El mundo del PETRÓLEO

El mundo delPETRÓLEO

El mundo delPETRÓLEO

Sumario

1. Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 ¿Qué es el petróleo? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4¿Cuál es el origen y dónde se encuentran los hidrocarburos? . . . . . . . . . . . . . 4

2. Investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9¿Cómo se buscan los hidrocarburos? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9La decisión de dónde perforar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3. Producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13¿Cómo se producen los hidrocarburos? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13Tratamiento y transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4. Proceso de recepción, refinación y distribución del petróleo en Uruguay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

Recepción del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17Refinación del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19Unidades de fraccionamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19Unidades de conversión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21Unidades de tratamiento químico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22Almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23Distribución de productos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23Comercialización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

5. Petroquímica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

6. Exploración de hidrocarburos realizada por ANCAP . . . . . . . . . 30Exploración en el Uruguay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30Exploración de hidrocarburos en el exterior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33Gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

7. Glosario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

Historia de la refinería de ANCAP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

El petróleo o algunos de sus de-

rivados naturales, como ser el as-

falto o betún, era conocido por

gran parte del mundo antiguo. Según la histo-

ria, se utilizó betún como material de liga en la

construcción de la Torre de Babel y en la cons-

trucción de las murallas de Babilonia.

En una ciudad del Indo descubierta años atrás

se encontraron indicios de la utilización del as-

falto como material de construcción.

En el Asia Menor, lugar que constituye actual-

mente el centro de grandes yacimientos pe-

trolíferos, eran varios los lugares en donde se

conocía la existencia del petróleo.

Los sacerdotes persas alimentaban el llamado

“fuego sagrado” con petróleo liviano que sur-

gía de fuentes naturales.

El emperador Alejandro observó maravillado,

en la zona asiática de Bactriana, la presencia

de llamas que surgían de la tierra, como asi-

mismo una fuente de combustibles que llega-

ba hasta formar una especie de lago. Los

egipcios utilizaban el asfalto para las tareas de

embalsamiento, producto aquél que exigían

como tributo a los pueblos conquistados de

Siria, Fenicia y Palestina.

Los romanos y griegos conocían asimismo el

petróleo, utilizándolo hasta para fines béli-

cos. En los sitios de Platea y de Delium por

ejemplo, se arrojaron dardos encendidos, im-

pregnados de betún, para derribar las mura-

llas enemigas. En América el petróleo se co-

nocía desde períodos muy anteriores al des-

cubrimiento; tanto pueblos indígenas de

América del Norte como del Sur, especial-

mente aztecas e incas, utilizaron el petróleo o

algunos de sus derivados para aplicaciones

diversas y como bálsamo medicinal.

En 1745 se funda la primera sociedad petrole-

ra francesa con la intención de lograr “un liqui-

do inflamable” del petróleo. En 1854 se obtie-

ne el llamado “aceite bruto” que fue utilizado

entonces como carburante y combustible.

Hasta entonces los yacimientos eran descu-

biertos accidentalmente pero a partir de la

primera perforación exitosa realizada por Ed-

win Drake en 1859 en Titusville, Pennsylvania,

el petróleo se transformó en una importante

El petróleo oalgunos de susderivadosnaturales, comoser el asfalto obetún, eraconocido por granparte del mundoantiguo

1. Petróleo

3

fuente energética. En un principio las perfora-

ciones se realizaban solamente en tierra y re-

cién a finales del siglo pasado, se comenzó a

explorar en terrenos pantanosos. La primer

perforación marítima tuvo lugar en 1947, a una

profundidad de 10 metros. La puesta en servi-

cio de la primera plataforma de perforación

petrolera se concretó en 1951 en aguas del

Golfo Pérsico.

¿Qué es el petróleo?El petróleo es una sustancia oleosa, menos

densa que el agua, formada esencialmente

por la mezcla de compuestos orgánicos lla-

mados hidrocarburos, conteniendo distintas

impurezas tales como agua, sal, compuestos

de azufre, oxígeno y nitrógeno.

Las moléculas de hidrocarburos que, en for-

ma colectiva constituyen el petróleo, están

formadas por distintas combinaciones de

átomos de carbono e hidrógeno. Según el

número de átomos de carbono, de hidróge-

no y de la distribución estructural de las mis-

mas, se tienen los distintos hidrocarburos que

abarcan desde el gas natural hasta los hidro-

carburos sólidos.

Comúnmente se denomina como petróleo a

aquella mezcla de hidrocarburos que a las

condiciones de temperatura y presión am-

bientales está en estado líquido.

En la naturaleza se pueden encontrar “rezu-

maderos” naturales de hidrocarburos, mu-

chos de ellos conocidos desde la antigue-

dad, aunque la producción comercial se ob-

tiene de acumulaciones que se localizan en

algunos lugares del subsuelo con profundida-

des variables desde pocos metros hasta pro-

fundidades mayores a cinco mil metros.

¿Cuál es el origen y dónde seencuentran los hidrocarburos?La teoría más aceptada para explicar el origen

de los hidrocarburos, es la que establece que

provienen de la descomposición de los teji-

dos de plantas y animales que se acumularon

como sedimentos en el fondo de lagos y ma-

res de escasa profundidad, al cabo de un

proceso que insumió millones de años.

En la masa de detritos que constituye el fango

de las profundidades, esa materia orgánica,

sometida a la acción de las bacterias y a la

presión y temperatura provocada por el sote-

Los hidrocarburosprovienen de la

descomposición delos tejidos de

plantas y animalesque se acumularon

como sedimentosen el fondo de

lagos y mares deescasa

profundidad

4

rramiento consecuencia de la acumulación

de las capas de sedimentos que se deposita-

ron encima, en el transcurso del tiempo sufrió

reacciones químicas que dieron origen a la

formación de los distintos hidrocarburos.

Gradualmente, la presión de los sedimentos

acumulados hace que el lodo y la arcilla de-

positada conjuntamente con la materia orgáni-

ca se transformen en roca, principalmente co-

mo esquistos de partículas finas.

Este tipo de roca, llamada roca generadora,

constituye la fuente de todos los hidrocarbu-

ros del mundo.

A medida que se fueron generando los hidro-5

Cuadro de Cronología Geológica

Paleozoico

Mesozoico

Terciario

� Reciente � Pleistoceno

Capa superior de la corteza terrestre; no contiene petróleo salvo en casos excepcionales.

� Piloceno� Miloceno� Oligoceno� Eoceno

Serie de rocas más prolíficas; principales productoras de petróleo enel mundo.

� Cretásico� Jurásico� Triásico

Yacimientos en muchas partes del mundo, algunos de abundante pro-ducción y otros de poca impartancia. En la República Argentina co-rresponden a estos períodos los yacimientos de Comodoro Rivadavia,Mendoza y Neuquén.

� Pérmico� Carbónico Superior� Carbónico Inferior� Devoniano� Silúrico� Ordoviciano� Cambriano

Casi toda la producción de la región mediterránea de los Estados Uni-dos y en la de Salta, en la Argentina, provienen de esta serie de rocas.Una producción pequeña en otras partes del mundo.

� Precambriano(Complelo de Ba-samento)

Comprende integramente rocas ígneas y metamórficas, hallándose ba-jo la capa de rocas sedimentarias. No es de interés espacial para elgeólogo del petróleo, salvo para limitar las zonas de exploración

carburos, una parte de ellos, como conse-

cuencia de la presión a que están sometidos,

resultaron expelidos hacia formaciones más

porosas que eventualmente puedan tener co-

municación con la roca generadora.

Frecuentemente las rocas con porosidad y

permeabilidad corresponden a areniscas o

calizas y tienen espacios o grietas entre las

partículas que las constituyen, las que inicial-

mente retenían agua salada de los mares en

que se habían depositado.

Estas rocas porosas, que constituyen la roca

donde se pueden almacenar los hidrocarbu-

ros, son lo suficientemente permeables como

para que pueda desplazarse el petróleo y el

gas a través de ellas. Dado que la principal

fuerza que provoca este desplazamiento, co-

múnmente llamado migración, es la flotabili-

dad natural de los hidrocarburos en el agua

que saturaba las formaciones, los hidrocarbu-

ros migran hacia arriba.

De esta forma, una parte de los hidrocarburos

llegó a la superficie de la tierra destruyéndo-

se o disipándose, en tanto que otra parte, co-

mo consecuencia de haber encontrado algún

impedimento en su desplazamiento, se vio

atrapado, constituyendo una acumulación o

sea un yacimiento de hidrocarburos.

Entonces, en un yacimiento, el petróleo y/o el

gas ocupan los pequeños espacios vacíos (po-

ros) entre las partículas que forman la roca al-

macén. Durante la explotación de un yacimien-

to, los hidrocarburos, como consecuencia de

la diferencia de presiones entre el pozo y la

formación se desplazan gota a gota a través de

los pequeños canales que unen los poros entre

sí. La cantidad y tamaño de estos canales deter-

mina la permeabilidad de la roca almacén.

Para que los hidrocarburos se puedan acumu-

lar en un determinado lugar, es necesario que

exista allí una especie de trampa que puede

ser de dos tipos:

Las condicionesnecesarias para la

formación yacumulación de

los hidrocarburos(rocas

generadoras, rocasalmacén, capasimpermeables ytrampas) están

intimamentevinculadas a las

rocassedimentarias.

6

petróleo

gas

agua

roca generadora

rocas porosas

capa impermeable

- Estructural: producidas por la acción de los

movimientos de la corteza terrestre, que pro-

vocan pliegues o fallas en las capas sedimen-

tarias.

- Estratigráficas: originadas por variaciones de

carácter sedimentario de la roca almacén.

Cualquiera sea el tipo de trampa, se requiere

que la roca almacén esté cubierta por una ro-

ca impermeable, que actúe de sello e impida

la migración vertical de los hidrocarburos.

De acuerdo con lo expuesto, las condiciones

necesarias para la formación y acumulación

de los hidrocarburos (rocas generadoras, ro-

cas almacén, capas impermeables y trampas)

están intimamente vinculadas a las rocas sedi-

mentarias. Por esto, los hidrocarburos sólo se

encuentran en regiones cuyo subsuelo sea

formado por un importante paquete (de mi-

les de metros de espesor) de esas rocas, es

decir en las cuencas sedimentarias.

Por lo tanto, de acuerdo con la teoria más

aceptada del origen del petróleo, se puede es-

tablecer el siguiente principio: los hidrocarbu-

ros sólo se pueden encontrar en los lugares en

que durante el transcurso de las diferentes Eras

Geológicas (Pág. 5) hubo depositación de ro-

cas sedimentarias y acumulación de restos or-

gánicos. De esta forma, queda excluida la posi-

bilidad de encontrar hidrocarburos en los otros

tipos de rocas que constituyen la corteza te-

rrestre (ígneas y metamórficas), dado que estas

rocas no tienen las condiciones necesarias pa-

ra generar ni almacenar los hidrocarburos.

Los sedimentos que los geólogos creen pue-

den contener hidrocarburos son del orden

del 40% de la superficie terrestre del globo y

un porcentaje mayor de las plataformas con-

tinentales.

En esta amplia superficie se han identificado

del orden de las 600 cuencas sedimentarias,

de las cuales, 160 han demostrado ser capa-

ces de producir petróleo y/o gas.

Si bien estas cuencas se encuentran distribui-

das por toda la Tierra, seis de ellas contienen

dos tercios de todos los hidrocarburos que se

han encontrado, y una, la enorme cuenca que

se centra en el Golfo Pérsico, tiene, ella sola,

más del 50% de las reservas comprobadas y

probables del mundo.

Al año 2000 las reservas del mundo* eran:

Petróleo: 162.000 millones de metros cúbicos

Gas: 147 billones de metros cúbicos. ■

Seis cuencascontienen dostercios de todos loshidrocarburos quese han encontrado,y una, la enormecuenca que secentra en el GolfoPérsico, tiene, ellasola, más del 50%de las reservascomprobadas yprobables delmundo.

7*Fuente: Oil&Gas Journal.

¿Cómo se buscan los hidrocarburos?Los afloramientos naturales de

petróleo y los indicios que éstos dejaron en la

superficie de la tierra, guiaron a los pioneros

de la prospección petrolera a determinar

dónde perforar pozos en la búsqueda de es-

te preciado recurso natural.

Si bien pruebas directas de este tipo aún ayu-

dan en la búsqueda de los hidrocarburos en

ciertas zonas remotas, en la actualidad, las

operaciones relacionadas con la búsqueda y

localización de yacimientos comprenden un

programa de exploración que implica estu-

dios geológicos y geofisícos que demandan

cuantiosas inversiones y personal técnico alta-

mente especializado.

No obstante la alta tecnología utilizada, la ex-

ploración petrolera no es una ciencia exacta

sino que incluye una buena dosis de “arte”,

puesto que hasta el presente no se conoce

ningún método científico que pueda estable-

cer con seguridad desde la superficie, la pre-

sencia de hidrocarburos.

Por tal motivo, a la hora de iniciar las perfora-

ciones no se tiene la certeza absoluta que se-

rán encontrados hidrocarburos y menos aún

que los volúmenes hallados serán comercia-

les, pues si bien las nuevas técnicas explorato-

rias utilizadas y el conocimiento de las cuen-

cas aumentan las posibilidades, no se elimi-

nan los altos riesgos de dar con yacimientos

subcomerciales o simplemente de no encon-

trar ningún hidrocarburo (pozo seco).

La decisión de dónde perforarEl hecho que los sistemas actuales de investi-

gación en su mayoría sólo dan información

indirecta sobre la existencia de acumulacio-

nes de hidrocarburos, estando en particular

orientadas a determinar la presencia de

“trampas” (una de las condiciones necesarias

para la formación de un yacimiento, siendo

incapaces de determinar con seguridad si en

ella se han acumulado o no hidrocarburos),

es consecuencia de las dificultades inheren-

tes a tratar de localizar acumulaciones de ta-

maño relativamente pequeño a veces a miles

En la actualidad,las operacionesrelacionadas conla búsqueda ylocalización deyacimientoscomprenden unprograma deexploración queimplica estudiosgeológicos ygeofisícos quedemandancuantiosasinversiones ypersonal técnicoaltamenteespecializado.

2. Investigación

9

de metros de profundidad en sedimentos

que han tenido una historia evolutiva que se

desconoce.

Por tal motivo, actualmente la exploración de

hidrocarburos se procesa en bases científicas.

Una secuencia lógica de operaciones altamen-

te especializadas, aplicada dentro de una pro-

gramación, aunada a conocimientos previos

de la zona, permiten obtener los datos sufi-

cientes para hacer un pronóstico de las posibi-

lidades de existencia de hidrocarburos en un

área determinada.

El punto de partida para el descubrimiento de

hidrocarburos consiste en el mapeamiento

geológico de una región, analizándose las ex-

posiciones de las formaciones rocosas en el

campo y haciendo la interpretación geológica

de fotografías aéreas e imágenes satelitales.

Paralelamente, métodos geofísicos de reco-

nocimiento, tales como la magnetometría,

gravimetría, electroresistividad y refracción

sísmica permiten definir la configuración es-

tructural de la cuenca sedimentaria.

El estudio por paleontólogos y sedimentólo-

gos de las muestras de las rocas recogidas

permiten conocer datos de la historia de la

cuenca.

La interpretación de los datos geológicos y

geofísicos permite seleccionar las áreas prio-

ritarias, o más promisorias, donde deberán

ser invertidos mayores recursos con el obje-

tivo de obtener detalles suficientes para la lo-

calización de los pozos. En esta etapa son

utilizados mapeamientos geológicos más es-

pecíficos y métodos geofísicos de mayor

precisión como la sísmica de reflexión, cuya

información es de primordial importancia

para detectar las estructuras profundas.

Actualmente la evolución de la tecnología,

El punto de partidapara el

descubrimiento dehidrocarburosconsiste en elmapeamiento

geológico de unaregión, analizándose

las formacionesrocosas en el campo

y haciendo lainterpretación

geológica defotografías aéreas

e imágenessatelitales

10

domo de sal

trampa

trampa estratigráfica

trampa estructural

en especial con aplicación de la sísmica 3D y

el estudios de los llamados atributos sísmi-

cos, resultan “herramientas” de muchas posi-

bilidades en el momento de definir la ubica-

ción de las perforaciones.

Concluida la fase de estudios y delimitadas

las probables zonas productivas, se puede

iniciar la fase más costosa y definitiva de la

exploración que es la perforación.

Mientras se realiza la perforación y a fin de es-

tablecer la potencialidad de las rocas genera-

doras y rocas almacén de hidrocarburos, se

extraen muestras para distintos análisis técni-

cos (geoquímicos, petrofisicos y estratigráfi-

cos) necesarios para su evaluación.

Cuando se perfora para detectar acúmula-

ciones de hidrocarburos aún no descubier-

tas, el pozo se llama exploratorio. Prome-

dialmente uno de cada seis encuentra petró-

leo y/o gas y tan sólo en uno de cada cin-

cuenta se encuentran acumulaciones comer-

cialmente rentables.

En las perforaciones costa afuera (off-shore)

se emplean gigantescas plataformas móviles,

cuyas características varian de acuerdo a las

condiciones donde se debe operar.

Desde estas plataformas, que actúan como

verdaderas islas, se perforan los pozos utili-

zando técnicas similares a las que se emplean

en tierra firme. ■

Concluida la fasede estudios ydelimitadas lasprobables zonasproductivas, sepuede iniciar lafase más costosa ydefinitiva de laexploración quees la perforación

11

Helicópteros y naves, transportan el personaldesde y hasta los puntosde perforación costa afuera

Torre de perforación

Plataforma de perforación

Varilla de perforación

Tubo derevestimiento

Taladro

Anclas

¿Cómo se producenlos hidrocarburos?La fase de explotación

El descubrimiento de un yacimiento no ga-

rantiza por sí solo el éxito ni la rentabilidad

de las inversiones realizadas en la etapa de

investigación, ya que la explotación y pro-

ducción de un yacimiento requiere una in-

yección de capital mayor que la invertida

hasta el momento.

Debe tenerse en cuenta que la cantidad de

petróleo y/o gas hallado es solamente un fac-

tor, al que deben sumarse las características

de la región, la profundidad del yacimiento,

las instalaciones requeridas para su extrac-

ción, tratamiento y transporte, valor del petró-

leo dentro de 10 ó 20 años según la vida del

yacimiento.

Todos estos aspectos deben ser detenida-

mente evaluados y cuantificados a efectos de

definir si realmente vale la pena desarrollar y

explotar el área descubierta.

De considerarse comercialmente rentable el

yacimiento, se perforan los pozos necesarios

colocándoles las tuberías de producción con

su correspondiente conjunto de válvulas y

manómetros (armadura de surgencia), que

controlan el flujo de petróleo y gas hacia la

superficie.

A medida que declina la presión del reservo-

rio, disminuye la surgencia natural, por lo que

3. Producción

13

casilla del motor

balancín

soportedel balancín

PETRÓLEO

* Al agotarse casi en su totalidadla presión del gas, se emplea elel bombeo mecánico

capa impermeable

caño filtro para impedir el paso de la arena

arenisca petrolífera

bomba de profundidadconstituída por una camisa especial, válvulas y pistón

cabeza de pozo

entubamiento de aislación

tubería de extracción

varilla que conecta el balancín con las varillas de bombeo

varilla que conecta el balancín con la bomba instalada en elfondo del pozo

bielacontrapeso

Croquis del bombeo de un pozo

la extracción se continúa artificialmente em-

pleando distintos medios mecánicos como

por ejemplo bombas del tipo reciprocantes

que se instalan en el fondo del pozo, o según

las características del yacimiento, se emplean

otros sistemas como Gas-Lift, que consiste en

inyectar gas a presión en la tubería con el fin

de alivianar la columna de petróleo y hacerle

llegar a la superficie, bombas hidráulicas o

centrífugas.

Para la explotación de yacimientos costa

afuera se emplean grandes plataformas, la

mayoría de ellas fijas al lecho marino, capa-

ces de albergar la torre de perforación, equi-

pos de procesamiento, bombas, servicios y

viviendas para 200 ó 300 operarios de pro-

ducción.

Tratamiento y transporte

Como el petróleo y/o gas que fluye de un

pozo se halla mezclado con arena, sólidos y

agua salada, se le transfiere a una planta de

tratamiento para su estabilización y depura-

ción de los demás compuestos que lo

acompañan (líquidos de gas natural, agua,

arena, sólidos, etc.).

El petróleo estabilizado es trasladado a tan-

ques de almacenamiento ubicados en la zona

de operaciones y luego por medio de oleo-

ductos a las refinerías donde se lo procesa pa-

ra convertirlo en los combustibles que usamos

a diario (gasolinas, solventes, etc.).

El gas natural recibe un tratamiento para sepa-

rarlo de líquidos e impurezas para luego ser

bombeado a través de gasoductos hacia los

centros de almacenaje o consumo.

Los oleoductos y gasoductos son largas cañe-

rías de diámetro variable, soldadas por tramos

que se tienden bajo tierra, que conectan los

depósitos instalados en las zonas productoras

con las refinerías o con los terminales maríti-

mos donde se lo carga en los buques petrole-

Para la explotaciónde yacimientoscosta afuera se

emplean grandesplataformas

capaces de albergarla torre de

perforación,equipos de

procesamiento,bombas, servicios y

viviendas paraoperarios

14

ros que los transportan a las refinerías de otras

partes del mundo. Estas cañerías son contro-

ladas mediante válvulas de seguridad, dispo-

sitivos electrónicos que supervisan constante-

mente la presión, temperatura y densidad del

fluido en toda su extensión, para asegurar que

el transporte se efectúa sin riesgos.

En las operaciones productivas en el mar, el

petróleo es estabilizado en instalaciones

montadas en la propia plataforma que está

unida a los pozos que se perforan en el le-

cho marino para luego ser transferido a ter-

minales en tierra por medio de oleoductos o

buques. ■

Los oleoductos ygasoductos sonlargas cañerías dediámetro variable,que conectan losdepósitosinstalados en laszonas productorascon las refinerías ocon los terminalesmarítimos

15

Recepción del petróleoEl petróleo crudo no es, por sí

mismo, directamente utilizable.

Su transformación en productos derivados fina-

les requiere una serie de tratamientos físicos y

químicos y pone en operación, desde que se

recibe, un complejo conjunto de instalaciones.

La recepción del petróleo se realiza en el Ter-

minal del Este, en José Ignacio, Dpto. de Mal-

donado, desde 1982. Ahí se descarga todo el

petróleo crudo que llega al país en barcos pe-

troleros. Antes de 1982, el crudo se recibía en

el muelle de La Teja. La ventaja del Terminal es

que puede recibirse el crudo directamente

de superpetroleros de aprox. 150.000 m3, con

lo que se disminuye el costo de flete. El mue-

lle de La Teja permite el ingreso de barcos de

menor calado lo que implicaba trasegar crudo

de los superpetroleros a barcos de menor ca-

lado (alijo), lo que implicaba mayores costos.

El terminal se compone de:

■ Una boya de amarre a través de la cual se

conectan los buques tanque al terminal.

■ Un parque de tanques para el almacena-

miento del crudo

■ Un oleoducto para enviar el crudo hasta la

refinería en Montevideo

■ Piletas de agua de 5.000 m3 como depósi-

to para casos de incendio

La boya tiene 10 m de diámetro, se encuentra

a 3.600m de la costa y se conecta por un lado

a los buques tanque con 2 líneas de mangue-

rotes flotantes de aproximadamente 250 m de

longitud y 50 cm de diámetro interno (prome-

dio) cada una y por el otro al parque de tan-

La transformacióndel petróleo enproductosderivados finalesrequiere una seriede tratamientosfísicos y químicos ypone en operación,desde que serecibe, un complejoconjunto deinstalaciones.

4. Proceso de recepción, refinación y distribución del petróleo en Uruguay

17

ques por una cañería de acero de 90 cm (36”)

de diámetro interno asentada en el fondo del

mar. En las operaciones de acoplamiento y

demás maniobras intervienen dos barcos de

ANCAP: el ANCAP VII y el ANCAP VIII, que

además cuentan con equipos para combatir

incendios, generador de espuma mecánica y

equipos anti-polución para controlar derra-

mes de crudo en el mar de hasta 1.000 m3.

El parque de tanques tiene 8 tanques con te-

cho flotante de 64 m de diámetro y 24 m de

altura que pueden contener 67.000 m3 de cru-

do cada uno. (El techo de los tanques flota a

nivel del líquido y evita que se desprendan

vapores). Además hay un tanque interfase de

5.000 m3 para separar agua del crudo, porque

entre descargas los manguerotes se dejan lle-

nos de agua de mar. Los tanques están rodea-

dos por un envallado de seguridad que tiene

una capacidad igual a la del tanque para que,

en caso de derrame del mismo, el crudo no

se esparza incontroladamente.

El oleoducto mide 166 Km. Es una cañería de

acero especial de 40 cm de diámetro ubica-

do bajo tierra, paralelo a la ruta Interbalnearia,

con una estación de bombeo intermedia pre-

vista a la altura del Km 70. El petróleo se reci-

be en tanques de la Planta La Teja destinados

para ese fin.

Desde el Terminal del Este se pueden bom-

Los tanques estánrodeados por un

envallado deseguridad que

tiene unacapacidad igual a

la del tanque paraque, en caso de

derrame delmismo, el crudo

no se esparzaincontroladamente

18

6.05.0

18.00.4

2.62.2

30.0

1.43.46.5

23.0

1.5

supergasgasolina bajo octano

gasolina alto octanosolventes

kerosenejet fuel

gas oil

diesel oilfuel oil calefacciónfuel oil marino

fuel oil pesado

asfalto

Aprovechamiento promedio de un barril de petróleo en Uruguay

bear hasta 12.700 m3/ día. La cantidad bom-

beada depende de las necesidades de la Re-

finería y normalmente se envían alrededor de

8.000 m3.

Refinación del petróleoLa refinación del petróleo se realiza en la refi-

nería de la Planta La Teja, que es la única exis-

tente en el país. Para la refinación del crudo y

la obtención de sus derivados, la refinería

consta de varias instalaciones que pueden

clasificarse como:

a. unidades de destilación o fracciona-

miento en las que se separan componen-

tes que existen naturalmente en el crudo

b. unidades de conversión o transforma-

ción en las que se modifica la estructura

molecular de componentes separados por

destilación para darles nuevas característi-

cas.

c. Unidades de tratamiento químico donde

se purifican los productos para que cum-

plan las especificaciones de venta

Unidades de fraccionamientoLa refinación del petróleo comienza con su

destilación para lograr fracciones de distintos

puntos de ebullición. El petróleo es una mez-

cla de miles de hidrocarburos de distintos ta-

maños moleculares y punto de ebullición. La

ebullición de un hidrocarburo depende fun-

damentalmente de su peso molecular, la se-

paración por puntos de ebullición, se realiza

durante la destilación y resulta en una separa-

ción pór el tamaño del hidrocarburo.

El petróleo essometido a dosdestilacionessucesivas. Laprimera, llamadaatmosféricapermite extraer,por vaporización yposteriorcondensación, loscomponentes másvolátiles comogasolina, naftapesada, queroseney gas oil,quedando en elfondo un residuoque es sometido ala segundadestilación,llamada “al vacio”

19

El calor necesario para ese petróleo lo sumi-

nistran los hornos llevando la temperatura del

producto alrededor de los 350ºC lo que pro-

voca una vaporización parcial. La separación

de los vapores se hace en la columna de frac-

cionamiento, equipada con platos de burbu-

jeo comunicados entre ellos y cuyas tempera-

turas respectivas aumentan de arriba hacia

abajo. En la torre de fraccionamiento a vacío

se dispone de tres zonas de relleno ordenado

que permiten lograr un buen fraccionamiento

con baja de presión.

En una instalación de topping completa, el

petróleo es sometido a dos destilaciones su-

cesivas. La primera, llamada atmosférica se ha-

ce a presión baja, permitiendo extraer, por va-

porización y posterior condensación, los

componentes más volátiles como gasolina,

nafta pesada, querosene y gas oil, quedando

en el fondo de la columna un residuo que co-

rresponde a la fracción no vaporizada y que

es sometida a la segunda destilación, llamada

“al vacio”.

Este residuo, luego de ser calentado en un

horno a temperatura de 380º a 420º es parcial-

mente vaporizado a presión reducida en otra

torre de fraccionamiento. Se logra así una nue-

va fracción de gas oil liviano y pesado, que

constituye la carga para el cracking catalítico.

El residuo pesado del fondo de esta torre

constituye una base para fuel oils o asfaltos,

dependiendo del crudo. La gasolina es des-

pués llevada a la torre estabilizadora, en la

que se le despoja del gas que tiene disuelto y

ese residuo estabilizado u otros cortes, pue-

den ser fraccionados en una torre redestilado-

ra, obteniéndose diversos solventes especia-

les (disán, aguarrás, etc.).

La gasolina esllevada a la torreestabilizadora, en

la que se ledespoja del gas

que tiene disueltoy ese residuo

estabilizado uotros cortes,

pueden serfraccionados en

una torreredestiladora,obteniéndose

diversos solventes

20

Unidades de conversiónEl simple fraccionamiento o destilación del

petróleo crudo no da a las refinerías la flexibi-

lidad que necesitan para adaptar su produc-

ción en cantidad y en calidad a los requerí-

mientos del mercado. En particular, la deman-

da de nafta de alto número de octanos no ha

cesado de aumentar. Estos problemas han si-

do resueltos por procedimientos que consis-

ten en modificar la estructura molecular de

ciertos constituyentes del petróleo para obte-

ner estructuras químicas nuevas y propieda-

des enteramente diferentes.

Cuando este procedimiento se aplica a un

corte de nafta pesada en presencia de un ca-

talizador que favorece o propicia determina-

das reacciones en presencia de hidrógeno, se

tiene el proceso llamado Reforming Catalítico.

El mismo aumenta el número de octanos de la

nafta pesada de carga, mediante transforma-

ciones químicas de los hidrocarhuros presen-

tes, lográndose un producto final mejorado.

Cuando se trabaja con los gas oils de vacío,

con el empleo de la temperatura, la presión y

un catalizador, el proceso se llama Cracking Ca-

talítico. Mediante el mismo se obtiene nafta de

alto número de octanos y gases (C3 y C4) para

elaborar el supergas. Estos productos de alto

precio son obtenidos a partir de un corte pe-

sado de menor valor. En el caso de un residuo

o fuel oil viscoso, que mediante un proceso en

que se le somete a alta temperatura y presión,

se logra un cracking moderado, obteniéndose

un fuel oil de mucho menos viscosidad; el pro-

cedimiento se denomina Visbreaking.

21

Unidades de tratamiento químicoLa mayor parte de los productos obtenidos

en las unidades antes mencionadas, no pue-

den ser utilizados tal como se producen.

Contienen, en efecto, pequeñas cantidades

de compuestos indeseables especialmente

productos sulfurados e hidrocarburos inesta-

bles que por su corrosividad o su reactivi-

dad, deben ser eliminados. Estos cortes son

entonces sometidos a tratamientos físicos y

químicos, diferentes según su naturaleza y su

destino, que cumplirán con las especifica-

ciones comerciales establecidas. Entre los

procesos mas modernos de tratamiento quí-

mico se halla la hidrodesulfuración que se

usa para querosene y gas oíl a fin de reducir

su contenido en compuestos de azufre. Es-

tos son eliminados al ser tratados con hidró-

geno, a alta temperatura y presión en presen-

cia de un catalizador.

La mayor parte delos productos

obtenidos en elproceso inicial, no

pueden serutilizados tal

como se producenya que contienen

pequeñascantidades de

compuestosindeseables que

por sucorrosividad o su

reactividad, debenser eliminados.

22

18000

50000

13500

21000

7000

6000

12000

VACIO

NHT

ECO

NAFTAS

FUEL OIL

ISOMERIZACION

OCTETORIZACION

ESTABILIZA-DORA

RECUPERA-CION DE LIVIANOS

VISBREAKING

DIETANOL-AMIDA

DIETANOL-AMIDA

MEROX

FCCU(CRACKING)

DESULFU-RIZACION

CRUDO

SUPRA

ESPECIAL

KEROSENE

JET

GAS OIL

LPG (SUPERGAS, ETC)

BAJOASUFRE

BUNKERS

FUEL OILPESADO

ASFALTOS

PREFLASH

TOPPING

Esquema básico de refinación

AlmacenamientoAncap cuenta con un gran parque de tanques

y esferas, además de un Buque tanque deno-

minado Ancap IX.

Parques de tanques y esferas:

Se usan para almacenar el crudo recibido de

Terminal del Este, Productos a reprocesar, Pro-

ductos intermedios y Productos terminados.

Los más grandes tienen capacidad de 21.500

m3. (diámetro= 45m, h= 14m)

Buque Tanque ANCAP IX:

Abastece las plantas del interior a las que se

puede acceder por el litoral, cargando los

productos en el muelle de La Teja. Tiene una

capacidad de 3.400 m3 y es de bajo calado,

lo que le permite navegar por el río Uruguay y

llegar hasta Paysandú.

En la Planta La Teja funciona también una fábri-

ca de lubricantes. En ella se elaboran y envasan

los lubricantes que comercializa ANCAP. Los

lubricantes se fabrican mezclando aceites lu-

bricantes con aditivos. Los aditivos son pro-

ductos que le dan a los aceites básicos las pro-

piedades necesarias para las diferentes aplica-

ciones: automotores nafta y diesel, motos, ma-

rinos, industriales, etc. Tanto los aceites básicos

como los aditivos son importados y se com-

pran a proveedores internacionales de acuer-

do a la calidad del lubricante que se quiere fa-

bricar. Para la compra de las materias primas se

exige que hayan pasado ensayos realizados

con motores en laboratorios especializados.

Esos laboratorios no existen en el país.

Distribución de productosLa comercialización de los productos se reali-

za desde La Teja y desde la planta de distribu-

ción de ANCAP en La Tablada. Además se tie-

nen plantas auxiliares en el interior.

Distribución en La Teja

Se comercializan:

■ Los llamados “productos negros”: asfaltos,

El parque detanques y esferasalmacena crudo,productos enreproceso,productosintermedios yproductosterminados.

23

fuel oil y diesel oil, los dos primeros en ca-

miones y el tercero en camiones y en tren.

■ Productos destinados a mercados petro-

químicos y usos especiales como: solven-

tes (aguarrás, disán y otros), combustibles

para aviación (jet A-1, jet B, gasolinas) en

camiones.

La Planta La Teja tiene un muelle en el que se

pueden recibir y cargar todos los productos.

Distribución en La Tablada

Distribuye el 85 % de la producción de la re-

finería. Los productos llegan desde La Teja por

dos poliductos de 8 Km de longitud y 20 cm

de diámetro. Por conveniencia en la opera-

ción, uno de los poliductos se utiliza solamen-

te para supergas y el otro para los demás pro-

ductos, pero los dos pueden ser usados para

todos los productos. Abastece, junto con La

Teja a Montevideo, Canelones, Maldonado,

Rocha y parte de San José, Florida y Lavalleja.

La Planta de La Tablada fue inaugurada en mar-

zo de 1978, su ubicación es estratégica por-

que está muy cerca de las rutas 1 y 5 lo que fa-

cilita el transporte por camiones cisterna a to-

do el país. Las operaciones de carga se llevan

a cabo en veinte plataformas de carga para

productos blancos, con treinta picos de car-

ga, y en dos para supergas con dos picos de

carga.

Las operaciones de carga se realizan por un

sistema computarizado de autoservicio. El sis-

tema de computación permite la carga de un

camión de 10.000 lts. en 15 min., brindando

seguridad en la operación y simplificando to-

do el procedimiento.

Plantas del Interior

Son plantas de almacenaje y entrega ubicadas

en distintas zonas del país y que aseguran una

distribución adecuada de los productos en

todo el país a precio uniforme. Abastecen su

respectiva zona de influencia por medio de

camiones tanque.

Planta Paysandú: Abastece Artigas, Salto,

Paysandú y Río Negro. Recibe los productos

por vía fluvial y tiene una capacidad total de

almacenaje de 26.000 m3.

Planta Juan Lacaze (Dpto. Colonia): Abaste-

ce Soriano, Colonia y parte de San José. Tam-

bién se abastece por vía fluvial y su capacidad

de almacenaje es de 8.500 m3.

Planta Treinta y Tres: Abastece Cerro Largo,24

Treinta y Tres y parte de Lavalleja. Se abastece

por tren, en vagones tanque de AFE de 30000

l que descargan en los depósitos de la planta.

Su capacidad de almacenaje es de 4000 m3.

Planta Durazno: Abastece Rivera, Tacuarembó,

Durazno, Flores y parte de Florida y Lavalleja.

También se abastece por tren, en vagones tan-

que de AFE de 30.000 l que descargan en los

depósitos de la planta. Su capacidad de al-

macenaje es de 3.680 m3.

Comercialización:La comercialización de los productos Ancap se

puede agrupar dentro del siguiente esquema:

Mercado Interno

Las actividades de distribución y comercializa-

ción de los principales productos de Ancap

(gasolinas, gas oil, diesel oil, fuel oil, solventes)

se desarrollan a través de distribuidores. Cada

uno de ellos, a su vez, cuenta con su red de es-

taciones de servicios. Uno de dichos distribui-

dores es exclusivo del sello ANCAP, contando

con más de 200 estaciones de servicios distri-

buidas en todo el territorio de la República.

Mercado de combustibles marinos – Bunkers

ANCAP trabaja en el desarrollo permanente

de este importante mercado como acción

de complemento en el fortalecimiento regio-

nal e internacional de la imagen corporativa

de la empresa.

Asfaltos

Ancap elabora a partir de determinados cru-

dos cuatro tipos de asfaltos, los que comer-

cializa a través de su planta de almacenaje de

La Teja.

Lubricantes

Ancap a través de su planta de elaboración y

envasado de lubricantes entrega al mercado

un volumen considerable de productos, ocu-

pando una posición de liderazgo en el

mismo con una participación que se encuen-

tra en el entorno del 40 %.25

ANCAP cuenta conmás de 200estaciones deserviciosdistribuidas entodo el territoriode la República

Aceite deflotación

Aceitesrefinados

Naftas

Alcoholes

Gasóleo

Grasa que componenlos acietes

Grasa delaceite

Agenteemulsivo Agente

emulsivo

Aceitepara

confiteros

Cera parapapel

Cera paracartón

Cera aisladora

Cera parafósforos

Cera paralavandería

Cera paraenvases

Cera pararepostería

Cera parabujías

Bujías

Cerachicle

Cera paragrabador

Aceitepara

motores

Aceitepara

medidoresAceite paracompresor

Aceite detinta de

imprenta

Grasapara

molinos

Aceite para uso doméstico

Aceite para envases

de huevos

Aceite envasesde frutas

Insecticidas

Ungüentos

cera medicinal

Pomadas

Cremas

Kerosene

Grasalubricante

Combustible para tractores

Disolventede la goma

Carburante de aviación

Super carburantede aviación

Gas de naftapara máquinas

Solventede aceites

grasos

Nafta paraquitamanchas

Diluyente de las lacas

Jabón denafta

Extractorde drogas

Combustible para estufas

Aceite parailuminaciónde barcos

Aceite medicinal

Combustóleo

Agente de lossedimentos

ácidos

Agente desaponificación

Coque paraescobillas

Bases paraemulsiones

Base parapinturas

Comustóleopara diesel

CombustiblesindustrialesAceites para

calefacción

Carburantepara motores

Gaslicuado

Dicloroetileno

Explosivos

ToluenoBenzol

Pinturas

Tintas

Gomas

Gascombustible

Eter depetróleoAlcohol

etílicoAlcohol hexílico

Alcohol butílico

Alcohol isopropílico

Acetatode etílico

Acidosulfhídrico

Alcoholamílico

Acidosulfúrico

Naftaleno

Carburante ocombustible

para motores

Aceite paramangas

Aceiteslubricantes

Aceite paracilindros

Aceite paraválvulas Aceite

negro

Saturante para

enripiar

Asfalto parapavimentos

Asfaltosoxidados

Asfaltosoxidados

Asfaltoslíquidos

Asfaltosrebajadosa vapor

Combustóleode residual

Conservativode la madera

Combustiblepara

calderas

Grasa espesapara engranajes

Grasa espesapara ejes

Grasa paraagujas de

cambio

Asfalto aislador

Asfalto aprueba de agua

Revestimientospara techos

Asfalto paraaglomerar

Coque paracombustible

Coque paraelectrodos

Coque

Acidonaftánico

Pomadas

Cremas

Ungüentos

Petrolato

Lubricantes

Gelatinade petróleo

Revestimientopara metalesRevestimiento

para cables

Sulfato de sodio

Pet

róle

o c

rud

o

Aceite paraengranajes

livianos Aceite paramáquinas derefrigeración

Aceite paraagujas de

cambio

Aceite paraejes livianos

Aceite paraturbinas

Aceite paratemplar

Aceite para pisos

Aceite para husos

Aceite técnicopesado

Principales derivados del petróleo

La petroquímica es una industria

nueva, relativamente reciente ya

que se desarrolló a partir de la Se-

gunda Guerra Mundial. Oficinas técnicas la han

definido como la industria que produce com-

puestos orgánicos sintéticos, de uno o más áto-

mos de carbono en su molécula, que son obte-

nidos a partir de fracciones de petróleo y son

destinados a materia prima para la industria quí-

mica. Antes del conflicto mundial aludido ya se

conocía la aptitud de algunos hidrocarburos del

petróleo para producir compuestos orgánicos

sintéticos pero recién en los últimos 30 años la

petroquímica cumplió una evolución asombrosa.

Para dar una idea aproximada de esa evolución

consignemos que la producción de artículos quí-

micos a partir del petróleo representa en los Esta-

dos Unidos un 50 por ciento del total de todos

los productos químicos producidos. Los hidro-

carburos del petróleo que dan base a la petro-

química componen un variado espectro que va

del metano hasta los de muy elevado peso mole-

cular. Entre los más importantes hidrocarburos

que constituyen materia prima de esta industria

corresponde nombrar al etileno, propileno y, en

menor proporción, el metano, el benceno y el to-

lueno. El mayor porcentaje de materia prima está

representado por el etileno, al que sigue en im-

portancia el propileno.

Los productos finales obtenidos de estos hidro-

carburos por la industria petroquímica son de

una riquísima variedad. Citemos entre los más co-

nocidos: plásticos, caucho sintético, resinas, sol-

ventes industriales, fibras para tejidos, explosivos

y fluidos diversos. Corresponde también consig-

nar el amoníaco y azufre.

La industria petroquímica ha hecho accesible a

grandes sectores de población -en razón del ba-

jo precio de sus productos- artículos que ante-

riormente eran privativos de unos pocos. Resinas

sintéticas y plásticos entran en la elaboración de

numerosos productos de uso común. Entre los

plásticos se cuentan el polivinilo, el polietileno y

el poliestireno, que se utilizan para fabricar fibras

textiles vulgarmente conocidas como nylon, per-

lón y dacrón. Otra de las ramas de la petroquími-

ca, de gran aplicación y utilidad, es la que elabo-

ra fertilizantes, herbicidas e insecticidas. ■

Los hidrocarburosdel petróleo quedan base a lapetroquímicacomponen unvariado espectroque va del metanohasta los de muyelevado pesomolecular. Losproductos finalesobtenidos de estoshidrocarburos porla industriapetroquímica sonde una riquísimavariedad

5. Petroquímica

27

BENCENO

TOLUENO

XILENOS

REFORMINGCATALITICOOPIROLISISDE NAFTAS

AROMATICOS PESADOS

CICLOHEXANO-OL-ONA

CUMENO

ANHIDRIDO MALEICO

ETILBENCENO

FENOLALKYL FENOLESPENTACLOROFENOLRES. FEN. FORM. Y EPOXI24 D

CLORURO DE BENZILODISOCIANATO DE TOLUENO

BISFENOLRESINAS POLIESTER-MOLDEARRESINAS ALQUIDICASACIDO FUMALICOACIDO MALICO

SBRLATICES ESTIRENO BUTADIENOPOLIESTIRENO 6P Y HISANABS(RESINAS POLIESTER-MOLDEAR)

MONOCLOROBENCENOO Y P DICLOROBENCENOHEXACLOROBENCENOHEXACLOROCICLOHEXANODODECIL NECENOANILINA

CAPROLACTAMAACIDO ADIPICO

HMD

NYLON 6NYLON 56

DDTSOLVENTE Y MATAPOLILLA

PLASTIFICANTE

TNTSOLVENTE

POLIURETANOS

OXILENO

DISOCIANATO DE TOLUENO

ANHIDROFTALICO

DMTSOLVENTES(RESINAS ALQUIDICAS)

RESINAS POLIESTER-FIBRAS

SOLVENTES

PLASTIFICANTES

FUNGUICIDAINSECTICIDADETERGENTECOLORANTES Y AUX. P/CAUCHOSOLVENTE

Derivados de la Petroquímica

ETILENO

PROPILENO

ISOBUTANO

BUTILENOS

BUTADIENO

METANO

HIDROGENO

ALTERNATIVA:

ALTERNATIVA:

ALTERNATIVA:

PIROLISIS DEETANOO PROPANO

PIROLISIS DENAFTAS

DESHIDRO-GENACION DE BUTANOS

CONTENIDOEN EL GASNATURAL

PRODUCTO DE PIROLISIS Y DESHIDROGENACÓN

CLORURO DE ETILOCLORURO DE VINILOETILENGLICOLES

ACIDO ACETICO

2 ETIL HEXANOLANHIDRIDO ACETICOVAM

EPT Y EPD

OXIDO DE PROPILENO PROPILENGLICOLES

ACETONA

DDB

UREA

DMTFORMALDEHIDO

SULFATO DE AMONIO

(ESTIRENO)PERCLOROETILENO

TETRACLORURO DE CARBONOTRICLOROETILENO

DICLOROETANO

OXIDO DE ETILENO-ETANOLAMINAS

ACETALDEHIDO

ETILBENCENO

POLIETILENO B.D.POLIETILENO A.D.T.E.L.PVC(RESINA POLIESTER-FIBRAS)TENSOACTIVOSVARIOSPENTAERITRITOL(PLASTIFICANTES)ACETATO DE CELULOSAPVA(DERIVADOS)

SOLVENTESFREONESPRODUCTOSPOLIPROPILENO

POLIURETANOSRESINA ACRILICA – FIBRASRESINA ACRILICA – MOLDEARCAUCHO NITRILOMETILISOBUTILCETONAMETILISOBUTILCARBINOL(PLASTIFICANTES)(DETERGENTES)COMBUSTIBLES ALT. OCTANESOLVENTES

PROPELENTE PARA AEROSOLES

CAUCHO BUTILICO

METILETILCETONAALKYL FENOLES

(SBA)

CAUCHO NITRILOCOPOLIMEROS CON ESTIRENOCISPOLIBUTADENO

RESINA UREA FORMALDEHIDO

(RESINA POLIESTER – FIBRAS)(RESINA FEN. FORM.)(RESINA UREA. FORM.)RESINA MELAMINA FORM.

RAYON Y CELOFANFUMIGANTE(FREONES)(SOLVENTE)

FERTILIZANTES

(LATICES ESTIRENO BUTADIENO)

MOLDEARFIBRAS

ACRILONITRILO

ISOPROPANOL

ISOOCTANOLTETRAMEROALQUILATO

ISO

BUTANOL

AMONIACO

METANOL

SULFURO DE CARBONO (ALTERNATIVA)

TETRACLORURO DE CARBONO

VARIOS

1) Exploración en el Uruguay

Primera campaña sistemática

Los estudios geológicos preliminares que

sobre todo el país llevó a cabo el Institu-

to Geológico del Uruguay, constituyeron la fuente de

información básica sobre la geología nacional tanto en

lo que se refiere a los datos de superficie como del

subsuelo.

Con base en ésta información primaria, ANCAP llevó

adelante estudios específicamente enfocados hacia la

investigación de la existencia de hidrocarburos en

nuestro subsuelo, definiendo, en primer término, las

cuencas sedimentarias con interés potencial en nuestro

territorio continental.

En el período comprendido entre los años 1948 y

1959, se realizó el primer programa sistemático de in-

vestigación. En el marco del mismo, se llevaron a cabo

relevamientos y estudios geológicos, complementa-

dos con levantamientos geofísicos (gravimetría; mag-

netometría y ensayos sísmicos) sobre una superficie de

56.000 Km2 que, una vez procesados e interpretados,

permitieron definir las características fundamentales de

las cuencas sedimentarias continentales.

La evaluación de los prospectos definidos requería de

pozos, por lo que se dispuso la realización de una

campaña de perforaciones exploratorias profundas,

controladas con los mejores equipamientos del mo-

mento, que permitieron obtener información real, con

la cual se realimentó el proceso iterativo que implica la

exploración.

En ésta primera campaña se perforaron 24 pozos ex-

ploratorios, acumulándose un total de 27.913 metros

perforados, siendo el pozo más profundo el Sauce-1

que alcanzó los 2.460 metros. Todos los pozos fueron

declarados “secos”, es decir que en ningún caso se pu-

so de manifiesto la presencia de hidrocarburos.

Segunda campaña sistemática

Los avances tecnológicos y los resultados de una revi-

sión de la información realizada por el Instituto Francés

del Petróleo, llevó a que en 1975 se concretase un con-

venio con YPF de la República Argentina para la ejecu-

ción del levantamiento de datos sísmicos de reflexión

en la cuenca Santa Lucía, así como un ensayo de apli-

cación de este método en la cuenca del Noroeste.

Los trabajos encarados, basados en los resultados ob-

tenidos en la primer campaña, se localizaron en las

áreas profundas de la cuenca (donde el paquete sedi-

mentario depositado superaba los 1.000 metros de es-

pesor) levantándose 620 Km de perfiles sísmicos de

reflexión sobre unos 4.000 Km2, que corresponden a

las zonas de interés para los estudios.

6. Exploración de hidrocarburosrealizada por ANCAP

30

El objetivo final de estos trabajos, fue el confirmar la

presencia de estructuras geológicas cerradas que, por

sus características, fuesen capaces de dar lugar al en-

trampamiento de los hidrocarburos que se pudiesen

haber generado en las partes más profundas de la

cuenca.

Los prospectos más promisorios, fueron San Bautista y

Tala, ubicados en la subcuenca Norte, a los cuales se

decidió investigar mediante perforaciones que se rea-

lizaron con el equipo de ANCAP y la asistencia de YPF.

Los pozos, controlados con la mejor tecnología para la

detección de hidrocarburos disponible al momento,

fueron evaluados y declarados “pozos secos”, lo que

llevó a suspender los trabajos exploratorios en ésta

cuenca.

Estudios recientes en la cuenca del Noroeste.

La presencia de importantes mantos basálticos en su-

perficie, ha dificultado la utilización de los métodos

geofísicos convencionales en la exploración de las

cuencas que presentan ésta particularidad, como es el

caso de la cuenca Paraná, de la cual es parte nuestra

cuenca del Noroeste. Sin embargo, desde el comien-

zo de la década de los ochenta, el desarrollo de téc-

nicas especiales ha permitido el levantamiento de per-

files sísmicos de reflexión.

La calidad de los datos geofísicos logrados en sectores

de la Cuenca del Paraná en Brasil mediante la aplica-

ción de estas técnicas, determinó retomar la prospec-

ción de hidrocarburos en la cuenca del Noroeste.

El relevamiento sísmico se concretó entre 1984 y 1985,

efectuándose el levantamiento de 1.650 Km de perfiles

sísmicos, sobre un área de más de 12.000 Km2 en los

departamentos de Artigas y Salto.

Procesados los datos en Houston, se decidió la realiza-

ción de perforaciones exploratorias a efectos de inves-

tigar cuatro de las estructuras geológicas detectadas

por la sísmica.

Se suscribió un nuevo convenio con YPF S.E. de asis-

tencia técnica y suministro de materiales, entre 1986 y

1987 se completaran las cuatro perforaciones (Pelado;

Yacaré, Belén e Itacumbú). Luego de ser cuidadosa-

mente evaluadas, fueron declaradas “pozos secos” de-

cidiéndose la suspensión de los trabajos exploratorios.

En el períodocomprendido entrelos años 1948 y1959, se realizó elprimer programasistemático deinvestigación quepermitió definirlas característicasfundamentales delas cuencassedimentariascontinentales.

31

Exploración de la Plataforma Continental.

Aunque del punto de vista geológico-petrolero, la pla-

taforma continental uruguaya estaba totalmente inex-

plorada a mediados de la década de los sesenta, los

resultados de un relevamiento de datos de refracción

a nivel continental mostraban que una potente cuenca

sedimentaria, con espesores que sobrepasaban los

5.000 metros, se desarrollaba en agua juridiccionales

uruguayas.

El conocimiento de ésta información, determinó que a

partir de 1964, ANCAP recabase la opinión de diversos

geólogos y geofísicos de reconocido prestigió interna-

cional para finalmente en 1969, promover la ejecución de

levantamientos geofísicos en la plataforma continental.

Fue así que se concretó el levantamiento de 5.254 Km

de perfiles sísmicos, en dos etapas, sobre un área del

orden de los 73.000 Km2. Una vez procesados y eva-

luados los datos, confirmaron la presencia de zonas

estructuradas que ofrecían perspectivas de interés pa-

ra una exploración petrolera.

Dado el elevado costo y alto riesgo de una campaña

de exploración costa afuera se decidió llamar a Con-

curso de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

en la Plataforma Continental. En agosto de 1975 se fir-

mó un contrato con la empresa ganadora, CHEVRON

(USA), y a mediados de junio de 1976 se iniciaron las

perforaciones, completando dos pozos, el “Lobo-1”

que alcanzó los 2.713 m. de profundidad y el “Gavio-

tin-1” que llegó a los 3.631 m. Ambos pozos, luego de

evaluados, fueron declarados “pozos secos” y aban-

donados.

Los objetivos primarios perseguidos con estas perfora-

ciones eran la confirmación o corrección de las hipó-

tesis y modelos geológicos empleados en la interpre-

tación de los datos, de modo de que en el proceso in-

teractivo se fuese incrementando el conocimiento de

la cuenca.

Este proceso se interrumpió en 1978 cuando Chevron

abandonó el área, pero ANCAP, a su cargo, continuó

con los trabajos de reinterpretación y se ejecutó un

nuevo levantamiento sísmico de 1.400 Km en las proxi-

midades del talud, con el objetivo de definir las estruc-

turas profundas que se esbozaban en la información

disponible.

En 1987 se logró un acuerdo de cooperación técnica

suscrito con la empresa PETROCANADA, concretándo-

se un importante trabajo que establece los lineamien-

tos de los futuros pasos de la exploración de la plata-

forma continental.

La continua evolución tecnológica de la exploración y

explotación de hidrocarburos en el costa afuera, ha

posibilitado el desarrollo de yacimientos en aguas pro-

fundas (mayores a 500 m. de lámina de agua) y aún ul-

traprofundas (mayores a los 1.000 m. de lámina de

agua). Los gigantescos yacimientos descubiertos en

aguas profundas de Brasil, así como en la costa occi-

Los objetivosprimarios

perseguidos conlas perforacionesfue confirmar o

corregir lashipótesis y

modelosgeológicos de

modo deincrementar el

conocimiento de lacuenca

32

dental de Africa dan pauta del potencial existente en

estas zonas, hacia las cuales está enfocado gran parte

del interés de las empresas petroleras.

Esta situación y los resultados del estudio conjunto so-

bre éstas zonas realizado entre BRASPETRO, YPF y AN-

CAP en 1998-1999, determinó la necesidad de lograr

nueva información sísmica, de última generación, so-

bre ésta zona. En este sentido se ha concretado un

Acuerdo con la Compagnie Generale de Geophysique

(CGG), una de las empresas especializadas de mayor

renombre a nivel mundial, para el levantamiento de

10.000 Km de perfiles sísmicos aguas juridiccionales

uruguayas entre las isobátas de 50 a 4.000 m., que po-

sibilitará, además de lograr la información sísmica sin

costo para ANCAP, la promoción de nuestro costa

afuera entre las más importantes empresas petroleras

del mundo.

2) Exploración de hidrocarburos en el exterior

En paralelo con el esfuerzo exploratorio en el país, AN-

CAP decidió atenuar el riesgo inherente a la explora-

ción de hidrocarburos aplicando una técnicas empre-

sarial, consistente en la diversificación geográfica de las

inversiones y participando en diversos proyectos aso-

ciada a otros empresas petroleras.

Ecuador

En 1987 ANCAP, por primera vez en su historia, resol-

vió participar en la exploración petrolera fuera del terri-

torio nacional. Participó conjuntamente con las empre-

sas estatales PETROCANADA Y ENAP (Chile) en la bús-

queda de petróleo en Ecuador.

Bajo la modalidad de una “Joint Venture” se exploró el

Bloque N° 9 del Oriente de Ecuador. Se perforaron dos

pozos exploratorios denominados “Cachiyacu” y “Go-

londrina”. Ambos fueron abandonados con produc-

ción subcomercial de petróleo pesado.

Argentina

Continuando con las acciones tendientes a consagrar la

integración vertical de la empresa, en la que la pose-

sión de yacimientos y producción propia de hidrocar-

buros es la etapa más significativa, ANCAP a través de

PETROURUGUAY S.A., la cual controla, comparte ac-

tualmente la exploración y explotación de tres áreas

productivas y dos en exploración.

Las actividades están orientadas al desarrollo de los im-

portantes yacimientos de Borde Montuoso y Aguada

de la Arena, descubiertos en la cuenca Neuquina y a

incrementar las producciones de petróleo y gas en las

otras áreas. El resultado de estos emprendimientos ha

determinado que ANCAP, a través de PETROURUGUAY,

por primera vez en su historia es productor de gas y

petróleo, lo que le permite alimentar con producción

propia el suministro de gas natural a la ciudad de Pay-

sandú por el gasoducto del litoral. 33

Bolivia

El excelente potencial hidrocarburífero que presenta la

geología de Bolivia, aunado al nuevo marco legal que

reglamentó el otorgamiento de contratos petroleros a

partir de 1997 , así como a la construcción del gaso-

ducto a Brasil que tornaba viable la comercialización

del gas, abrió una serie de expectativas sobre las áreas

ofrecidas en este país.

En este marco, PETROURUGUAY decidió participar aso-

ciado a la empresa PAN AMERICAN ENERGY en la ex-

ploración del Bloque Ustárez en la cuenca del Chaco.

Habiendo perforado un pozo exploratorio que no pu-

do confirmar la comercialidad de los hidrocarburos

detectados por problemas operacionales, se restituyó

el área en Diciembre de 2000 .

GAS NATURALGasoducto Cruz del Sur

El Gasoducto Cruz del Sur se inauguró el 29 de

noviembre de 2002 y transporta gas natural desde Ar-

gentina para abastecer a localidades en los Departa-

mentos de Colonia, San José, Canelones y Montevideo,

centrales termoeléctricas y los dos distribuidores loca-

les de gas por cañerías.

El Gasoducto parte de las cercanías de Punta Lara (Pro-

vincia de Buenos Aires, Argentina), cruza el Río de la

Plata en forma subfluvial hasta un punto ubicado a

23 Km al este de Colonia, y luego sigue en forma sub-

terránea hasta la ciudad de Montevideo y adyacencias.

Tiene una longitud de 210 kilómetros de gasoducto

principal construido con tubo de acero de 60 a 70

centímetros de diámetro y otros 200 Kilómetros en ra-

males de aproximación.

Gasoducto del Litoral

El gasoducto del Litoral, inaugurado el 23 de octubre

de 1998, transporta gas desde la provincia argentina de

Entre Ríos hasta la ciudad de Paysandú y alrededores.

El gasoducto es propiedad de ANCAP quien es tam-

bién responsable de su operación y mantenimiento.

Este gasoducto de 10” de diámetro y 20 Km de longi-

tud abastece las plantas de cemento y alcohol de AN-

CAP, las grandes industrias de Paysandú y el ‘city gate’

desde donde se alimenta la red de distribución.34

1931 En el año 1931 se creó por ley la Administra-ción Nacional de Combustibles, Alcohol yPortland.

Dentro de sus cometidos, estaba la produc-ción de gasolinas y demás derivados delpetróleo. En esos años la demanda anual al-canzaba a un volumen total de 300.000 m3.

1934 En el año 1934 se firmó con la firma FosterWheeler para la construcción de la primerarefinería, que se puso en operación en el año1937. Estaba constituida por una unidad deTopping de 600 m3/d, una unidad de Crac-king Térmico de 190 m3/d de carga y unida-des de tratamiento de gasolinas y kerosene,usina de vapor y centrales de bombeo.

1943 Al incrementarse la demanda a partir de1943, la Unidad de Cracking Térmico setransformó en Unidad de destilación prima-ria y se incrementó la capacidad de la Uni-dad de Topping hasta alcanzar entre las dosa unos 2.000 m3/d de procesamiento de pe-tróleo. Simultáneamente se comenzó la pro-ducción de gas licuado de petróleo, intro-duciendo en el mercado un nuevo combus-tible.

1950 En el año 1950 se agregó una nueva unidadde Topping y Vacío con capacidad de1.500 m3/d.

Al fin de la década se presentaron a ANCAPnuevos problemas: Incremento de la de-manda general; la necesidad de atender lademanda de gasolinas de alto número deoctano; y la conveniencia de utilizar petró-leos con mayor contenido de azufre y me-nor precio.

1959 En el año 1959 se comenzó una expansióncompleta de la Refinería basada en : Unidadde Topping de 4.500 m3/d; Unidad de Va-cío de 1.600 m3/d; Recuperación de gases;Tratamiento de gasolinas, a lo cual y ya ini-ciada la obra agregó Unidad de Desulfura-ción de destilados medios y obras comple-mentarias principales, como la Central degeneración de energía eléctrica y vapor de3.600 kw a 6.300 v, etc.

1962 Estas unidades se pusieron totalmente enfuncionamiento en 1962.

1988 En el transcurso de los años, se efectuarondistintas modificaciones y ampliaciones a lasunidades, hasta que en 1988 se considerónecesario realizar una modernización com-pleta.

1993 Fue entonces que se realizó la última modi-ficación importante a las instalaciones de laRefinería La Teja, las que tuvieron lugar du-rante los años 1993 y 1994. En ese lapso, secambió la Unidad de Craqueo Catalítico porun convertidor R2R totalmente nuevo contecnología del Instituto Francés del Petróleo.Este nuevo diseño permite el procesamien-to de cargas residuales posibilitando un au-mento de la conversión de la Refinería. Adi-cionalmente se instaló una Unidad de Visco-rreducción para disminuir el consumo deaceites diluyentes para fuel oil. Otros cam-bios estuvieron relacionados con el aumen-to de la eficiencia de fraccionamiento y re-cuperación de calor en la Unidad de Desti-lación Atmosférica y Vacío y en la instrumen-tación de control distribuido de las Unida-des de la Refinería.

Historia de la refinería de ANCAP