Diesel y Olefinas a partir del “RECON” de las refinerías de Bolivia Saúl J. Escalera, PhD. sjescalera@yahoo Las refinerías en Bolivia fueron puestas en marcha a partir de la década de los 70 con un esquema de refino Hydroskimmig, que se limita a destilar el crudo y tratar los productos obtenidos, sin incorporar hasta la fecha un proceso de conversión química que permita procesar los subproductos del refino, como es el caso del crudo reducido y la nafta ligera cuya mezcla de ambos constituye el crudo reconstituido, más conocido como “recon”. Según información del Boletín Estadístico de YPFB del año 2011, las exportaciones de crudo reconstituido alcanzaron un volumen total de 3.048.912 barriles (Bbl), es decir un 75 por ciento mayor del total exportado durante el 2010. Continua el informe de la estatal petrolera YPFB: “De enero a diciembre del 2011, el 95,3 por ciento de Recon fue producido por las refinerías de propiedad de YPFB Refinación, Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, y 4,7 por ciento por la refinería Oro Negro” [institutoprisma.org , Marzo 4, 2012]. Es posible que la noticia del gran incremento del volumen de recon producido satisfaga a los ejecutivos del Ministerio de Energía e Hidrocarburos (MEH) y de YPFB, pero los expertos bolivianos no compartimos dicha alegría, porque el recon debe ser utilizado en territorio nacional para producir diesel y polímeros, en lugar de ser exportado como materia prima barata sin valor agregado para beneficio de intermediarios que se adjudican su comercialización en el puerto de Arica, produciendo un gran perjuicio para la economía de nuestro país. 1.- Composición y Comercialización del Recon El crudo reconstituido o recon es una mezcla de dos componentes: el crudo reducido y la nafta LSR – llamada también gasolina blanca – que son obtenidos como residuo de la destilación atmosférica en las plantas de refinación de petróleo. La refinería Elder Bell de Santa Cruz, envía su recon a la Refinería Gualberto Villarroel de CBB, donde se junta con el recon de esta última refinería. Al no existir plantas de conversión del crudo reducido y de la nafta LSR en territorio boliviano, ambos productos son mezclados y almacenados en tanques atmosféricos para luego ser enviados por el oleoducto OSHA II hasta el puerto de Arica, Chile, y allí son almacenados en una proporción de 80 % nafta LSR y 20 % Crudo Reducido hasta que son licitados y vendidos por YPFB. El D.S. Nº 29122 del 6 de mayo del 2007 establece que YPFB es el único comprador del recon de las dos refinerías de Bolivia, y por el mismo decreto la estatal petrolera es la única que puede venderlos y lo hace por medio de licitaciones periódicas a un precio promedio de cinco (5) cotizaciones del Platt´s Front Line del WTI – precio que es mucho menor que el petróleo – adjudicándose intermediarios que los envían a refinerías del exterior para producir derivados como diesel y olefinas, llamados también polímeros o plásticos. Según el boletín del Instituto Prisma [institutoprisma.org] durante el año 2012 el precio en punto de entrega para el crudo reducido fue de 30,35 $US/BBL; este hecho trae pérdidas económicas al país cuando se los compara con el precio del barril de diesel que se puede obtener de este crudo. Asimismo, el precio de las gasolinas blancas fue de 31,29 $US/BBL, que comparado con el precio de etileno y propileno – productos que se pueden obtener de la conversión de la nafta LSR – produce también pérdidas para Bolivia. Como alternativa y mayor beneficio para Bolivia, el autor de este artículo junto a jóvenes ingeniero ha realizado los estudios de pre-factibilidad respectivos para construir plantas petroquímicas en base a cada uno de los componentes del recon: crudo reducido y naftas LSR para producir productos de valor agregado para la industria nacional a buenos precios de comercialización. 2.- Producción de Diesel Oíl a partir del Crudo Reducido. La crónica escasez de diesel en Bolivia ha sido siempre un problema insoluble a través de los años, no importa quién gobierne el país, debido a que el petróleo crudo boliviano es muy liviano con apenas 60º. API y no permite producir la suficiente cantidad de diesel en las refinerías bolivianas para satisfacer el consumo nacional y el gobierno nacional gasta cientos de millones de dólares por la importación de este carburante y lo vende a precios subvencionados, hecho que afecta grandemente a la economía boliviana. Frente a este panorama, el año 2007 los técnicos de la Gerencia de Industrialización (GNI) Se elaboró el “Estudio de Pre-Factibilidad para una Planta de Hydrocracking para Producción de Diesel Oil a Partir de Crudo Reducido”. Los autores del estudio fueron: Ing. Janeth Vidal, Dr. Ing. Saúl J. Escalera e Ing. MSc. Eduardo Mejía. El objetivo primario del estudio fue realizar la pre factibilidad técnico–económica de la implementación de una planta de conversión del crudo reducido para producir 4.000 barriles por día (BPD) de diesel oil en CBBA a partir del crudo reducido de las refinerías del país para consumo nacional. La tecnología escogida fue Hydrocracking de la UOP de Estados Unidos que tiene 94% de rendimiento. El hydrocracking, es un proceso de hidrotratamiento a alta severidad en el cual un hidrocarburo reacciona con hidrógeno en presencia de un catalizador bifuncional para producir la ruptura de moléculas pesadas e hidrogenación y así convertirlos parcial o totalmente en diesel oil. En base a la producción de crudo reducido de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell el año 2006, se obtuvo la siguiente alimentación disponible para la planta: EXCED.LUB 961 Bbl/día con 25 º API y 26% del volumen total; CRUDO SANTA CRUZ 1.409 Bbl/día, con 27 º API y 38% del volumen total; CRUDO RED CBBA 303 Bbl/día, con 27 º API y 8% del volumen total, CRUDO RED.P.TOPPING CBBA 1.000 Bbl/día con 27º API y 27 del volumen total; haciendo un gran total de 3.673 Bbl/día alimentando a la planta de hydrocaracking. Para la construcción de la planta se seleccionó la zona aledaña al “flare” (antorcha) de la refinería Gualberto Villarroel, que es un terreno con una extensión superficial de 19.847 m2. El proyecto requiere de una inversión de 53 millones de dólares para producir 4 000 BPD de diesel; los indicadores económicos del estudio son: VAN 50 millones de dólares y un TIR de 29 % ambos para en un horizonte de 10 años. El análisis económico del estudio mostró que la relación Beneficio/Costo era de 1,5 para 4.000 BPD y que el tiempo de recuperación de la inversión era de 3 años; estos datos demuestran que el proyecto era económicamente viable y muy recomendable para su implementación. El estudio fue terminado en Diciembre del año 2007 y en Marzo del 2008 se envió la documentación completa a la Presidencia de YPFB en La Paz, pero los ejecutivos de la empresa nunca lo aprobaron y el proyecto sigue archivado en los anaqueles de las oficinas centrales de YPFB en La Paz. Es importante mencionar que, debido a que el proceso Hydrocracking a ser aplicado en el proyecto es una tecnología innovadora en Bolivia, el estudio realizado por la GNI ganó el segundo premio en el Concurso Nacional de Innovación Tecnológica auspiciado por el Vice–Ministerio de Ciencia y Tecnología de Bolivia en Junio del año 2008. 3.- Producción de Olefinas a partir de Naftas LSR del Recon La nafta ligera LSR es un producto de la destilación atmosférica con punto final de destilación (ASTM D-86) menor o igual a 330 ºF, cuyo ROM es igual a 69; para que pueda ser comercializada y utilizada como combustible debería tener un octanaje (ROM = 85). Debido a que Bolivia produce un crudo liviano de aproximadamente 60º API, el porcentaje de naftas ligeras que se obtiene de las dos principales refinerías del país se ha incrementado en los últimos años, llegando a obtener un 21,3 % de LSR en la Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba y un 23,4% en la refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz. Convirtiendo la nafta LSR en olefinas – materia prima para producir polímeros, llamados también plásticos – se puede generar mayor valor agregado a la nafta, y con el objetivo de hacer realidad este concepto, se elaboró el “Estudio de Pre factibilidad Técnico-Financiero para la Implementación de una Planta de Olefinas Ligeras Utilizando el Proceso Advanced Catalytic Olefins (ACO) de la KBR a Partir de Nafta LSR en la Refinería de CBBA”. Los autores son el Ing. Juan Pablo Vargas y el Dr. Ing. Saúl J. Escalera y fue completado en Diciembre, 2012. El craqueo catalítico avanzado ACO es una tecnología de última generación desarrollada por la empresa Kellogg Brown & Root LLC de USA que gentilmente fue proporcionada al Dr. Escalera para su aplicación en Bolivia. El proceso opera en las siguientes condiciones: T=650 ºC y P=50 psi, con catalizador MZS-5 de base zeolítica patentada por la KBR que garantiza un mayor rendimiento de etileno y propileno con una relación de 1/1 [petrochemicals.kbr, Septiembre, 2012]. La tecnología ACO permite una alimentación de nafta LSR, MSR y nafta con olefinas mayores a C4 y permite asegurar el tratamiento de todos los residuos y emisiones generadas por las refinerías bolivianas. La planta fue diseñada para una capacidad de tratamiento de 10.000 BBL/día de Nafta LSR para obtener los siguientes productos: (a) Etileno 109.900 TM/año grado polímero con rendimiento del 32%; (b) Propileno 158.198 TM/año grado polímero con rendimiento de 29%; (c) Gasolina 1.184 BBL/día de alto octanaje con rendimiento de 20%; y (d) Fuel Gas 11,17 MM ccf/día, con rendimiento de 19%. Todos estos productos son muy requeridos por la industria nacional. Según el estudio, la mejor ubicación para la planta de olefinas y las tres unidades de polimerización son terrenos de extensión superficial de 20.000 m2 en la comunidad de Chullpas al sud de la ciudad de Cliza, ubicada a 37 km al sur de la ciudad de Cochabamba y por donde pasan los oleoductos OSSA I y OSSAII que transportan el crudo reducido y nafta LSR hacia Arica, por lo tanto la disponibilidad de la materia prima está garantizada. La planta de olefinas requiere de una inversión de 228 millones de dólares para procesar 10.000 BPD de nafta LSR, y los costos de operación son de 185 millones de dólares por año, de los cuales el 80% corresponde al costo de la materia prima, el 5 % a personal operativo del proceso, el 5% corresponde a costos por servicios y el 10% son costos de depreciación de activo fijo, seguro, mantenimiento y gastos generales. Los indicadores económicos que muestra el estudio son: VAN: 2.717 MM $US; TIR: 13,6 % con un tiempo de recuperación de la inversión de 2 años. Estos datos demuestran la alta rentabilidad económica del proyecto. El estudio demostró que el año 2011 la demanda de etileno y propileno en Bolivia tuvo una tasa de crecimiento de 4,7% y 4,8% respectivamente, con una importación total de 57.674 TM de polímeros donde el polietileno representó el 65 % de importación, demostrando su importancia en el mercado nacional. Luego, la planta de olefinas propuesta cubrirá todo el mercado nacional con polietileno y polipropileno de alta calidad y a precios bajos; esto permitirá que las industrias bolivianas puedan adquirir materiales plásticos a precios menores que los importados, permitiendo su crecimiento y el desarrollo de nuevas empresas en el ámbito petroquímico. 4.- Conclusiones. En base a las consideraciones hechas en el presente artículo, nos preguntamos: ¿Por qué Bolivia tiene que sufrir de la escasez de diesel e importar grandes cantidades de polietileno, si los estudios de pre–factibilidad están ya elaborados para convertir el crudo reducido en diesel y olefinas con bastantes ventajas económicas? El volumen producido de 4.000 BPD de diesel utilizando el proceso Hydrocracking producirá un ahorro al Estado Boliviano de más de 100 millones de dólares americanos anuales, además producirá cerca de 50 millones de metros cúbicos de agua por año como subproducto, que podrán ser utilizados para irrigación. Lo mismo ocurrirá con los materiales polímeros que Bolivia importa, especialmente polietileno que el año 2012 representó el 65 % de las resinas importadas. Además, los estudios descritos han demostrado que ambos proyectos son altamente rentables y generarán muchos empleos para los bolivianos. En efecto, se estima que durante la etapa de construcción de la planta de olefinas se generaran 2.000 fuentes de empleo directos e indirectos y durante la fase de operación se generaran 97 empleos, de los cuales 74 serán trabajadores de campo y 23 trabajadores administrativos. Esto será altamente favorable para el desarrollo económico de Cochabamba y Bolivia. En conclusión, YPFB debe considerar seriamente la ejecución de los proyectos descritos en el presente artículo para aprovechar las ventajas que ofrece el recon – que por ahora es exportado a precios bajos beneficiando a pocos – para construir plantas petroquímicas que elaboren productos de mayor valor agregado como diesel oil y polímeros que tanta falta le hacen a Bolivia. Los autores de los estudios estamos dispuestos a dar toda la información requerida por YPFB para su implementación. ¡Ojala nos escuchen! ---------- El Dr. Escalera es PhD. estudió Ingeniería Química de USA. Fue Ingeniero Senior de la Ashland Oil Co. y de la Sherex Chemical Co. ambas de USA. Del 2006 al 2009 fue Gerente de Industrialización de YPFB. Actualmente, es profesor emérito de la UMSS y consultor en Procesos Industriales con sede
Posted on: Thu, 27 Jun 2013 19:35:50 +0000
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