo Económico y Social 2016-2020 vigente, contempla dentro del pilar 6 del PDES referido a la “Soberanía productiva con diversificación”, al Complejo del Gas Natural, como parte de los Complejos Productivos Industriales Estratégicos, que integra proyectos vinculados al amoniaco, la úrea, GLP, GNL y la industria petroquímica.

Con el desarrollo de la industrialización del gas natural se pretende impulsar la articulación de iniciativas productivas y de transformación del gas natural con el desarrollo regional, promoviendo la inversión del sector

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público como del sector privado, en las industrias secundarias que el sector pueda generar.

Siguiendo la orientación de la planificación nacional, el Plan Sectorial de Desarrollo Integral de Hidrocarburos aplicable a las entidades y empresas del sector hidrocarburifero contempla, como un Pilar de la Política Hidrocarburifera Boliviana, a la industrialización de los hidrocarburos. En este sentido, YPFB ha realizado inversiones en una ambiciosa cartera de proyectos que han entrado en operación a partir del año 2013. El primer paso en el camino de la industrialización se dio con la puesta en marcha de las Plantas de Separación de Líquidos, que permitió extraer los licuables de la corriente de gas destinado a la exportación, producto de lo cual fue posible producir GLP y alcanzar autosuficiencia para el mercado interno y exportar los excedentes; en la Planta de Separación de Río Grande se invirtió 191 MM$us. y en la Planta de Separación Carlos Villegas se invirtió 695 MM$us., esta última entró en operación el año 2015.

El año 2016 entra en operación la Planta de GNL, con una inversión de 258 MM$us., con el objetivo de alcanzar la universalización del suministro de gas natural a poblaciones que no pueden acceder al gas a través de los sistemas convencionales de ductos. La Planta de Amoniaco y Úrea entró en operación el año 2017, con una inversión de 976 MM$us., y permite la obtención de un importante fertilizante con aplicación en la industria agropecuaria maximizando el rendimiento de la

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producción agrícola, y generando el efecto multiplicador en otros sectores de la economía boliviana, con base en un producto industrializado del gas natural. Finalmente, en la cartera de proyectos de YPFB se encuentra la Planta de Propileno y Polipropileno, que representa la incursión en la industria de los plásticos, con una inversión estimada de 2.200 MM$us., y cuya licitación del EPC fue anunciada para el año 2019; con la puesta en marcha de esta planta se generará el desarrollo de una importante industria secundaria de plásticos con gran impacto en la región del Chaco, y el surgimiento de iniciativas públicas regionales y privadas para la transformación en productos finales.

Bolivia ha dado importantes pasos en el camino de la industrialización del gas, logrando autosuficiencia en el abastecimiento de GLP y Úrea en el mercado interno y logrando obtener ingresos por exportación tanto de GLP como de úrea a los países vecinos; sin embargo, se mantiene latente el desafío para consolidar la industrialización del gas natural, con la puesta en marcha del Proyecto de la Planta de Propileno y Polipropileno, u otros proyectos que comprendan el desarrollo de la petroquímica, exigiendo de todos los actores, tanto públicos como privados, estar preparados para afrontar importantes retos, emprender con la formación de profesionales con vistas a asumir la operación de estas plantas con profesionales bolivianos, acorde a la dinámica de la industria petrolera.

LA INDUSTRIA BOLIVIANA Y LA PETROQUÍMICA Vale la pena recordar que la región geográfica que hoy es Bolivia, inició su existencia y su relación con el mundo a consecuencia sus riquezas minerales, especialmente la plata, que luego fue sustituida por el estaño.

La actividad ancestral de Bolivia ha sido la explotación de los minerales que se encuentran en ricos yacimientos ubicados en la región occidental del país en recias cordilleras que limitan la geografía hacia la costa y hacia los valles y los llanos del país.

EL SIGLO XX. En estas condiciones, Bolivia ingresaba al siglo XX con una economía basada en la explotación de plata, la era del estaño (que sustituyó a la plata), produjo cambios en la economía del país. La presencia de yacimientos con alta ley de estaño, hicieron de este metal el principal producto.

BENJAMÍN GROSSMAN DR. INGENIERO QUÍMICO DOCENTE DE INGENIERÍA QUÍMICA UMSA

La ampliación de la frontera agrícola y el fomento a la producción de soya, caña de azúcar y pastos permitió la industrialización de estos productos agrícolas (Guabirá y Bermejo) y su encadenamiento con la producción de leche, (PIL), la carne bovina, porcina y el fomento a la actividad avícola.

La exportación de gas natural a la Argentina y Brasil es un hecho, gracias a la construcción del gaseoducto a Brasil y la utilización del gaseoducto a la Argentina.

Aproximadamente el 20 por ciento de la producción de gas natural del país se destina al mercado interno que se aprovecha principalmente para la generación de energía eléctrica, como fuente de energía (calor) para los hogares y los vehículos de transporte.

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EL SIGLO XXI. Este nuevo siglo se inaugura con el desarrollo industrial de la instalación, construcción y puesta en marcha de la planta de Urea - Amoniaco.

Bolivia ya cuenta con una planta para la fabricación de urea y amoniaco, primera

vez que en el país se produce una molécula (Urea) a partir de insumos que se encuentran en el gas natural y en el aire.

Este proceso está patentado y administrado por la empresa SAMSUNG de Corea de Sur y en la actualidad su localización (Bulo Bulo/Cochabamba) parece ser una limitación importante en la comercialización de la urea producida.

Ilustración 1 Fuente YPFB GASODUCTOS y OLEODUCTOS 1996

Coy 347 – LA ÚREA DE BULO BULO, MERCADOS Y COMPETITIVIDAD

La planta de urea es el proyecto industrial más grande en la historia de Bolivia, y también el más caro, con una inversión de $us 953 millones, sin considerar los costos del ferrocarril Bulo Bulo-Montero. Informes de prensa dan cuenta de que la planta ha sido proyectada para producir 700 mil toneladas anuales de urea, estimándose que solo el 15% de esa producción pueda ser absorbido por el mercado nacional y el 85% restante destinado a la venta en mercados vecinos, por ahora sin embargo inciertos.

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Hugo del Granado anota que la planta de fertilizantes es un proyecto concebido para exportar su producción a los mercados de Brasil, de Argentina e incluso de Paraguay; el mercado interno solo podría absorber una porción mínima de los fertilizantes producidos. Según las proyecciones de la del Ministerio de Energía e Hidrocarburos, el consumo de urea en el país, en 2015, debía alcanzar a 66 Ton/Día, o sea el 3% de la producción prevista de la planta; en 2012, el consumo nacional de urea fue de 40 Ton/ Día.

Parte de esta producción de urea será destinada a la promoción agrícola boliviana para expandir la frontera agrícola con productos como la soya, trigo, variedad de

hortalizas y frutas. Esta es la forma como el gas natural a través de la petroquímica contribuye al desarrollo agrícola del país y posteriormente con los productos del sector agrícola, contribuir al desarrollo pecuario y al bienestar de los hogares bolivianos.

LOS SECTORES BENEFICIARIOS DEL USO DE ÚREA. Vale la pena destacar algunos sectores industriales que fueron la base para la construcción de una mentalidad diferente diferenciada de la mera explotación de los recursos no renovables. Los sectores elegidos se refieren a los que están relacionados con la agroindustria en especial, la caña de azúcar y la soya.

EL SECTOR AZUCARERO El cultivo de caña de azúcar en el departamento de Santa Cruz abarca aproximadamente 130.000 hectáreas (Ha) y en Bermejo (Tarija) son aproximadamente 12.000 Ha. En los últimos cinco años el área de cultivo ha estado en crecimiento constante debido los nuevos productos que se obtienen de esta materia prima.

La caña de azúcar producida es entregada a cinco ingenios en Santa Cruz y a un ingenio en Bermejo. La producción de los ingenios azucareros en el año 2012 fue de 11,3 millones de quintales y 60 millones de litros de alcohol etílico.

Producción de caña de azúcar.

Ilustración 2 Fuente elaboración propia en base a los datos del observatorio agroambietal y productivo

La diferencia entre la producción y la demanda interna es el excedente para la exportación.

Exportaciones de azúcar y alcohol (millones de dólares).

Ilustración 3 Fuente INE, IBCE

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El sector azucarero boliviano es la mejor expresión exitosa de una cadena productiva que partiendo de la caña de azúcar, se obtiene el azúcar, el alcohol etílico y energía eléctrica además de otros sub productos de menos importancia como la levadura, melaza, cenizas y vinaza.

Respecto a la generación de energía eléctrica, los ingenios azucareros están produciendo cantidades importantes que son entregadas al Sistema Interconectado Nacional, SIN, contribuyendo a paliar el déficit de generación eléctrica del país.

Las nuevas políticas energéticas han comprometido la producción de etanol para ser mezclado con la gasolina y de esta forma iniciar la era de los biocombustibles.

LA SOYA, EL PRODUCTO MÁS IMPORTANTE DE LA AGROINDUSTRIA BOLIVIANA Bolivia ocupa el sexto lugar en el mundo entre los exportadores de torta, harinas y aceites de soya. Bolivia produce en la actualidad alrededor de dos millones de toneladas de grano en una superficie aproximada de un millón de hectáreas, con un rendimiento que fluctúa entre 1,8 y 2,2 toneladas por hectárea, según áreas de producción y cosechas.

El Departamento de Santa Cruz produce casi la totalidad (97 %) de la soya nacional; concentra la capacidad industrial del país en la producción de soya y girasol (aceites, harinas y tortas); y es la base de más de 80 % de los 17.000 productores de oleaginosas del país así como del acopio de grano y semillas con una capacidad de almacenaje cercana al millón de toneladas.

Ilustración 4 Fuente IBCE, Fundacion milenio-analisis de la producción de soya (2012 preliminar y el 2013 estimado)

Estos dos cultivos son solo los ejemplos de los beneficios que se pueden obtener del uso de fertilizantes como la urea. La producción de urea a partir de un recurso no renovable como el gas natural es extraordinario para la producción de recursos renovables

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PETROQUÍMICA EN BOLIVIA El crecimiento constante de la demanda en el mercado nacional de los principales combustibles, como son la gasolina, y en especial el diésel oíl, así como los bajos volúmenes existentes de estos hidrocarburos, asociados a una baja producción el país, han generado la necesidad de su importación. Así, el promedio diario de las importaciones en el año 2013 fue de 15.428 BDP (barriles por día), cuyo volumen superó en 13,14 % a las importaciones del 2012 (13.637 BDP) Por otro lado, en base a la política de estabilización de precios de los hidrocarburos en el País (D.S. 27992 del 28 de Enero de 2005), este déficit generó un subsidio al gobierno en diésel de 676 millones de dólares para el 2013 . En este marco, en el sector se están buscando alternativas que permitan regular el incremento de los montos subvencionados, para ello se han propuesto como alternativas Proyectos Petroquímicos de mediana envergadura como por ejemplo la transformación de Gas a Líquidos (GTL, por sus siglas en ingles Gas to Liquids), la implementación de una Refinería productora de Biodiesel, y la reconversión de los motores a diésel a Gas natural Vehicular – GNV.

JORGE VASQUEZ INGENIERO QUÍMICO DOCENTE DE INGENIERÍA QUÍMICA Y PETROQUÍMICA UMSA

DEMANDA DE DIÉSEL OÍL EN BOLIVIA Para proyectar la demanda de diésel oíl al 2025 se debe considerar como referencia las demandas históricas (del 2000 al 2013) específicas de los diferentes sectores, identificándose una tendencia lineal, la cual realizando una extrapolación al 2025 se llegaría aproximadamente a 41.177 BPD (disgregando: 1.549 BPD para el sector eléctrico, 16.354 BPD del sector agropecuario, pesca y minería, 2.377 sector industrial y 20.897 del sector transporte) , siendo los sectores del transporte y agropecuario los más relevantes, con un 98% del total demandado.

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Si para el año 2025 se tuvieran instaladas las plantas de GTL y biodiesel se podría aumentar la producción de diésel oíl en 12.750 BPD y 3.800 BPD respectivamente cubriendo un 40 % de la demanda total (41.177 BPD) en el mejor de los escenarios.

Sin embargo, haciendo un análisis más profundo de la realidad actual, respecto a proyectar la construcción de una planta GTL, actualmente se dispone a nivel mundial de tecnologías probadas, que son dependientes de muchos factores, en especial los tipos de productos deseables, y el tipo de gas natural empleado como materia prima. En el caso de Bolivia, es posible su implementación, dado que nuestro país dispone de volúmenes adecuados de gas natural, de hecho para una planta de 34.000 BPD, se necesitaría aproximadamente 3 TCF (trillones de pies cúbicos, para su operatividad en 20 años, esta planta permitiría la producción de 21.600 BPD de diésel oíl sintético, cubriéndose aproximadamente el 70 % de la demanda al 2025. Para concretar su implementación, habría que redefinir los volúmenes suficientes de gas para su alimentación, dado que actualmente los grandes volúmenes de gas natural producidos en el país están en su mayoría destinados a cumplir los contratos de exportación con Brasil y Argentina, y en menor medida el consumo interno.

La literatura relacionada con la tecnología GTL, así como la experiencia comercial, es moderadamente reciente. La descripción y conocimiento de variables importantes en cada una de las etapas de la tecnología GTL nos daría un panorama apropiado de la importancia y magnitud de este tipo de industria. El conocimiento del proceso puede hacer posible conocer e identificar las limitaciones de las tecnologías actuales en relación a la calidad y cantidad de los productos finales.

De forma muy general, el proceso global GTL

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involucra tres etapas: generación de Gas de Síntesis (hidrogeno y monóxido de carbono), conversión del gas de síntesis a un crudo sintético a través de la síntesis de Fischer – Tropsch, y finalmente el mejoramiento y/o refinación del crudo sintético a productos finales, los cuales son denominados “ultra limpios”.

Es asi que, para una plata GTL enfocada a la producción de diésel, su utilizará el proceso Fischer – Tropsch a baja temperatura (LTFT) y un proceso de mejoramiento/refinación de crudo sintético basado en hidrocraqueo.

Para la generación de Gas de Síntesis se pueden aplicar tecnologías basadas en: reformado autotérmico y/o oxidación parcial de gas natural. Una planta de este tipo sería capaz de producir alrededor de 75 % fracción en volumen de diésel, un 20 % de naftas y un 3 a 5 % de GLP. Esto es, una planta de GTL de 17.000 BPD de capacidad produciría alrededor de 13.000 BPD de diésel sintético y una de 34.000 BPD cerca de 26.000 BPD de este combustible.

A nivel mundial los licenciantes de tecnología para procesos GTL son varios, sin embargo, la experiencia comercial destaca a la holandesa Shell para las tres etapas del proceso GTL y la sudafricana SASOL para la síntesis de Fischer – Tropsch, esta última trabaja en conjunto con la danesa Haldor-Topsoe (generación de gas de síntesis) y con la estadounidense Chevron-Texaco (mejoramiento/refinación).

El costo de inversión aproximado para Bolivia de una planta de GTL de 17.000 BPD de capacidad es de 980 a 3.760 millones USD, y para una planta de 34.000 BPD de capacidad de entre 1.750 a 6.700 millones USD. La unidad de generación de gas de síntesis (SGU: Syngas Generation Unit) a partir del gas natural generalmente incluye las siguientes secciones:

Purificación

Pre reformado Reformado El gas natural se convierte en gas de síntesis en las secciones de reformado, y para las aplicaciones de GTL se desea que la relación molar entre el hidrogeno y el monóxido de carbono sea H2/CO=2, la cual es una estequiometria apropiada par al síntesis de Fischer – Tropsch.

Los dos principales tipos de reformado son el reformado con vapor (steam reforming) y el reformado oxidativo adiabático (adiabatic oxidative reforming).

Debido a que la generación de gas de síntesis es una etapa de proceso muy costosa, existe gran interés en optimizar esquemas de proceso y desarrollar nuevas tecnologías basadas principalmente en reducir o eliminar el uso de oxígeno puro y/o reducir el tamaño del reformador o reformadores de la unidad.

En Bolivia, la materia prima principal para las aplicaciones energéticas y petroquímicas es el gas natural. Hasta el año 2005, Bolivia contaba con aprox. 63.9 TCF de reservas de gas natural (26.7 probadas, 22 probables y 15.2 posibles) certificadas por la empresa DeGolyer y McNaughton; a partir de esos datos se realizaron proyectos y contratos de exportación.

Sin embargo, tras un estudio realizado por la empresa Ryder Scott, las reservas de gas al 31 de diciembre de 2009, disminuyeron considerablemente a un total de 19.2 TCF: 9.94 probadas (P1), 3.71 probables (P2), y 6.27 posibles (P3). Estos datos fueron públicos recién en abril del 2011. Sin embargo, YPFB que desde 2011 se descubrieron nuevas reservas (aprox.

3TCF P1) que aún no están certificadas. También el plan de Exploración que ejecuta la estatal petrolera YPFB pretende incorporar cerca de 7 TCF más a corto plazo.

Se puede concluir del análisis que el país debe trabajar en un proyecto GTL que permita disminuir la importación de diésel oíl pero sin descartar pequeños incrementos en el tiempo de este carburante para hacer sostenible el proyecto e invertir los excedentes en proyectos de mejoración del Estado.

BIBLIOGRAFÍA El subsidio corresponde a la resta del monto erogado por los volúmenes importados menos la venta al mercado interno.

1 http://www.la-razon.com/economia/ Vicepresidente-subvencion-combustibles-bajara_0_2115388470.html 1

“

Para una planta GTL, se utilizará el proceso Fischer- Tropsch a baja temperatura ”

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PRODUCTOS INTERMEDIOS PETROQUÍMICOS, LOS NUEVOS DESAFÍOS Varios países asiático orientales, sin apenas posesión de petróleo crudo, han desarrollado fuertes capacidades productivas en el downstream petrolero: refino y petroquímica.

Se trata de Japón, tres de los denominados «dragones» asiáticos (Corea del Sur, Taiwán y Singapur), tres economías menos avanzadas del sudeste asiático (Malasia, Tailandia e Indonesia) y China.

RAMIRO FLORES INGENIERO QUÍMICO, MSc. DOCENTE DE INGENIERÍA PETROLERA UMSA

El desarrollo de estas industrias petroleras se ha realizado de forma aislada en cada país, y, por tanto, se trata de experiencias dispares, o si ha seguido un mismo patrón de comportamiento que las vincula y las integra, conformando un determinado modelo de desarrollo para esas industrias. El principal paradigma interpretativo del cambio estructural y las relaciones exteriores asiático-orientales, es posible centrarlas con el paradigma de las ocas voladoras (POV). Enfoque que formula una interpretación del crecimiento de las capacidades productivas y de las relaciones económicas regionales mediante determinadas tesis que pretenden explicar el proceso de industrialización iniciado en Japón y seguido por sucesivas generaciones de países de la región (Garcia & Palazuelos, 2014).

Dos evidencias empíricas sirven para acreditar la importancia de analizar las industrias de refino y petroquímica. En el caso del refino, en 1990 esos países consumían el 16,5% del petróleo mundial y disponían de menos del 15% de la capacidad mundial de procesamiento de crudos, mientras que dos décadas después, en 2010, ambos porcentajes

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se acercaban al 25% mundial. En cifras absolutas, la capacidad de refino y el consumo de productos petrolíferos se han duplicado en el transcurso de esos veinte años, pasando su capacidad de 10,9 a 21,7 millones de barriles por día (British Petroleum, 2017).

En el caso de la industria petroquímica, la producción de etileno, que es su principal producto básico, en 1990 representaba el 15% mundial, mientras que en 2010 su cuota mundial era del 26,5%. En cifras absolutas, la producción casi se quintuplicó, desde 8,5 a 40,5 millones de toneladas. Los avances son similarmente significativos cuando se toman los datos de otros productos básicos, intermedios y finales, cuya creciente importancia a veces supera el 33%, convirtiendo a esos países, junto con India y varios de Oriente Medio, en el núcleo dinámico de la industria petroquímica mundial.

Los productos intermedios petroquímicos más importantes son las olefinas y los aromáticos. Las olefinas son moléculas intrínsecamente reactivas gracias a su doble enlace. Los más pequeños de ellos, a saber, son el etileno y el propileno. Son los productos intermedios de mayor volumen de la industria, con 130 millones de toneladas de etileno y 80 millones de toneladas de propileno producido por año.

Ambos son lo suficientemente reactivos para ser los precursores directos de las moléculas de cadena larga llamadas polímeros, que son

el componente base de los plásticos y las resinas.

También son precursores de otros productos químicos intermedios como, por ejemplo, el etilenglicol utilizado como anticongelante para automóviles. Ambos son gases altamente inflamables. Es por eso que son difíciles de transportar. En realidad, se transportan en su mayoría en tierra a través de gasoductos y en el extranjero en camiones cisterna AROMÁTICOS La segunda familia de productos intermedios son los aromáticos: Benceno, Tolueno y Xilenos, abreviados juntos como BTX. Se caracterizan por un único anillo aromático de 6 carbonos. Esta configuración les da alguna reactividad.

Los BTX son intermedios líquidos que no pueden convertirse fácilmente en polímeros plásticos. Para este propósito, necesitan ser modificados químicamente más adelante en moléculas más reactivas.

Como líquidos, pueden transportarse fácilmente por cualquier medio y están sujetos a operaciones en el extranjero. Todos juntos, representan actualmente un tonelaje de producción anual promedio de más de 110 millones de toneladas (Duc, 2017).

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS Los productos intermedios petroquímicos provienen principalmente

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de gas procesado y petróleo refinado (Manyona, 2011). Para ser más precisos, las plataformas petroquímicas consumen predominantemente como materias primas: Etano y GLP a partir del gas natural Cortes de nafta (una mezcla de hidrocarburos C5 a C6), de la destilación atmosférica del petróleo crudo Los cortes de refinado más pesados, como naftas pesadas, gasoil o residuos atmosféricos de la destilación de petróleo crudo, también se pueden usar como materias primas petroquímicas.

Todos estos productos de refinerías y plantas de gas natural están hechos de hidrocarburos bastante estables.

de materia prima bastante estables en los intermedios petroquímicos deseados que son olefinas y aromáticos?

La respuesta es: Por Steam Cracker (craqueo a vapor). En esta reacción, los hidrocarburos más pesados se descomponen en moléculas más cortas y más reactivas.

En la práctica, las materias primas de hidrocarburos se diluyen con vapor de agua y luego se calientan brevemente en un horno muy caliente a 800 °C o incluso más en ausencia de oxígeno. Estas condiciones específicas promueven la producción de alto rendimiento de olefinas ligeras deseadas, tales como etileno y propileno, pero también algunas olefinas más pesadas como butenos. También se produce butadieno, otra molécula de C4 con 2 dobles enlaces. El metano y el hidrógeno son productos secundarios.

Ilustración 5 – Fuentes de alimentación a la industria petroquímica. Fuente: Elaboración propia.

UNIDADES DE CONVERSIÓN Ahora, la pregunta es: ¿Cómo podemos convertir estas moléculas

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En condiciones más severas, por ejemplo, a temperaturas más altas, se producen reacciones de ciclación laterales, produciendo compuestos aromáticos ligeros. El benceno es el principal aromático producido

de esta manera. Otras reacciones secundarias adicionales generalmente conducen a la formación de depósitos de carbón, llamados coque.

STEAM CRACKER Y PLANTA DE OLEFINAS El Steam Cracker (craqueador a vapor), es la unidad petroquímica base en la que se producen las reacciones de craqueo a vapor. Se compone de una serie de hornos, generalmente 6 o 7. En cada horno, los gases de hidrocarburos (como etano) o líquidos (como la nafta) se precalientan, vaporizan y mezclan primero con vapor en una primera zona del horno llamada zona de convección.

Las mezclas de vapor e hidrocarburos salen de la zona de convección a aproximadamente 700 °C antes de entrar en la segunda zona, llamada zona de radiación. Allí, las reacciones de craqueo se producen en el interior de los tubos calentados en alrededor de 800 °C. Es importante asegurarse de que el material de alimentación no se agriete para formar coque. Esto se evita pasando la materia prima vaporizada muy rápidamente, dentro de unos milisegundos, a través de los tubos. El vapor también actúa como diluyente y minimiza la formación de coque.

Básicamente, las condiciones de craqueo más severas, como temperaturas más altas, producen más etileno y compuestos aromáticos.

Los gases craqueados se enfrían rápidamente en un intercambiador de calor para detener cualquier reacción posterior.

Parte del fuel oil se extrae primero a unos 200 ° C del fondo de una

primera torre de separación llamada fraccionador primario. Todo el vapor usado en el proceso se condensa posteriormente en una segunda columna llamada “columna de enfriamiento de agua” entre 35 y 80 °C. Un corte de gasolina rico en aromáticos C5 a C10 llamado gasolina de pirolisis también se condensa en este paso y se extrae del proceso.

Los gases no condensados restantes que salen de la parte superior de la columna de enfriamiento, se vuelven a comprimir, refrigerar y fraccionar en una batería de columnas de destilación. Todos estos pasos se denominan “separación en frío” y cubren temperaturas de -100 a + 100 °C y presiones de 30 a 5 bares.

A partir de este tren de separación en frío se separan el etileno, propileno, butenos y butadieno en bruto, así como también un poco más de gasolina de pirolisis. Todos estos productos intermedios requieren de tratamientos de purificación adicionales para cumplir con las especificaciones comerciales del mercado.

MATERIA PRIMA VS COMPOSICIÓN La materia prima utilizada determina en gran medida la composición de los productos. Se forman proporciones mucho mayores de etileno en comparación con otros productos a partir de etano y GLP de craqueo a vapor.

El etileno es el único producto que se puede valorizar a partir del etano de craqueo. Por el contrario, la

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gasolina de pirólisis solo se puede producir mediante el craqueo de materias primas más pesadas, como la nafta o el gasóleo.

En resumen, los Steam Cracker, son unidades centrales de la industria petroquímica, lo que nos permite producir principalmente etileno, posiblemente propileno, y gasolina de pirólisis rico en aromáticos, dependiendo de la materia prima utilizada.

Los Steam Crackers, son algunas de las plantas más complejas técnicamente en la industria petroquímica y que consumen mucha energía. Los Steam Crackers modernos son mega unidades que producen a menudo de 1 a 2 millones de toneladas de olefinas. Su construcción requiere inversiones de capital de más de unos mil millones de dólares.

MATERIA PRIMA VS COMPOSICIÓN En cuanto al etileno, se produce casi exclusivamente a partir de Steam Crackers alimentados con etano o nafta. Los crackers de etano se encuentran principalmente en los EE. UU. En el Medio Oriente donde están disponibles las materias primas de gas. Los Crackers de nafta se encuentran principalmente en Europa y Asia.

PROPILENO DE REFINERÍA El propileno es solo un coproducto de la producción de etileno a partir

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de los crackers de nafta. Sin embargo, su demanda ha superado en gran medida la demanda de etileno, especialmente debido al gran éxito de los plásticos de polipropileno.

Como se ha visto anteriormente, una solución parcial a la brecha de suministro de propileno en el mundo es “propileno de refinería”, es decir propileno del craqueo catalítico de fluidos.

AROMÁTICOS DEL REFORMADOR

Los crackers de nafta producen un poco de gasolina de pirólisis que contiene una gran cantidad de benceno, algo de tolueno y una pequeña fracción de xilenos. Este corte rico en aromáticos puede alimentar un complejo aromático, también llamado unidad BTX, que separa los compuestos intermedios aromáticos requeridos, a saber, benceno, tolueno y xilenos.

En cuanto al propileno, la gasolina de pirólisis sigue siendo un producto secundario de la producción de olefina en los crackers de nafta.

La producción de xileno a partir de Steam Crackers, no es suficiente para satisfacer la demanda: uno de los xilenos, llamado para-xileno, es muy demandado para fabricar plásticos y fibras de poliéster.

Por esa razón, la principal fuente adicional de aromáticos BTX se encuentra en las refinerías equipadas

con una unidad de conversión llamada reformador catalítico.

De hecho, los reformados pueden desviarse del conjunto de gasolina para alimentar un complejo aromático y producir benceno, tolueno y xilenos de calidad comercial.

Estos dos suministros alternativos de refinerías, a saber, propileno de refinería y BTX de reformados, ilustran algunas de las sinergias que se pueden obtener al asociar una plataforma petroquímica a una refinería. .

desarrollar una diversificada gama de productos intermedios y finales: plásticos, fibras sintéticas, tubos, anticongelantes, pesticidas, fármacos, adhesivos, disolventes, fertilizantes, caucho sintético, etc.

De este modo, el refino y la petroquímica cumplen tres funciones económicas: a) Favorecer la industrialización sustitutiva de importaciones, aportando productos que antes se compraban en el exterior, aunque en cantidades limitadas debido a la estrechez de la demanda interna; b) proporcionar nuevos bienes de alto contenido tecnológico que sustituyen a otros tradicionales (madera y metales), de menor calidad y menores usos.

Ilustración 6 -Integración refinería, planta petroquímica.

Fuente: Elaboración propia.

RUTAS Para concluir, todos estos procesos conducen a pequeñas moléculas reactivas que pueden usarse para fabricar productos de cadena larga mediante lo que llamamos “reacciones de polimerización”. Estos productos, que se llaman “polímeros”, son los materiales base de una increíble variedad de plásticos.

c) la petroquímica básica que permite la producción de bienes más elaborados que podrían ser destinados a la exportación.

En este sentido, estos conceptos se convertirían en los nuevos desafíos que se tendrá que encarar en el próximo plan de industrialización de nuestros hidrocarburos

A manera de resumen, a partir del etileno y de feedstocks se obtenían otros elementos básicos (propileno, butadieno y aromáticos) para

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Ilustración 7 - Fases del ciclo del refino y la petroquímica. Fuente: (Garcia & Palazuelos, 2014)

BIBLIOGRAFÍA British Petroleum. (2017). Statistical Review of World Energy. BP. Duc, M. (2017). From Feedstocks to Intermediates. Oil & Gas. IFP. Garcia, C., & Palazuelos, E. (2014).

Una interpretación del desarrollo de las industrias de refino y petroquímica en Asia oriental: capacidades productivas, cambio estructural y relaciones exteriores. Revista de Historia Industrial, 139-160.

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Manyona, E. (2011). La evaluacion de los aprendizajes en los programas de la alianza petroquimica y plastica. Revista cientifica Teknos.

USO RESPONSABLE DE LA ÚREA EN LA AGRICULTURA NACIONAL

EDUARDO CHILON INGENIERO AGRONOMO, PH.D. ESPECIALISTA EN SUELOS AGRICOLAS UMSA

¿Qué es el suelo agrícola, un objeto inerte o un ente vivo?, ¿Qué conocimientos propios tenían nuestros pueblos milenarios para conservar la fertilidad del suelo?, ¿Qué alternativas se tiene frente a pérdida de su fertilidad?, ¿Es la solución la urea y el paquete de la revolución verde? Ensayar una respuesta a esta y otras interrogantes en el contexto actual de un modelo agrario y económico hegemónico mundial, de severos efectos del cambio climático sobre la agricultura, de los intereses de la agroexportación, y de los procesos político que viven los países en vías de desarrollo y particularmente Bolivia, resulta complicado porque la influencia de las tensiones que ha generado la globalización mundial, han determinado el posicionamiento de tendencias que son el reflejo del debate y la lucha de los países en desarrollo frente a la posición hegemónica de los países capitalistas.

En contraste a la grave situación actual que aqueja a nuestro planeta, de crisis social, económica, ambiental y de cambio climático, reflejada en la degradación de los suelos agrícolas, en tiempos prehispánicos en las zonas andina y amazónica de Bolivia, se desarrollaron importantes culturas y pueblos originarios, cuya raíz cultural milenaria tenía como eje central el cuidado y respeto de la “Madre tierra”, alimentándolo con abonos orgánicos de calidad, generando un conocimiento no occidental andino, que fundamenta lo que actualmente se conoce como Paradigma “Suelo Vivo” (Chilon, E. 2018), que sustenta que la microbiota y su mundo sistémico no

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son parte del suelo sino que son el suelo mismo. Este paradigma toma como base el pensamiento holístico de los pueblos milenarios y los hallazgos de la investigación del compost altoandino análoga al “Suelo vivo”, demostrando científicamente que el suelo es un “ente vivo”, que manifiesta sus actividades vitales a través de la homeostasis, la autopoiesis, su manifestación consciencial, su metabolismo y biosíntesis microbial y su requerimiento de alimentos, constatándose que el uso irracional de los agroquímicos entre ellos la urea, los plaguicidas y otros contaminantes de la agricultura de agroexportación atentan contra la vida del suelo, y consecuentemente con la sobrevivencia de la especie humana.

Las teorías e hipótesis de las que se nutre el Paradigma “Suelo Vivo”, y que se anticiparon en el tiempo en la búsqueda de alternativas de solución frente al complicado problema del cambio climático global y la pérdida de la fertilidad de los suelos, corresponden al Pensamiento Holístico Andino (Chilon, E. 2), que es justamente lo que hace del milagro agrícola ancestral andino, algo tan post-moderno, tomando como referencia a la naturaleza, para crear diferentes tipos de abonos orgánicos, que alimentaba y diversificaba en el vientre cósmico que conocemos como madre tierra; otras teorías relacionadas también dicen lo mismo, como es el caso de la Teoría Endosimbiótica de Margulis, la Hipótesis Gaia de Lovelock, y de la Teoría del Origen Microbiológico y la Adaptación Sis-

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témica, que aportan elementos importantes, para fundamentar que el suelo es un “ente vivo”.

Para la ciencia occidental, el suelo y la naturaleza en su conjunto, son considerados un objeto y un recurso que puede ser explotado hasta el punto de su agotamiento e inutilización por el hombre; a su vez el uso y explotación del suelo genera una renta que está asociada al desarrollo del capital en la agricultura, y el suelo como objeto, se transforma en un bien económico por la acción del sujeto hombre. Bajo esta visión el suelo debe explotarse con la agricultura y el cultivo de plantas rentables, aplicando el paquete de la “revolución verde” donde está incluida la urea, contándose además con el apoyo de la ciencia oficial, que bajo su enfoque mecánico-reduccionista busca conocer las partes del suelo, sus propiedades físicas, químicas, biológicas y mineralógicas. Hacia la mitad del presente siglo, en la mayor parte del mundo, se inició la transición de un sistema agrícola basado en los recursos naturales, hacia otro sistema apoyado en la “ciencia positivista”, en base a una tecnología moderna de uso de los fertilizantes sintéticos, plaguicidas, herbicidas, maquinaria agrícola pesada y semillas híbridas, que se denominó “revolución verde”, atendiendo al consenso que el crecimiento agrícola es decisivo y una condición necesaria para la industrialización y el crecimiento económico de un país, por lo cual resultaba imprescindible que los países pobres diseñen y lleven a cabo sus estrategias de desarrollo agrícola más efectivas

que en el pasado, implementando la “revolución verde” para salir de la pobreza. (Ruttan, V. 1989) En este contexto, Bolivia se vio involucrada desde los inicios de la “revolución verde”, en la pugna Inglaterra-Alemania, país que en 1887 con un proceso microbiológico, consiguió obtener nitrato, que es la fuente principal de la pólvora, Inglaterra se preocupó, recurriendo a los yacimientos de salitre (NO3Na) del Litoral boliviano, y para facilitar su saqueo induce y ayuda a Chile en la guerra del Pacífico, con trágicas consecuencias para Bolivia y Perú. Con el salitre saqueado, Inglaterra se convierte en la primera potencia del mundo; Alemania toma sus previsiones y en 1913 sus científicos Haber y Bosch, descubren la obtención del amonio a partir del nitrógeno del aire. En 1914 estalla la primera guerra mundial, son vencedores Inglaterra y sus aliados, quienes se quedan con el invento alemán; se comienza a producir grandes cantidades de fertilizantes de nitratos (urea, nitrato de amonio), y ante la escasa demanda de pólvora por la ausencia de guerras, en 1920 estos productos son derivados a la agricultura, con graves consecuencias posteriores por su uso irracional, que ocasiona la degradación de los suelos, siendo uno de los factores causantes de la gran depresión económica mundial de 1935-1939.

El daño que ocasiona el uso irracional y arbitrario de los fertilizantes sintéticos en la agricultura, entre ellos la urea, ocurre porque en esencia son sales químicas que

aplicados al suelo, se disuelven con el agua, y tienen como efecto inmediato el incremento de la Conductividad eléctrica del suelo, que a su vez provoca el aumento de la presión osmótica, y gradualmente genera el efecto de plasmólisis (lisis= muerte) que afecta a las células vegetales de la raíz y aniquila a los microorganismos benéficos del suelo. Esto explica porque los primeros años, con el uso irracional de la urea y de otros fertilizantes, se obtienen rendimientos agrícolas espectaculares, pero luego ocurre una drástica disminución y para contrarrestar las mermas de las cosechas, se tiene que aplicar mayores dosis de fertilizantes, como resultado en pocos años, los rendimientos descienden drásticamente por el aniquilamiento de los microrganismo y la “muerte del suelo vivo”, lo que obliga a abandonar el campo y buscar otras tierras para continuar con este círculo pernicioso.

Ante este panorama y la posibilidad que Bolivia, se convierta en un gran productor y exportador de urea, con un alto potencial de fuente de ingresos, se asume que los países importadores o compradores cuentan y tienen sus reglas técnicas para su uso; pero lo que tiene que preocupar a todos los bolivianos, es el uso de la urea dentro del territorio nacional, por parte de los medianos y pequeños productores, que son los que producen gran parte de los alimentos que consume nuestra población. El riesgo que entraña el uso indiscriminado de este fertilizante es alarmante, porque lamentablemente no se usa

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de acuerdo a las recomendaciones técnicas, establecidas para cada tipo de suelo, clase de cultivo y en una dosis o cantidades exactas, que son determinadas técnicamente, en base a los análisis de laboratorio de los suelos y a los requerimientos de un cultivo.

Técnicamente, la urea por su reacción básica, es apropiada como fuente de nitratos en los suelos ácidos, que están mayormente presentes en los Yungas y trópico, siempre y cuando se lo use racionalmente y en dosis técnicamente calculadas, pero no se recomienda utilizarlo en suelos básicos, que es el caso de la mayor parte del altiplano y zonas de los valles interandinos y valles mesotérmicos, en razón que la urea provoca una mayor basicidad, y el nitrógeno se pierde por volatilización. El uso irracional y a libre albedrío de la urea y de otros agroquímicos, está ocasionando daños que deben evitarse y controlarse, se cita el caso de la autoerradicación provocada por los propios cocaleros de la zona tradicional de Coripata en los Yungas de La Paz, por el uso desmedido de la urea y del insecticida Tamarón, el mismo camino están siguiendo los cocaleros del Chapare; en el caso del oriente, se tiene encendida la alarma por los daños que están causado los grandes productores de cultivos de agroexportación, como la soya, que con el paquete tecnológico de la “revolución verde” incluyéndose el uso incontrolado de la urea, están generando y dejando grandes áreas de suelo degradados e inservibles.

La situación presente, nos hace ver

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que el gobierno nacional tiene la gran responsabilidad de legislar y hacer cumplir las normativas técnicas dentro del país, para un uso racional de la urea, de los agroquímicos y los plaguicidas en general; acompañando con medidas estratégicas que posibiliten preservar los suelos agrícolas para las futuras generaciones, tales como proveer asistencia técnica especializada para la determinación de la dosis racional de nutrientes, implementar laboratorios especializados de análisis de suelos y aguas en las regiones agrícolas, crear programas de brigadas de jóvenes agrónomos que trabajen junto a los pequeños y medianos productores en el uso racional de la urea y de los otros fertilizantes en la agricultura, capacitación intensiva a los pequeños y medianos productores; y el fomento de programas de elaboración y uso de abonos orgánicos, semillas mejoradas y programas de riego, y otras acciones, sobre todo en zonas donde no es adecuado el uso de la urea y otros fertilizantes sintéticos, caso contrario se prevé, en pocos años la muerte del “suelo vivo”.

BIBLIOGRAFÍA CHILON, Eduardo (2017) “Conocimiento Occidental y no Occidental de los Suelos Agrícolas y Complejidad Plurinacional”, Revista Apthapi 3(1):104-114, ISSN: 25199382. Carrera de Ingeniería Agronómica-UMSA. La Paz, Bolivia. htpp://ojs.agro.umsa.bo/index.php/ATP/issue/views/27 CHILON, Eduardo. (2017) “Revolución Verde, Agricultura y Suelos, Aportes y Controversias”. Revista Apthapi 3(3):844-859 Sept.-Diciembre 2017, ISSN: 2519-9382.

Carrera de Ingeniería Agronómica-UMSA. La Paz, Bolivia. htpp://ojs.agro.umsa.bo/index.php/ATP/issue/views/27 CHILON, Eduardo (2018) “El Paradigma Suelo Vivo”.

Revista Apthapi 4(2):1148-1172 Mayo-agosto. Carrera Agronomía-UMSA. La Paz, Bolivia. htpp://ojs.agro.umsa.bo/index.php/ATP/issue/views/27

IMPACTO AMBIENTAL QUE GENERA LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN BOLIVIA

LITZI GASTELÚ INGENIERA PETROLERA , MSc DOCENTE DE INGENIERÍA PETROLERA UMSA

El petróleo, tal como se extrae del yacimiento, no tiene una aplicación industrial, por ello, se hace necesario separarlo en diferentes fracciones que sí son de utilidad. La petroquímica es utilizada para la obtención de sustancias químicas derivados del petróleo, este proceso se realiza en las refinerías. Una refinería es una instalación industrial en la que se transforma el petróleo crudo en productos útiles para las personas. El conjunto de operaciones que se realizan en las refinerías para conseguir estos productos son denominados “procesos de refinación”.

Generalmente, las instalaciones modernas que fabrican químicos, incluyen la construcción de plantas de tratamiento de aguas servidas, a fin de permitir la reutilización del agua después de haber reducido la concentración de los contaminantes con métodos químicos o físicos, hasta un nivel que se considere tolerable. Preferiblemente, las instalaciones de almacenamiento de las materias primas y productos deben ser diseñados y construidos con provisiones de contención, como tanques de doble pared, diques, o muros de concreto y sistemas para detectar fugas de los tanques.

La protección ambiental constituye el factor predominante de atención dentro de las operaciones petroleras. Muchas empresas

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han diseñado instrumentos de protección que les permiten combatir de manera eficiente y oportuna los riesgos potenciales de contaminación como consecuencia de su actividad, que se pudiesen presentar.

La industria petroquímica genera un gran impacto en el medio ambiente como consecuencia de las sustancias nocivas provenientes del petróleo y de los procesos de refinación involucrados en su posterior aprovechamiento.

Se emplean grandes cantidades de agua en la industria química para el proceso, enfriamiento ylavado.

A menudo, durante la producción de químicos, se contamina el agua con estos o los subproductos. La Agencia de Protección Ambiental de los EE.UU. (EPA) ha publicado una lista de los compuestos para los cuales se han establecido guías en cuanto a efluentes. Los contaminantes que pueden representar un peligro si se descargan a los ríos y acuíferos subterráneos, incluyen los materiales tóxicos, compuestos carcinogénicos, sólidos suspendidos y sustancias que manifiestan una alta demanda de oxígeno bioquímico y químico.

La conservación del medio ambiente es una de las más altas prioridades para la industria petrolera en cada una de las fases que la constituyen y en todo lugar donde exista esta actividad. La industria petrolera desarrolla y mantiene actualizados programas de control, con el objeto de detectar posibles situaciones de peligro y tomar las medidas

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correctivas necesarias.

Los controles ambientales en las actividades petroquímicas están regidas por la Ley 1333 y sus Reglamentos que impone un control de contaminación de tal manera que el representante legal debe establecer mecanismos de prevención.

Bajo el marco actual de las tendencias de protección ambiental relacionadas con los residuos, el impacto de las refinerías se encuentran pincipalmente con la eliminación de aguas residuales y en menor medida, a la generación de contaminantes atmosféricos.

Para conseguir un desarrollo sostenible y equilibrado, compatible con la conservación de nuestro medio natural es preciso aplicar un conjunto de principios básicos que informan la gestión en materia de protección de medio ambiente. La integración rigurosa de los principios de prevención y de corrección en la gestión ambiental requiere disponer de los instrumentos jurídicos, administrativos y económicos.

Los estudios de impacto ambiental son una herramienta para prevenir las posibles alteraciones que las intalaciones de petroquimicas puedan producir en nuestro entorno. Dados los déficits ambientales, no es suficiente con aplicar medidas preventivas de adecuación ambiental en nuevos proyectos petroquímicos. Es necesario tambien corregir los deterioros generados

en actividades que se encuentren actualmente en funcionamiento.

Para aplicar correctamente el principio de corrección se viene utilizando una herramienta técnica tan útil como los Estudios de Impacto Ambiental, que son las Auditorias Ambientales. En ellas se opera con técnicas semejantes a las empleadas en las Evaluaciones de Impacto Ambiental un instrumento de gestión empresarial, que permite identificar, evaluar, corregir y controlar los riesgos y deterioros ambientales. Asimismo, facilita la comunicación e información con la Administración y la opinión pública y sobre todo es la llave para la innovación tecnológica en materia de medio ambiente.

El País está inmerso en procesos de descentralización administrativa y participación popular que han afectado la división de responsabilidades de la gestión ambiental llevada a cabo por los diferentes niveles y sectores del Gobierno. Todos estos proceos han puesto énfasis en la transmisión de capacidades y toma de decisiones del poder ejecutivo central hacia la adinistración departamentel, los gobiernos municipales y la sociedad civil afectando el marco institucional inicialmente previsto en la Ley de Medio Ambiente. Ademas, debido a los procesos de capitalización y privatización, el Estado ha asumido la responsabilidad sobre la gestión de remediación de pasivos ambientales.

control y vigilacia del impacto ambiental no cuentan con los recursos económicos necesarios para medir la polución ambiental y, por lo tanto, no disponene de información suficiente para evaluar posibles impactos que conlleven pérdidas vs ganancias económicas para la sociedad.

“

La industria petroquímica genera un gran impacto en el medio ambiente como consecuencia de las sustancias nocivas”

Se debe considerar que la mayoria de las instituciones encargadas del

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CULTURA EN SEGURIDAD INDUSTRIAL “La cultura…puede considerarse…como el conjunto de los rasgos distintivos, espirituales y materiales, intelectuales y afectivos que caracterizan una sociedad o un grupo social”. ¿QUÉ ES CULTURA EN SEGURIDAD?

JUAN CARLOS BALLADARES MEDICO CIRUJANO. MSc. SALUD OCUPACIONAL CONSULTOR SENIOR EN SALUD OCUPACIONAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL UNIVERSIDAD DE LA CORUÑA, ESPAÑA

La cultura de seguridad es el conjunto de valores, hábitos y costumbres de los trabajadores y empleados, que determinan el comportamiento con respecto a la Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo de una organización y que contribuyen a la prevención de accidentes y enfermedades de origen ocupacional.

La cultura se nutre de los hábitos de las personas, estos hábitos generan nuestras costumbres y al final determinan el comportamiento del grupo.

Los hábitos son acciones espontáneas de las personas que se repiten regularmente y que se hacen sin que la persona tenga que razonar o pensar.

El comportamiento o conducta es la respuesta de la persona en relación a su entorno o su alrededor y está condicionado por los hábitos.

Las costumbres son formas de comportamiento particular que asume todo un grupo de personas y que la distinguen de otros grupos.

ESTADÍSTICA OIT 2018 Cada 15 segundos, un trabajador muere a causa de accidentes o enfermedades relacionadas con el trabajo.

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Cada 15 segundos, 153 trabajadores tienen un accidente laboral.

nes). Esta causalidad suele estar fuera de nuestro control.

Cada día mueren 6.300 personas a causa de accidentes o enfermedades relacionadas con el trabajo, más de 2,3 millones de muertes por año.

Para cambiar esta triste desencadenante es importante el autoanálisis y la intención de mejora, preguntándose:

CAUSALIDAD DE LOS ACCIDENTES El 95% de los accidentes son causados por los ACTOS INSEGUROS, que son acciones incorrectas que realiza el trabajador que lo exponen a sufrir un accidente a el o las personas que le rodean. Entonces los actos inseguros no son más de MALOS HÁBITOS que desarrolla la persona y que al no ser corregidos finalmente resultan en un accidente. Ejemplo: tener el mal habito de conducir un vehículo mientras se habla por celular, que es un acto inseguro o subestandar mientras se conduce, pero que se repite porque es un mal habito adquirido que finalmente genera un accidente de tránsito El 4% de los accidentes Son causados por las CONDICIONES INSEGURAS. Las condiciones inseguras o subestandares son situaciones físicas presentes en el lugar de trabajo que aumentan la posibilidad de sufrir un accidente, ejemplo falta de orden y limpieza en el área de trabajo. Sin embargo, son secundarias a un mal habito de la persona que no realiza un orden y limpieza de su área durante o después de la actividad y que genera la condición insegura.

Un 1 a 2% son causados por Hechos totalmente no esperados (terremotos, inundaciones, huraca-

¿Qué malos hábitos tengo YO en el Trabajo? ¿Qué malas costumbres tenemos en el trabajo? ¿Qué debo hacer para evitarlos?

LA RESPUESTA: IDENTIFICARLOS Y CONVERTIRLOS EN BUENOS HABITOS Y BUENAS COSTUMBRES No olvidar que queremos evitar el impacto que causa un accidente en la persona y en el grupo de trabajo. Los actos inseguros son malos hábitos que se repiten hasta que generan un accidente. Las condiciones inseguras en el trabajo derivan de nuestros malos hábitos.

CARACTERÍSTICAS DE UNA POBRE CULTURA EN SEGURIDAD Continuas y permanentes faltas a la seguridad.

Frecuente ocurrencia de accidentes Reacción negativa al intento de corrección.

La supervisión y los trabajadores no son responsables de su seguridad Anteponer la producción a la seguridad.

No usar el EPP No identificar los peligros y los riesgos Trabajar por encima de las horas establecidas por ley.

Incidentes, lesiones, accidentes, riesgos, practicas inseguras y viola-

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ciones que no se reportan o no reciben respuesta. ¿QUÉ BUSCAMOS? Convertir la seguridad tradicional en un sistema de gestión, buscando la mejora continua.

Motivación, empoderamiento y compromiso, desarrollar un índice de desempeño personal en seguridad para la supervisión.

Comunicación interna positiva y eficaz Evaluaciones de riesgos permanentes y previas a las tareas, proyectos, cambios, etc..

Gestión y Control de todos los riesgos Fortalecer los canales de comunicación: campañas de sensibilización, marketing interno, estadísticas, comunicar logros, metas. ¿QUÉ HACER? Compromiso de la dirección: decisión de MEJORAR LA CULTURA y asignación de presupuesto para desarrollar un plan de mejora.

Evaluación del estado de cultura o línea de base Fortalecer o desarrollar el trabajo en equipo, la confianza y responsabilidad individual.

Capacitación y formación específica por niveles en liderazgo a empleados y trabajadores.

Se requiere Tiempo y perseverancia

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¿QUÉ ACTIVIDADES DEBEN SER FUNDAMENTALES EN CAMPO POR LOS LÍDERES? Modificar los malos hábitos de las personas Evaluación y corrección del comportamiento individual Desarrollar el refuerzo y la retroalimentación positiva Análisis de observaciones preventivas para ver tendencias de incumplimiento por áreas.

Capacitación y entrenamiento permanente en Salud y Seguridad.

Los líderes deben mostrar congruencia y compromiso real en la tarea.

EN

S TA IS V

E TR

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YPFB HACE REALIDAD LA PETROQUÍMICA EN BOLIVIA YPFB HACE REALIDAD LA PETROQUÍMICA EN BOLIVIA YPFB es una empresa corporativa que gravita a nivel nacional e internacional, tiene una Planta de Amoniaco y Urea, complejo que permite concretar la anhelada industrialización del gas, cuenta con dos plantas de separación de líquidos: Rio Grande y “Carlos Villegas”, ubicadas en Santa Cruz y Tarija, respectivamente.

GONZALO SAAVEDRA LICENCIADO EN AUDITORIA FINANCIERA VICEPRESIDENTE NACIONAL DE OPERACIONES YPFB

Está adicionalmente la Planta de Gas Natural Licuado (GNL) de Rio Grande, Santa Cruz que permite llevar gas a través de cisternas especiales hasta las Estaciones Satelitales de Regasificación (ESR) construidas en 27 poblaciones intermedias, plantas de procedimiento de gas, redes de gas que abarcan ocho departamentos y capacidad de almacenaje. Trabaja en el proyecto de polipropileno. ¿QUÉ PROYECTOS DE PETROQUÍMICA SE REALIZARON O ESTÁN POR REALIZARSE EN EL PAÍS? YPFB desde 2006 trabajó intensamente para reconstruir la empresa, hasta el 2009 donde se pudo re articular e integrar las operaciones que estaban a cargo de empresas privadas por ejemplo, por los años 2009 – 2010 nos preocupamos por uno de los mandatos que nos daba la nacionalización que es la industrialización.

YPFB trabajó en esta área generando los proyectos mas importantes para la petroquímica, lo primero es ser autosuficientes en lo que es líquidos y se trabajo en la ampliación de nuestras refinerías Gualberto Villa-

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rroel, Guillermo Elder Bell para mejorar la producción de nuestras gasolinas y poder tener una mayor oferta de GLP en nuestro mercado.

Entonces había que construir dos grandes proyectos: la Planta de Separación de Líquidos de Rio Grande (Santa Cruz) y la Planta de Separación de Líquidos “Carlos Villegas” (Yacuiba, Tarija) que nos dio autosuficiencia en lo que es Gas Licuado de Petróleo (GLP). Se trabajó entonces en 2010 con lo que es ingeniería conceptual, ingeniería básica, ingeniería ambiental hasta su conclusión. ¿CUÁNDO COMIENZAN A OPERAR LAS PLANTAS DE SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS?

importamos sino que exportamos a Paraguay, Argentina, Uruguay y Brasil. ¿QUÉ NOS PUEDE DECIR RESPECTO A LA GENERACIÓN DE EMPLEOS? En la Planta de Bulo Bulo, trabajan profesionales bolivianos, actualmente tenemos 280 trabajadores. Los profesionales tienen más destrezas en cuanto a su rendimiento, pese a la complejidad de la planta.

En el mercado interno hoy se tiene urea desde Pando hasta Tarija, se necesita ingenieros agrónomos para transmitir la información del cultivo, la dosificación, aplicación de este producto a grandes y medianas empresas agropecuarias.

En 2013 se inauguró la Planta de Rio Grande y en 2015 la Planta “Carlos Villegas”, desde entonces dejamos de importar GLP y pasamos más bien a ser exportadores y actualmente ya son cinco años que exportamos al Paraguay y al Perú, nosotros abastecemos casi el 95% de su energía de Paraguay en hogares e industrias. Paraguay funciona en base a GLP tiene poco de gas natural, tiene energía eléctrica que ellos producen y exportan.

Actualmente la planta de Amoniaco y Urea es el primer paso real que se da en petroquímica, ahí se suman proyectos de SULFATO DE AMONIO Y NITRATO DE AMONIO. El proyecto de la planta de AMONIACO Y UREA nació en el año 2011 y a fines del 2013, se construyó dicha planta, en septiembre del 2017 comenzó a operar, son dos plantas que están en un solo predio.

Años atrás se importaba urea, ahora ya no

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COMPLEJO PETROQUÍMICO La petroquímica es una industria relativamente antigua, que tuvo desarrollo después de la segunda guerra mundial, los países ganadores de la guerra desarrollaron una tecnología durante la misma con un enfoque de la mejora de combustibles y desarrollo de productos químicos.

EN CUÁNTAS FASES SE DESARROLLÓ LA PETROQUÍMICA DANIEL ÁLVAREZ INGENIERO QUIMICO, MSc. DOCENTE DE INGENIERÍA PETROLERA UMSA

La primera fase estuvo basada en el petróleo porque era la materia prima de ese entonces, en lo que respecta el gas se explotaba en yacimientos de petróleo, pero esto no generaba una utilidad neta, solo lo quemaban; este hecho puede ser representado en la actividad de venteo que se realizó en la mitad del siglo XX porque para ese entonces no se tenía la tecnología suficiente para su utilización.

Ya para la segunda fase se podría decir que se orientó más a la explotación del gas, porque se observó que había disminución en la cantidad de petróleo, esto implico que se desarrolle la industria del gas.

La entrada a la petroquímica está basada en el gas de síntesis, pero antiguamente este estaba en función del carbón el cual se consideraba el abuelo de la energía. El gas de síntesis tiene como base el monóxido de carbono e hidrogeno, a partir de este gas de síntesis se puede obtener productos como el amoniaco, urea y metanol, para este último se hizo un mayor desarrollo, porque además de ser compuesto líquido que se utiliza tanto como químico y/o como combustible, teniendo en cuenta que este es mezclado con la gasolina hasta un 15% esto con el fin de aumentar el número de octano.

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UNA VISIÓN PASADA DE UN COMPLEJO PETROQUÍMICO A principios y a mediados del siglo XX no se contaban con complejos petroquímicos como tal, más bien se contaba con platas químicas las cuales cumplían con un objetivo específico y no tanto como una diversificación con la cual se cuenta ahora, ese objetivo específico se lo puede denotar como fertilizantes u otro producto específico que requería la sociedad; la estructura moderna de la sociedad de hoy en día que está caracterizada por el consumo, ha generado una serie de productos que implican la necesidad de producir más de un compuesto e hizo que en los países desarrollados se generen complejos petroquímicos, para satisfacer la necesidad de consumo de la sociedad.

Se tiene la idea básica de que un complejo petroquímico es la suma de varias plantas químicas que sacan distintos tipos de productos, no hay que dejar de lado las refinerías de petróleo las cuales iniciaron la producción de excelentes combustibles, lo cual hace imprescindible su presencia en un complejo petroquímico como tal.

grar abastecer un complejo petroquímico, por el simple hecho de no tener el descubrimiento de nuevas reserva de gas, y las reservas de gas existentes deben abastecer el mercado interno y el mercado externo; y en lo que respecta a precios, no podemos comparar el precio de venta con el del mercado internacional todo eso referido a la producción de urea y amoniaco. ¿ES NECESARIO DIVERSIFICAR NUESTRA MATRIZ ENERGÉTICA? Es muy necesario, porque hoy en día la matriz energética de Bolivia depende más del 60% pero esto es muy peligroso debido a que le gas es un recurso no renovable. Viendo desde otro punto vista es necesario diversificar la matriz energética del país. ¿CÓMO SE PUEDE LOGRAR DIVERSIFICAR LA MATRIZ ENERGÉTICA DE BOLIVIA?

Se tienen dos factores importantes en energías renovables una de ellas es la energía eólica y la otra es la energía solar, en respecto a energía eólica se podría tener la opción de generar parques eólicos tanto en el altiplano y en el oriente más ¿BOLIVIA PODRÍA CONSIDERAR TENER específico en Santa Cruz donde se pueUN COMPLEJO PETROQUÍMICO? ¿CON de generar un gran potencial; y la energía LA NUEVA IMPLEMENTACIÓN DE LA solar de la cual se tiene un antecedente PLANTA DE UREA-AMONIACO Y CON UN de proyecto realizado en Uyuni.

PROYECTO DE LA PLANTA DE CLORURO En los próximos años esta energía podría DE POTASIO? cubrir el 30% de la demanda de consumo interno del país, dando la posibilidad de Es una idea que no podría realizarse industrializar ese 30% de remanente de desde mi punto de vista, dos aspectos gas y darle un valor agregado que permiimportantes que se puede resaltar: “la ta a la nación de tener ingresos adicionamateria prima” y el “precio de venta” les y basarse tanto en la exportación.

En lo que compete a la materia prima, Bolivia no está preparada aun para lo-

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DESCRIPCIÓN DE PROCESO DE LA PLANTA AMONIACO ¿A DÓNDE SE LIBERA LOS GASES EN LA SÍNTESIS DE AMONIACO? En la puesta en marcha de la planta es necesario liberar gases al quemador, existe muchas unidades independientes en el esquema de la planta las cuales no se le puede arrancar a todas simultáneamente, es obligatorio realizar el arranque simultáneamente, hay la necesidad de liberar a la atmósfera ciertos gases en condiciones normales de operación pero las quemas y las liberaciones a la atmósfera de gases no existen, todo se reutiliza y se optimiza de los recursos.

ALEKSEI SAVATIN (RUSIA) INGENIERO PROCESOS QUÍMICOS DIRECTOR DE LA PLANTA DE AMONIACO ACRON

¿CUÁLES SON LAS PRINCIPALES MATERIAS PRIMAS QUE SE UTILIZA EN LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA? La materia prima principal es el gas natural y el aire, otro recurso muy importante es la energía eléctrica y el agua. Pero tiene que haber el equipamiento correspondiente para que esto suceda. ¿DE LA PRODUCCIÓN TOTAL DE AMONIACO CUÁL ES EL PORCENTAJE QUE SE DESTINA A LA PRODUCCIÓN DE ÚREA? El esquema tecnológico de procesos en Bulo Bulo está proyectada para que toda la producción de amoniaco se vaya a la síntesis de urea por eso no hay sobrantes de ninguna clase.

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DESCRIPCIÓN DE PROCESOS DE LA PLANTA DE ÚREA ¿EN LA ETAPA DE REFORMACIÓN CATALÍTICA CUÁLES SON LAS CONDICIONES OPTIMAS PARA OBTENER LA ÚREA? Existe diferentes tecnologías y diferentes plantas si hablamos propiamente de la planta de Bulo Bulo la presión 150 kg/cm2 y la temperatura es 180 a 185 ºC la relación entre amoniaco y CO2 es 3 ½ : 1 y la relación entre el agua es 0,6, cada esquema varía para cada planta

ALEXANDER BABKIN (RUSIA) INGENIERO PETROQUÍMICO DIRECTOR DE LA PLANTA DE ÚREA ACRON

¿CUÁLES SERÍAN LAS PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LA ESCALA DE PROTECCIÓN EN LA INDUSTRIA DE LA ÚREA? La materia prima principal es el gas natural y el aire, otro recurso muy importante es la energía eléctrica y el agua. Pero tiene que haber el equipamiento correspondiente para que esto suceda. ¿DE LA PRODUCCIÓN TOTAL DE AMONIACO CUÁL ES EL PORCENTAJE QUE SE DESTINA A LA PRODUCCIÓN DE ÚREA? La urea en todo el mundo es el fertilizante más popular que existe, la urea representa más o menos un estimado del 60-70 % de todos los fertilizantes que existe en el mundo, ya que en el sector agrario de producción crece, entonces como se sabe la demanda mundial de alimentos crece día a día y eso hace que también la úrea de igual manera se vaya actualizando en los términos de cantidad de producción día , la

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importancia que tiene la úrea también se relaciona dado que se tiene las dos plantas de amoniaco y urea que sean unificado son una unidad que trabaja junta es decir que toda la materia prima que se necesita para la síntesis de la urea la produce la planta de amoniaco y también la planta de amoniaco produce todos los recursos de energía para la producción de úrea. ¿QUÉ DIFERENCIA O RELACIÓN EXISTE ENTRE LA ÚREA Y EL GUANO? Lo que tienen en común en cuanto a los desechos orgánicos de los animales y la urea es el contenido de nitrógeno pero se debe tomar atención que en la úrea porque es mucho más concentrada el nitrógeno, esta llega hasta 46% en contenido de concentración en términos de composición másica, es muy fácil transportarlo, es fácil utilizarlo y también tiene indicaciones especificas independientes para cada tipo de cultivos entonces eso es una de sus ventajas, en cuanto a su granulometría en algunos otro tipo de cultivos se necesita prepara, es decir todos estos métodos independientes elevan, estos procedimientos ya están muy bien estudiados mas también la urea se utiliza en muchas ramas de la industria, medicina, etc. ¿EN BASE A QUE SE DETERMINA EL TAMAÑO DE LOS GRÁNULOS DE LA ÚREA Y COMO AFECTA ESTO EN LA FERTILIZACIÓN DEL SUELO? El tamaño de las pepitas o granos de urea se determina de acuerdo a la concentración y dosificación. En cuanto a la granulometría de la urea que se tiene en Bolivia es de 2 a 4 mm por ende no afecta en la

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fertilización del suelo porque muy rápidamente se disuelve en agua, pero si la pepita de urea fuese más grande, la concentración también será mayor y esto será muy peligrosa para el cultivo, puede hasta llegar a matar el cultivo, pero el tamaño del granulo va tener mucho significado cuando se transporta, mientras más pequeño sea el granulo es más fácil de transportar este producto

RESERVAS DE GAS, UN PASO IMPORTANTE PARA LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA Nuestro gas actualmente lo estamos vendiendo, se tiene convenios con el Brasil y Argentina y se está buscando nuevos mercados para vender el gas. Esto no debería constituirse en política de estadoen nuestro país.

En una primera etapa, vender recursos naturales es aceptable para capitalizarnos; pero de ninguna manera esto debería continuar de por vida; porque cualquier recurso natural, en este caso el gas, el petróleo, los minerales, etc., deberíamos industrializarlos. Desde este punto de vista evidentemente las plantas de petroquímica son un paso hacia la industrialización.

HERMAS HERRERA INGENIERO PETROLERO DOCENTE DE INGENIERÍA PETROLERA UMSA

¿DÓNDE CREE USTED QUE SERÍA ADECUADO LA INSTALACIÓN DE UNA PLANTA DE INDUSTRIA PETROQUÍMICA? Esto debe hacerse sobre la base de un estudio de costo/ beneficioEn cuanto a la ubicación de la planta de urea y amoniaco se decidió, por el Chapare; pero ¿por qué?, tal vez la mejor ubicación hubiera sido en un lugar cercano a áreas de mercado y comercialización de urea.

De todas maneras es un paso interesante hacia la industrialización. El siguiente paso debería ser utilizar ese capital en desarrollo de otras áreas en nuestro país; por ejemplo el desarrollo de la siderúrgica en el Mutún. ¿ES RENTABLE LA IMPLEMENTACIÓN DE LA PLANTA DE POLIPROPILENO CON LAS RESERVAS ACTUALES DE GAS? Implantar una planta de polipropileno puede ser rentable, pero para eso se debe realizar estudios comparativos para determinar su rentabilidad. No vaya a ocurrir que produzcamos polipropileno y resulta que no haya mercado o

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que nuestros costos de producción vayan a ser demasiado altos comparativamente con otras plantas. Si la implementación de una planta de polipropileno no es rentable entonces tal vez invertir en otra alternativa, como por ejemploexplotar e industrializar el hierro del Mutún a fin de dejar de ser un país que solo vende recursos naturales como materia prima. ¿CUÁL ES EL REQUERIMIENTO DE GAS NATURAL EN CUANTO A VOLÚMENES PARA LA PLANTA DE POLIPROPILENO? No podría dar una respuesta cuantitativa respecto a esto pero de hecho pienso que nuestros recursos de gas natural, o sea nuestras reservas probadas, probablemente no van a ser suficientes porque estamos destinándolos a la venta inclusive con incumplimiento de los volúmenes de entrega pactados, pues se sabe que Argentina manifestó que no le entregamos en invierno el volumen que ellos requieren.Por otro lado se tiene que re negociar la venta al Brasil y ellos consideran que no estamos en la capacidad de cumplir sus requerimientos a futuro, estos son síntomas que nos indican que probablemente nuestras reservas no son las suficientes. ¿CUÁL ES EL REQUERIMIENTO DE GAS NATURAL EN CUANTO A VOLÚMENES PARA LA PLANTA DE POLIPROPILENO? Según la escasa información que se ha he-cho pública, la empresa Canadiense contratada para cuantificar las reservas proporciona información en sentido de que hay un ligero incremento porque en el departamento de Chuquisaca y en el mismo Incahuasi, algunos campos dieron positivo; pero por otro lado los reservorios conocidos como grandes productoresde gas y que se suponía que sus reservas permitirían una larga vidahan disminuido su producción.

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¿EN CASO DE QUE NO SE EXPORTE GAS, USTED CREE QUE SEA FACTIBLE LA IMPLEMENTACIÓN DE LA PLANTA DE POLIPROPILENO? Lo ideal sería eso, pero siempre y cuando sea rentable la industrialización o decir que el gas natural lo vamos a convertir en plásticos, pero que pasa si no es rentable, para eso hay que hacer estudios comparativos más profundos, un estudio de factibilidad, o seadeterminar si evidentemente poner una planta de estas características esrentable y nos dará utilidades. Si es así obviamente vale la pena.

RESPECTO A LAS RESERVAS DE GAS ¿QUÉ MÁS SE PODRÍA DECIR O EN QUE MÁS SE PODRÍA INVERTIR A FUTURO? Las reservas de gas deberíamos aumentarlas de todas maneras con mayor inversión en exploración.

Debemos pensar en inversión que genere ingresos, como ejemplo veamos Santa Cruz que invirtió y desarrolló la agro industria con lo que podemos decir que tiene su propia vida. Si pensamos enqué se va a necesitar en el futuro será alimentos y energía.

Aparentemente el gas y petróleo se irán agotando, entonces debemos pensar en otro tipo de energías; por ejemplo en energía eólica, energía solar, energías alternas e inclusive energía geotérmica, nosotros estamos bien posicionados en cuantoa fuentes de energía geotérmica porque tenemos en la cordillera de los andes distintos lugares donde se genera calor, donde deberíamospensar en explotar esas áreas.

ZEntonces nuestra tendencia en relación a nuestros recursos naturales, como el gas,debería ser explorar en todo nuestro país, cuantificar esas reservas y ver el margen que todavía podemos vender; el resto de nuestras reservasconservarlo para nuestro consumo interno porque la población va creciendo y el consumo también sigue creciendo.

SA UM

TE EN ES PR

YPFB ENSEÑA La Universidad Mayor San Andrés, mediante el programa YPFB ENSEÑA recibió a profesionales y expertos en tema de petroquímica, y otras áreas de los hidrocarburos.

Este evento tuvo lugar en los predios de la UMSA, el día sábado 24 de Noviembre del año 2018. Donde estudiantes y docentes de la carrera de Ingeniería Petrolera, e Ingeniería Química de la misma Universidad se

dieron cita para un ciclo de seminarios, referidos al Complejo Petroquímico de Urea y Amoniaco, por parte de representantes de la empresa rusa ACRON, pioneros en la industria Petroquímica, y personal de YPFB, quienes compartieron con los estudiantes conocimientos y experiencias únicas, que son de gran importancia en la formación del profesional Boliviano.

COMPLEJO PETROQUÍMICO DE AMONIACO Y UREA

DESCRIPCION DEL PROCESO DE LA PLANTA DE AMONIACO Ing. Alexei Savatin DESCRIPCION DEL PROCESO DE LA PLANTA DE UREA Ing. Alexander Babkin SERVICIOS AUXILIARES Ing. Laura Chura

En esta primera parte se tuvo la presencia de ingenieros rusos, expertos en el área de petroquímica. Quienes explicaron particular-

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mente el funcionamiento de las plantas de Urea y Amoniaco en el complejo petroquímico de Bulo Bulo, Cochabamba Bolivia.

BOLIVIA CORAZÓN ENERGÉTICO

RESERVORIOS, CUANTIFICACIÓN Y CERTIFICACIÓN DE RESERVAS Ing. Valentina Cáceres DISEÑO DE CAÑERIAS PARA PERFORACIÓN DE POZOS Ing. Jaime Quisbert Cuti En la segunda parte del programa se tuvo la introducción del presidente ejecutivo Ing. Oscar Barriga, quien exhortó a los estudian-

tes sobre la importancia del gas e hidrocarburos que hacen de Bolivia “Corazón Energético” para el mundo.

BOLIVIA EXPORTADORA DE PRODUCTOS INDUSTRIALIZADOS

USO; RECOMENDACIONES TÉCNICAS PARA USO DE LA UREA Ing. Elías Castro Albis

Bolivia entra en una era de industrialización, con el primer complejo petroquímico en el país. La urea producida debe ser utilizada en su máxima expresión, y la sociedad debe informarse respecto a técnicas y formas del uso de la misma.

Una vez más la UMSA muestra el compromiso ante la sociedad y el país, con la preparación de sus estudiantes, en eventos tan importantes, como exposiciones de esta magnitud, con el apoyo de YPFB y la carrera de Ingeniería Petrolera.

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VISITA A LA PLANTA DE SENKATA “ YPFB LOGÍSTICA S.A.”

“

“La misión de YPFB logística es transportar y almacenar hidrocarburos.”

El 6 de octubre del presente año la delegación visito la planta de Senkata “LOGISTICA S.A.”, ubicada en la ciudad de El Alto del departamento de La Paz. El recorrido inicio con la ayuda del jefe de planta Ariel Puzarico y el encargado de planta Edgar Choque, quienes nos llevaron al salón de reuniones, donde nos dieron a conocer la reglamentación básica de los visitantes en respecto al EPP. Posteriormente la delegación hizo el recorrido de esta ingresando al laboratorio

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donde se hace el control de diesel, gasolina, jet fuel, kerosene, el encargado de laboratorio Efraín Limachi nos indico como realizar el control y corrección de la gravedad API de una muestra. También se pudo apreciar las aéreas de los tanques de almacenamiento, donde se vio que hay 4 tanques en construcción de los cuales 2 son para el almacenamiento de gasolina y 2 son para el almacenamiento de diesel y la parte de transporte (recepción y despacho de productos).

S TO C YE O

PR

METANOL A PROPILENO

ULISES CHAVEZ INGENIERO PETROLERO

El desarrollo de las tecnologías para la obtención de olefinas (propileno y etileno) está muy ligado al desarrollo de la Industria Petroquímica. Entre las décadas de 1930 y 1950 la investigación para la obtención de olefinas estuvo detenida en los Estados Unidos esto debido a un rápido crecimiento del parque automotor de ese país lo que demandaba una mayor producción de combustibles para los automóviles, por esta razón el desarrollo de tecnologías para la obtención de olefinas fue relegada a un segundo plano.

Pero fue en Alemania donde la capacidad de las refinerías proporcionó las materias para la obtención de olefinas. Paralelamente se desarrollaron nuevos métodos de obtención de monómeros de las olefinas y el perfeccionamiento de su polimerización, sin los cuales no hubiera sido posible el rápido crecimiento de las olefinas en la industria petroquímica.

La industria petroquímica es una plataforma importante para el crecimiento y desarrollo de distintas cadenas industriales tales como la textil, automotriz, electrónica, alimentos, fertilizantes y la química en general. La industria petroquímica se la puede dividir en tres partes: Petroquímica básica Petroquímica intermedia Petroquímica final.

En la petroquímica básica es donde se realiza la primera transformación del Gas Natural, es en esta parte de la clasificación de la industria en donde se encuentra ubicado el Propileno como un producto Básico, también están ubicados el Amoniaco, Metanol, Etile

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no, Butileno, y el Benceno. Como todos los alquenos el propileno presenta un doble enlace como grupo funcional y es el segundo compuesto más utilizado en la industria química en todo el mundo, el mismo se puede obtener mediante los siguientes procesos.

Producción de propileno mediante craqueo térmico al vapor.

“STEAM CRAKING” Producción de propileno en refinería.

Deshidrogenación del propano Conversión de metanol a olefinas Los procesos anteriores usan el Gas Natural o Petróleo como materia prima. El caso de la conversión del metanol a olefinas, el Gas Natural primero tienen que ser procesado a gas de síntesis para posteriormente convertirse en Metanol.

CAPACIDAD INSTALADA PLANTAS DE PROPILENO.

DE

LAS

El propileno es el segundo petroquímico en importancia después del etileno .En los países en donde existen yacimientos ricos de Gas Natural, el propileno se puede ob-

tener por medio de los distintos procesos mencionados anteriormente A nivel mundial, Medio Oriente es uno de los grandes productores de propileno con un gran comprador que es China, pero a nivel regional en América del sur los principales productores de propileno son Brasil, Chile, Colombia y México y concentran alrededor de un 5% de la oferta y la demanda mundial, por lo que poseen un equilibrio relativo sin ser grandes polos exportadores. Además, que, Brasil, Chile, Colombia y Perú representan los mercados más amigables, mientras que la Argentina, Ecuador y Venezuela son mercados un poco más complejos en cuanto a la dinámica económica se refiere.

En siguientes años se estima que el propileno tendrá una mayor demanda comparado con el etileno. Es así que el propileno ha empezado a desempeñar un papel importante en la industria química y en la economía mundial. La capacidad instalada hasta el año 100000 MMton /año aproximadamente.

La capacidad instalada que posee Centro y Sud América se detalla en la Figura 1. El principal medio para obtención es por dos vías, el primero es el Steam Cracking (SC) y Cracking Catalítico Fluidizado (FCC), cuya materia prima es el Gas Natural y el petróleo.

ILUSTRACION. 8 Capacidad Instalada de Propileno hasta el año 2015 (Japan`s Ministry of Economy , Trade and Industry , 2017)

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Brasil concentra cerca del 72 % de la capacidad instalada en la región , seguida de Venezuela con el 10 %, México con 9%, Chile con Argentina concentran solo el 8 % de toda la capacidad. En el futuro esta distribución de porcentajes no cambiara mucho debido a que en la región hay pocos proyectos de construcción y ampliación de las instalaciones petroquímicas, solo Brasil tiene planes de ampliación de plantas para la producción de propileno que tienen como punto de partida el año 2019.

Colombia que anteriormente tenía una capacidad instalada en 2011 de 0.13 MM Toneladas /año de propileno planea ampliar su capacidad en una primera etapa a 0.27MMTon/año y en una segunda etapa a 0.33 MM ton/año hasta 2018. Brasil hasta el año 2012 tenía una capacidad instalada de 3.20MM ton/ año con los nuevos proyectos como lo es el Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro (Comperj) que en una primera etapa planea procesar cerca de 165 mil barriles de crudo y llegar a producir hasta 3.88MM ton / año de propileno.

En Argentina la capacidad instalada hasta el 2010 fue de 0.27MM ton/ año es de ahora es 0.49MM Ton/año. México ha mantenido su capacidad instalada de 0.78 MM ton/año desde el año 2008 hasta la fecha pero tiene proyectos de aumentar esta capacidad.

Chile es un país que produce y exporta metanol a los mercados Asiáticos y Norteamericanos su producción de metanol es de 3.84MM Ton/año y su producción de propileno llega 0.14 MM ton/ año, pero enfrenta un gran problema la disponibilidad de Gas Natural por esto su producción de metanol y plásticos ha reducido. Perú tiene proyectos importantes para la obtención de urea y amoniaco, nitratos explosivos y proyectos en construcción

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para la producción de etileno a partir del etano, pero no tiene proyectos concretos para obtención de propileno.

Paraguay no tiene plantas petroquímicas y tiene dependencia de los mercados de Brasil y Argentina.

Venezuela no tiene proyectos concretos, aunque posee materia prima para realizarlos, carece de una clara estrategia para explotar sus recursos naturales, los conflictos políticos internos han generado esta situación.

PROCESO PARA OBTENCIÓN DE PROPILENO A PARTIR DEL METANOL Para una mejor comprensión del proceso para la producción de propileno a partir del metanol es conveniente dividir este en dos etapas; la primera la cual se centra en la producción de DME (dimetil-éter) del metanol y la segunda la producción de propileno a partir del DME. La producción de DME se la realiza mediante la deshidratación del metanol, la cual está regida por la reacción a continuación:

La segunda etapa para la producción de propileno es tomar el DME producido y generar propileno y agua como producto final.

Actualmente hay dos tecnologías bien establecidas y ampliamente utilizadas en el mercado para la obtención de propileno usando como materia prima al metanol.

La primera es la tecnología MTO (Methanol to olefins) desarrollada por KBR (Kellogg Brown & Root) la cual es una compañía estadounidense de ingeniería y construcción, la segunda es la tecnología

MTP (Methanol to Propylene) desarrollada por la empresa LURGI que desde 2007 forma parte de Air Liquide S.A. Uno de las diferencias que existe entre estas dos tecnologías radica en los productos obtenidos , de esta manera la tecnología MTO da preferencia a la producción de etileno / propileno y como productos secundarios Benceno e Isobutileno. En cambio, la tecnología MTP da prioridad a la formación del propileno y teniendo

como productos secundarios etano, propano – butano y gasolina natural.

En el año 2007 surgió una nueva tecnología llamada DTP (Dominant Technology for the Propylene Production) desarrollada por Mitsubishi Chemical Corporation - JGC Corporation que hasta la fecha está en etapa de promocionar su tecnología a los mercados. En año 2010 instalo una planta piloto DTP en Mizushima – Japón obteniendo resultados favorables.

ILUSTRACION 9. Proceso para la producción del Propileno a partir del Metanol ,Tecnología DTM (Dominant Technology for the Propylene Production)

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BOLIVIA EN LA ERA DE LOS BIOCOMBUSTIBLES

ALEXANDRA CANQUI ROLANDO COSME FABIOLA VALLEJOS

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La reciente comercialización de la gasolina Súper Etanol 92 permite a Bolivia entrar en la era de los combustibles verdes, comparada con la gasolina especial que usamos (RON 85), la nueva gasolina tiene un mayor número de octano y por ende mayor calidad.

Aplicar etanol anhidro como aditivo para la mezcla de gasolina, ayudara a reducir las emisiones contaminantes de los vehículos, y permitirá la importación de vehículos que cumplan las normas Euro IV, un vehículo que cumpla estas normas, reduce casi la mitad de las emisiones atmosféricas que un vehículo de norma Euro III, cabe resaltar que en Bolivia la mayoría de los vehículos solo cumplen la norma Euro II, lo que implica varias desventajas con relación a otros países.

Actualmente la dosificación de alcohol anhidro en la nueva gasolina es de un 12%, es así que nace la posibilidad de mejorar el octanaje y su calidad mediante el aumento en porcentaje volumétrico de alcohol anhidro.

Se realizó un estudio que pretende mejorar la calidad de una gasolina base (RON 85), aumentando el octanaje mediante la mezcla con alcohol anhidro, para ello se realizó una simulación en el programa Aspen Hysys, en el que se desarrollaron varias pruebas de mezclado de gasolina base con distintos porcentajes de alcohol anhidro, como ser 5, 10, 12, 15, 20, 25, 30, 35%.

Los resultados obtenidos mostraron un aumento del octanaje a medida que se agregaba mayor proporción de alcohol anhidro en volumen. Se seleccionó la gasolina con un octanaje de 95, correspondiente al agregado de 20% de etanol anhidro, dando un incremento del 11.8% en octanaje comparado con la

gasolina especial y un 3.3%, porciento en comparación con la gasolina Super Etanol 92.

En conclusión, la mezcla seleccionada posee un octanaje mayor que la gasolina súper etanol 92, por tanto, tendrá un mejor rendimiento en el motor, lo que podría dar lugar a la importación de vehículos que cumplan con la norma de emisiones atmosférica Euro IV, en adelante.

Cabe resaltar que, para su aplicación, no solo debe considerarse las propiedades de la gasolina, sino también el rendimiento del motor, la oferta y demanda en su producción, y también el aspecto social que deberá enfrentar si logra su comercialización.

Por otro lado, se realizó un estudio descriptivo sobre la nueva gasolina súper etanol 92 en Bolivia y el impacto que está causando en diferentes ámbitos.

El etanol como fuente de energía alternativa, ha creado polémica nacional, lo cual ha llevado a un análisis de sus ventajas y desventajas: Como posibles ventajas analizadas, se tiene: Reducción de la importación de insumos y aditivos para la producción de gasolina, lo que generara un ahorro en subvención.

Se podrá generar empleos mediante la ampliación de cultivos.

Esta gasolina alargará la vida del motor, y se estima que su duración será mayor comparada con la gasolina especial.

La reducción del 40% de emisiones de gases de efecto invernadero

Estas ventajas fueron emitidas y analizadas por el Ministerio de Hidrocarburos.

Y las posibles desventajas: La producción de etanol causa daños medio ambientales como la deforestación de la amazonia (según CIPCA).

Científicos de la universidad de Stanford (EEUU), pronostican que las muertes por afecciones respiratorias aumentaran en la misma medida en que aumente el uso de etanol.

El Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura (IICA), especifico que, si el etanol es producido a partir de caña de azúcar, se procede con la quema de caña antes de la cosecha, lo que libera grandes cantidades de metano y óxido nitroso, dos gases que agravan el calentamiento global, en el caso de poder mecanizarse el proceso, la desventaja seria la reducción del empleo rural.

Problemas en el parque automotor actual, según informes, algunos automóviles no están diseñados para soportar el 12 % de etanol.

Desventajas analizadas por instituciones, economistas, etc.

Bolivia está iniciándose en la producción de biocombustibles, por el mismo hecho siempre surgirán incertidumbres que pondrán a prueba su permanencia en el mercado, la implementación de más alternativas energéticas se puede considerarse positiva, pero será cuestión de tiempo comprobar si es factible su permanencia en el mercado nacional.

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OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO

LUIS FERNANDO GUTIERREZ BRIJHITH MAMANI FILOMENA RAMOS

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Uno de los principales objetivos de las refinerías de Bolivia es el de satisfacer la demanda nacional de gasolinas sin tener que recurrir a la necesidad de importaciones, pero debido a la explosión demográfica e incremento del sector automotor en el país la demanda nacional de gasolinas va incrementando cada año.

“En lo referido a la actividad de refinación de hidrocarburos, para 2018 se estima que la producción nacional de gasolina especial alcanzará a 1,39 millones de metros cúbicos (MMm3), volumen que cubrirá el 74% de la demanda nacional. El restante 26% de la demanda interna proyectada para este combustible será cubierto a través de importaciones”, reconoce la estatal en el documento oficial que fue expuesto el 8 de marzo en Cobija, Pando.

Según datos del Ministerio de Hidrocarburos la demanda interna de combustibles en el mercado nacional crece entre un 5% y 7% al año.

Las refinerías de Bolivia operan con unidades de reformado catalítico de lecho fijo (proceso semi regenerativo) que cada año tienen mínimamente un paro programado para el reacondicionamiento de los equipos, cada paro programado dura aproximadamente 30 días, donde se deja de producir una importante cantidad de gasolina que podría ser utilizado

para cumplir con el abastecimiento y reducir así la subvención de gasolina.

El proyecto planteado propone la modelación de la unidad de reformación catalítica con un proceso continuo con reactores de lecho móvil, con el propósito de incrementar la producción de la nafta tratada a condiciones mejoradas debido a que esta unidad no requiere paros programados para el reacondicionamiento de los catalizadores.

La simulación de la unidad de platforming con renegación catalítica continua se realizó a través del software Aspen HYSYS, que se usa ampliamente en la industria y el mundo académico para la simulación dinámica y de estado estacionario, el diseño de procesos y operaciones, el modelado de rendimiento y la optimización.

Para la simulación se controló las siguientes variables del proceso: Presión del reactor Temperatura del reactor Relación molar hidrogeno/ hidrocarburo (H2/HC) Propiedades de la alimentación Estabilidad del catalizador

un resultado de nafta tratada con un numero de octanaje igual a 101 y un caudal de 2717,2 [barriles / día], trabajando a menor presión y mayor temperatura que con el proceso semi regenerativo.

Cabe recalcar que con una unidad de reformación catalítica con proceso semi regenerativo obtendríamos una nafta tratada con un numero de octanaje igual a 90.

Aunque los costos de utilidad de la unidad de reformación catalítica con proceso continuo son mayores que los costos de utilidad de la unidad de reformación catalítica con proceso semi regenerativo, estos costos son compensados por el aumento del volumen de producción de la nafta tratada y el valor del producto.

Con la implementación de esta unidad de reformación catalítica con proceso continuo se mejorarían los tiempos de operación y aumentaría el volumen de producción de gasolinas de alto octanaje.

Así también se mejoraría la tecnología para el tratamiento de nuestros hidrocarburos, teniendo en cuenta que la mayoría de los países trabajan con unidades de reformación catalítica con procesos continuo.

La alimentación utilizada para la simulación tuvo una presión de 256 [psi], una temperatura de 460 ºC, un caudal de 3500 [barriles / día] y con un numero de octanaje igual a 45 Con el proceso continuo se obtiene

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UNIDAD DE HYDROCRACKING EN LA REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL

FERNANDO CALLISAYA ROLANDO CONDORI MAVEL GÁLVEZ

El hidrocraqueo es un proceso para convertir moléculas de hidrocarburos más grandes en moléculas más pequeñas a alta presión de hidrógeno y temperatura elevada. Se aplica comúnmente para mejorar las fracciones más pesadas de los aceites crudos para producir combustibles de transporte de mayor valor. El hidrocraqueo es una unidad importante ya que es uno de los tres procesos de conversión principales disponibles para el refinador junto con el craqueo catalítico de fluidos (FCC) y Coker. La FCC se considera una unidad productora de parafinas, aunque también produce olefinas, y la coquización retardada ha sido la principal tecnología de elección para convertir residuos de vacío en productos más ligeros que presenta una breve descripción de las diversas configuraciones de flujo requeridas para las condiciones de operación nominales para la unidad de hidrocraqueo típica. Los puntos finales de alimentación son críticos para controlar a fin de minimizar el nivel de contaminantes.

Los productos de la unidad de hidrocraqueo también variarán en el rango de ebullición en función de la gravedad del craqueo y el modo de operación (unidad de un solo paso o de reciclaje).

El mismo se emplea para añadir una nueva unidad de (Hydrocracking) a la refinería Gualberto Villarroel para incrementar la producción de diésel oíl. Si bien se conoce que el

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sector hidrocarburifero dentro del país ha dado grandes pasos hacia el desarrollo del país.

De acuerdo a los datos obtenidos que demuestra este proceso de 76% de recurso más que que se obtendria con la aplicación del hydrocracking lo cual es un excelente alternativa para la mayor producción de este producto diésel oil.

La alimentación para la unidad será la carga excedente de crudo reducido de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, el cual la implementación de una planta de Hydrocracking en el país significaría un incremento en la producción de Diésel y un descenso de los volúmenes que son importados para cubrir la demanda interna. Además que el Diésel obtenido de las Unidades de Hydrocracking brinda mejores condiciones de calidad, es decir; un mayor número de cetano y una mínima cantidad de contaminantes.

El diésel oil se he convertido en los últimos años el combustible que nutre varios sectores productores de nuestro país como ser: agropecuario, industrial y minero, por citar algunos.

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CARACTERIZACIÓN DE PETRÓLEOS LATINOAMERICANOS PARA POSIBLE IMPORTACIÓN TRODRIGO APAZA MARCOS CALLE MIGUEL TORREZ

LA GENERACIÓN DEL METANOL A PARTIR DEL GAS NATURAL RAFAEL SALCEDO EDSON VALDIVIA

DISEÑO DE TORRE PRE FLASH PARA LA REFINERÍA GUILLERMO ELDER BELL NIVIA LIMACHI MERY LLAPACU

CARACTERIZACIÓN DE PETRÓLEOS LATINOAMERICANOS PARA POSIBLE IMPORTACIÓN LUZ COCA LIZETH TICONA JHEOVANA LUCANA

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IMPLEMENTACIÓN DE UNA PLANTA LUBRICANTE A TRAVÉS DEL ESTUDIO DE UNA TORRE DE VACÍO EN LA REFINERÍA GUALBERTO ELDER BELL

CRISTIAN MAMANI CESAR MENDIVIL BRIAN RODRÍGUEZ

ESTUDIANTES DE INGENIERÍA PETROLERA JUNTO AL ING. RAMIRO FLORES

ESTUDIANTES DE INGENIERÍA PETROLERA JUNTO AL ING. RAMIRO FLORES (MUJERES)

ESTUDIANTES DE INGENIERÍA PETROLERA JUNTO AL ING. RAMIRO FLORES (VARONES)

PERSONAL DE APOYO JUNTO AL ING. RAMIRO FLORES

ENTREVISTA CON EXPERTOS DE LA EMPRESA ACRON

ENTREVISTA CON EL VICEPRESIDENTE NACIONAL DE OPERACIONES YPFB

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N

U

S O EV

S O FÍ A ES D

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LABORATORIO CARACTERIZACIÓN PUNTO CLAVE EN LA DETERMINACIÓN DEL TIPO DE CRUDO PARA EL DISEÑO DEL ESQUEMA DE REFINACIÓN En la actualidad la creación de esquemas de refinación con mayor complejidad son cada vez más comunes ya que se trata de obtener mayor variedad de productos comercializables, por este motivo es de gran importancia determinar y analizar las propiedades físicas y químicas del crudo, que se realiza por medio de la CARACTERIZACION, en base a estos datos se evalúa la calidad del mismo.

Por lo cual es necesario realizar diferentes ensayos que asemejen el comportamiento real del crudo de acuerdo a los parámetros establecidos en las refinerías.

La descripción de dichos ensayos son los siguientes: CARACTERIZACIÓN DEL PETROLEO En este ensayo se determina las principales propiedades físicas y químicas del crudo, con ayuda de los hidrómetros y el viscosímetro de fann.

PRESIÓN DE VAPOR REID Su determinación es muy importante en cuanto a almacenaje y transporte en la industria del petróleo se refiere, ya que al tener las mediciones de las presiones de vapores de todos los crudos, aceites y derivados del petróleo a la misma temperatura estandarizamos las condiciones de seguridad durante el transporte y almacenamiento de los combustibles.

DETERMINACIÓN DEL FLASH POINT Es la temperatura más baja a la cual el líquido libera suficiente vapor para quemarse en la superficie.

A veces nos da más de una temperatura de inflamación. Dado a que los métodos de prueba y pureza del líquido probado pueden variar, se usa únicamente como una referencia de la máxima temperatura a la cual se produce la suficiente cantidad de vapor para la combustión del mismo.

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DESTILACIÓN DEL PETROLEO El objetivo es separar los diferentes componentes con base en las diferencias entre sus puntos de ebullición del cual se obtiene el volumen destilado y la temperatura a la cual ocurre la separación de diferentes cortes.

Debido a los numerosos usos del petróleo es necesario un análisis detallado de todas las fracciones

obtenidas. Ya que, algunos crudos se valoran fundamentalmente por sus fracciones ligeras usadas como carburantes, otros son de interés porque proporcionan aceites lubricantes de calidad y otros porque dan excelentes bases para la formulación de asfaltos de carretera.

JOSÉ MANUEL AYLLON ÁNGEL MAMANI JOSÉ SAPANA GRISSEL YUJRA

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AULA VIRTUAL Los lubricantes son temas importantes a tratar mismos que tienen un contenido amplio en la parte de composición, clasificación, calidades y normas que debe cumplir un lubricante para su uso. Para esto se aplica una nueva metodología de enseñanza proveer un espacio educativo en que los estudiantes puedan desarrollar actividades de investigación, encontrando en este entorno una comunidad propia con el fin que el estudiante pueda desarrollarse en dichos temas, teniendo ventaja en el tiempo de enseñanza-aprendizaje al estudiante a través de la red. La metodología que se realizó fue la de un curso virtual donde el estudiante tuvo un plazo de tiempo para desempeñar actividades en los temas mencionados, se tienen al alcance el uso de herramientas como ser:

Las herramientas mencionadas dieron un mayor alcance de los recursos didácticos a los estudiantes, debido a que estos podrán acceder a estas herramientas a cualquier hora y desde cualquier lugar. Para medir el aprendizaje logrado por el estudiante se realizó una prueba virtual por cada tema la cual tenía preguntas mismas que eran de opción múltiple y falso- verdadero.

Con esta metodología finalmente el curso se realizó con éxito debido a que la mayoría de los estudiantes pasaron la prueba virtual con un conocimiento satisfactorio en un tiempo provechoso.

Lectura son los contenidos más sobresalientes extraídos de diferentes libros, páginas web relacionadas a lubricantes y catálogos de lubricantes.

Artículos donde el estudiante accederá a información actual de Bolivia con respectos a los temas.

Videos es un material de complemento para que el estudiante tenga una mejor idea en la clasificación de los lubricantes y sus funcionamientos Glosario este material ayuda al estudiante a entender el significado de algunas palabras claves.

MADONNA CASTILLO ERIKA QUENALLATA CRISTHIAN VARGAS

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ÁNDRÉS Facultad de Ingeniería Ingenieria Petrolera

Refining Review - Revista Especializada En Hidrocarburos.

Fotografía Planta De Úrea Y Amoniaco - YPFB