Refinación del petróleo (página 2)

• Sinopsis Histórica de la
  Refinación en Venezuela.

1882 :• La empresa
venezolana Petrolia del Táchira construyó en La
Alquitrana, cerca de Rubio, estado
Táchira, un alambique de 15 barriles/día (b/d) de
capacidad para destilar petróleo producido de sus pozos.

1900:• La Val de Travers Asphalt Company
construyó una pequeña planta para tratamiento de
asfalto en el área de Pedernales, Delta
Amacuro.

• La Uvalde Asphalt Paving Co. construyó una
pequeña planta para tratamiento de asfalto en Carrasquero,
estado Zulia.

1910:• La New York & Bermúdez
Company construyó en Guanoco, estado Sucre, una
pequeña planta para tratamiento de asfalto.

1917:• La Caribbean Petroleum Company
construyó en San Lorenzo, estado Zulia, una
refinería de 2.000 b/d de capacidad. Subsiguientes
expansiones aumentaron su capacidad: 1926, 10.000 b/d; 1938,
38.000 barriles diarios.

1925:• La Lago Petroleum construyó en
el área La Rosa/La Salina (Cabimas), estado Zulia, una
refinería de 1.700 b/d de capacidad. Posteriores
ampliaciones aumentaron su capacidad: 1938, 10.000 b/d; 1941,
20.000 b/d.

1929:• La West India Oil
Company construyó en La Arriaga (Maracaibo), estado Zulia,
una pequeña refinería de 2.500 b/d de
capacidad.

• La Venezuelan Gulf Oil Company construyó
en Cabimas, estado Zulia, una planta de 1.800 b/d de
capacidad.

1929/31:• La Colon Development Company
construyó en las áreas de Casigua, El Calvario y La
Rivera, estado Zulia, tres pequeñas refinerías cuya
capacidad combinada fue de 700 b/d.

1938:• La Standard Oil Company of Venezuela
construyó en Caripito, estado Monagas, una
refinería cuya capacidad inicial fue de 26.000 b/d.
Expansiones: 1957: 60.000 b/d; 1961: 70.000 b/d.

1939:• La Mene Grande Oil Company
construyó en Oficina, estado
Anzóategui, una pequeña refinería de 900 b/d
de capacidad.

• La Socony-Vacuum Oil Company construyó en
Guario, estado Anzóategui, una pequeña
refinería de 100 b/d de capacidad.

1947:• La Texas Petroleum Company
inició operaciones de su
refinería en Tucupita, Delta Amacuro, de 10.000 b/d de
capacidad.

1949:• La Royal Dutch Shell inició en
el estado
Falcón las operaciones de la Refinería
Cardón con capacidad  para procesar 30.000
b/d

1950:• La Venezuelan Gulf Refining Co.
arrancó su refinería con capacidad inicial de
30.000 b/d ubicada en Puerto La Cruz, estado Anzoátegui.
Subsecuentes ampliaciones aumentaron su capacidad. 1974: 159.000
b/d.

• La Sinclair Oil and Refining Company
inauguró su refinería de capacidad inicial de
30.000 b/d, ubicada en El Chaure, estado Anzoátegui.
Ampliaciones posteriores aumentaron su capacidad. 1974: 40.000
b/d.

• Creole Petroleum  Corporation
inauguró en el estado Falcón, la Refinería
de Amuay, con una  capacidad inicial de procesamiento 
de 60.000 b/d.

1952:• La Phillips Petroleum Company
construyó e inició operaciones de su
refinería de 2.100 b/d de capacidad para producir parafina
en su campo San Roque, estado Anzoátegui. Ampliada luego a
4.500 b/d y a 5.300 b/d.

1956:• La Richmond (luego Chevron) puso en
funcionamiento la Refinería Bajo Grande, en el estado
Zulia, con una capacidad de 15.000b/d. Posteriormente  fue
ampliada para procesar 57.000b/d para luego ser cerrada
parcialmente en mayo de 1987,  siendo operada en ese momento
por Maraven. Actualmente procesa 16 MBD.

1958:• Comenzó operaciones la
refinería del Instituto Venezolano de Petroquímica, con capacidad de 2.500 b/d,
ubicada en Morón, estado Carabobo. La refinería fue
luego traspasada (1964) a Corporación Venezolana de
Petróleo
(CVP) y ampliada a 25.000 b/d.

1960:• La Mobil Oil Company construyó
su refinería en El Palito, estado Carabobo, con una
capacidad inicial de 55.000 b/d, que luego amplió a 80.000
b/d y más tarde a 106.000 b/d.

• Por primera vez, el volumen anual de
crudos procesados por las refinerías venezolanas
llegó a 859.195 b/d (136.612 m3/d).

1965:• El volumen de crudos procesados por
las refinerías venezolanas llegó durante el
año a 1.033.859 b/d (164.384 m3/d).

1967:• La Sinclair Oil Co. arrancó en
su campo Sinco, estado Barinas, una pequeña
refinería de 5.000 b/d de capacidad (800 m3/d).

• CVP logró acuerdos con la Creole Petroleum
Corporation, la Shell, la Mene Grande, la Texas, la Mobil y la
Phillips, para abastecer de gasolinas a las estaciones de la
CVP.

1968:• Es inaugurada la expansión de
la refinería de la CVP (18.500 b/d, 2.950 m3/d), en
Morón, estado Carabobo

• La CVP y el Instituto Venezolano de
Petroquímica (IVP) solicitaron ofertas para la construcción de una refinería de
157.000 b/d (25.000 m3/d) en el Zulia. En la
compañía mixta las dos empresas
controlarían, por lo menos, 51 % del capital. CVP
abastecería la refinería con crudos pesados y
dispondría de la mitad de las gasolinas
producidas.

1970:• La Creole vendió a El Salvador
el primer cargamento de azufre elemental procedente de la
Refinería de Amuay, estado Falcón.

1974:• La CVP y la Shell firmaron un
contrato sobre
investigación de los crudos pesados
venezolanos.

1975:• El 31 de Diciembre, quedan
extinguidas totalmente las concesiones petroleras vigentes en el
país.

1976:• EL 1 de Enero se pone en vigencia la
Ley que
reserva al Estado la Industria y
Comercio de
los hidrocarburos.

1977:• PDVSA formuló programas para el
cambio de
patrón de refinación de sus operadoras

1983:• Se inició la
construcción de la expansión de la planta de
Lubricantes en la Refinería de Amuay, estado
Falcón, de Lagoven. Costo estimado
del proyecto: Bs. 170
millones. Esta planta incrementará en 700 b/d la producción de bases lubricantes.

• Se concluyó satisfactoriamente el acuerdo
firmado con la Veba Oel A.G. de Alemania
Federal cuyo objetivo es la
diversificación de mercados,
profundización de las exportaciones y
comercialización de los crudos
pesados/extrapesados venezolanos.

1984:• El 24 de noviembre culminó en
Valencia, estado Carabobo, el Primer Seminario sobre
Refinación, auspiciado por PDVSA y sus empresas
filiales.

• El 13 de diciembre ocurrió un extenso y
voraz incendio en un complejo de la Refinería de Amuay, de
Lagoven, quedando restablecidas en 1985 la producción y
exportación de gasolina sin plomo y
destilados y combustible residual de bajo azufre.

1985:• PDVSA tomó en arrendamiento
por cinco años la refinería de Curazao, manejada
por la nueva filial Isla.

1986:• El Ejecutivo Nacional autorizó
a Petróleos de Venezuela la adquisición del 50 % de
las acciones de
Nynas Petroleum, de Suecia, y también a aumentar su
participación en las refinerías de la Ruhr Oel, de
Alemania Occidental.

• Petróleos de Venezuela firmó
carta de
intención con la Union Pacific Corporation, empresa
estadounidense, para comprarle la mitad de la Champlin Petroleum,
de Tulsa, Oklahoma.

• Intevep recibió en Estados Unidos la
primera patente del proceso para
la conversión y mejoramiento de crudos pesados con alto
contenido de metales y
asfaltenos.

• El Grupo
Químico, de las empresas Grupo Mendoza, comenzó a
operar una planta de lubricantes químicos.

• Petróleos de Venezuela convino con la
firma sueca Axel Johnson, la compra del 50 % de la Nynas
Petroleum.

• El Ejecutivo Nacional autorizó a
Petróleos de Venezuela a comprar 50 % de la Citgo, de
Tulsa, Oklahoma, importante refinadora y distribuidora de
productos en
los Estados Unidos.

• En 1986 Venezuela contó con siete
refinerías en el país y ocho en el extranjero con
una capacidad total instalada de refinación de 2 millones
b/d. Durante el año, las refinerías del país
procesaron 877.000 b/d de crudo, equivalente a 72 % de la
capacidad instalada. La participación en la capacidad
instalada en las refinerías del exterior fue de 388,9
miles de b/d, equivalente a 43,2 % del total.

1989:• Petróleos de Venezuela,
dueña de la mitad de las acciones de la Champlin,
compañía refinera ubicada en Corpus Christi, Texas,
adquirió la otra mitad de las acciones.

1990:• La Refinería de Amuay, de
Lagoven, celebró cuarenta años de operaciones
ininterrumpidas.

• Petróleos de Venezuela adquirió la
totalidad de las acciones de la Citgo.

• Citgo adquirió la mitad de las acciones de
la empresa estadounidense Seaview, dueña de una
refinería en Paulsboro, New Jersey.

1991:• Se completa el proyecto de Interacción Amuay- Cardón,
permitiendo el intercambio de productos entre ambas refinerias a
través de tres poliductos.

• Citgo adquirió toda la Champlin. Fortalece
así su posición en el mercado de
productos en el suroeste de los Estados Unidos.

• Citgo adquirió la totalidad de las
acciones de Seaview y constituyó la nueva empresa Citgo
Asphalt and Refining Company (CARCO).

• La empresa sueca Nynas Petroleum, en la que
Petróleos de Venezuela es dueña del 50 % de las
acciones, adquirió de la TARMAC el negocio de manufactura y
distribución de asfalto de refinería
en el Reino Unido y Suecia.

• Petróleos de Venezuela concretó
acuerdos con la firma alemana Veba Oel A.G. para la
adquisición parcial de la refinería de Schwedt y
mayor participación en la refinería de Neustadt,
ambas en Alemania.

1992:• La ejecución global de todas
las obras del proyecto de Adecuación de la
Refinería Cardón (PARC), de Maraven, llegó a
78 % del total ese año y los desembolsos sumaron Bs.
159.500 millones.

• La capacidad instalada de refinación de
Petróleos de Venezuela en Estados Unidos, a través
de Citgo y sus filiales de propiedad
total, llegó este año a 564.000 b/d, y 76.500 b/d
(50 %) en la empresa Chicago/The Uno-Ven Co. Además, en
Europa, PDVSA
tiene capacidad porcentual instalada en nueve refinerías
que suman 236.375 b/d y la Refinería Isla S.A. (Curazao),
arrendada, con capacidad de 310.000 b/d. Total general en el
extranjero: 1.186.875 b/d. Volumen de crudo procesado en el
país: 940.000 b/d.

• En Europa, Nynas adquirió la empresa
Briggs Oil, en Gran Bretaña, con instalaciones que
incluyen dos refinerías: la de Dundee, en Escocia, como
propiedad plena, y la de Eastham, cerca de Liverpool, Inglaterra, en un
50 %. Estas adquisiciones afianzan a Nynas en el mercado de
asfalto y lubricantes en ese continente.

1993:• Citgo y Lyondell Petrochemical
Company constituyeron en Estados Unidos la nueva empresa
refinadora Lyondell-Citgo Refining Company Ltd., que
mejorará y ampliará su actual refinería en
Houston, Texas, con capacidad de 130.000 b/d de 22 °API para
procesar 200.000 b/d de crudo de 17 °API. Citgo
comercializará todos los productos de esta
refinería. Citgo posee una gran flexibilidad operacional a
través de sus refinerías de
conversiónprofunda que le han permitido responder a los
retos de la política ambiental y
la racionalización de las actividades de refinación
en los Estados Unidos.

• La prestigiosa revista
Fortune menciona a Petróleos de Venezuela en el puesto 54
entre las empresas que más venden en el mundo.

• Citgo, a través de la refinería que
tiene en Savannah, Georgia, con capacidad de 28.000 b/d, se
convirtió en la compañía líder
de asfalto terminado en la costa oriental de los Estados Unidos,
al atender 41% del mercado.

1994:• Petróleos de Venezuela
firmó un nuevo contrato de arrendamiento por veinte
años para operar la Refinería Isla
(Curazao).

1995: • En la refinería de Puerto la
Cruz, se crea la Gerencia de
Seguridad de los
Procesos
(STP), para lograr identificación, entendimiento y
control
oportuno de los riesgos en los
procesos y evitar la ocurrencia e accidentes.

1996:• Maraven inauguró el jueves 14
de marzo las plantas e
instalaciones conexas de su proyecto PARC (Proyecto de
Adecuación de la Refinería
Cardón).

1997:• Se fusionaron las Refinerías
de Amuay y Cardón, incluyendo a Bajo Grande, para dar paso
a lo que conoce como el  centro de refinación
más grande del mundo, el Centro de Refinación
Paraguaná con un  71 % de la capacidad de
refinación del país.

2000: • La capacidad instalada de
procesamiento de crudo en Puerto la Cruz es de 200 mil barriles
diarios.

2002:• Diciembre: PDVSA activa plan de
contingencia ante paro
cívico
nacional.

• Tripulación paraliza actividad del
buque Pilín León. Anclaje indefinido de la nave en
el Lago de Maracaibo.

2003:• El 2 de enero con el
respaldo de los trabajadores de PDVSA y de la Fuerza Armada,
se reinicia el funcionamiento paulatino de las refinerías
e industrias del
país, cerradas por el paro. El proceso de normalización culminó varias semanas
después.

• Para el 23 de Enero, se contabilizan 7 incendios en
instalaciones, 7 eventos
relacionados con la operación de tanqueros y 6 accidentes
automovilísticos, principalmente relacionados con el
transporte de
productos de hidrocarburos en unidades cisternas.

2004:• La refinería El Palito empieza
a exportar diesel a mercados internacionales.

2005:• Fallas Frecuentes: El Palito en la
unidad de craqueo catalítico y Puerto La Cruz en planta de
reformación catalítica. En Amuay, por falla
eléctrica.

2006:• Apagón ocurrido el viernes
14/04/2006 que causó la paralización de operaciones
en la Refinería Cardón del Complejo Refinador
Paraguaná, lo cual activó las medidas de seguridad
correspondientes dentro del Complejo Refinador de
Pataguaná. Al iniciar el levantamiento de la
refinería el domingo 16/04 ocurre una explosión en
uno de los hornos lo cual genera el cierre del reformador
catalítico que se encarga de convertir nafta en
componentes de gasolina de alto octanaje con una
producción de 54.000 barriles por día
(b/d).

Amuay y Cardón han sufrido este año una
serie de problemas,
incluyendo la explosión en marzo de una planta de hidrógeno en Amuay que provocó
la muerte de
dos trabajadores.

• Las Trasnacionales y la
  Refinación.

En el contexto de los años 70 del pasado siglo XX
se producen una serie de hechos geopolíticos de gran
trascendencia internacional como por ejemplo, la crisis
energética y el fortalecimiento de la en la defensa del negocio petrolero
frente al cartel de las compañías. Ello viene a
favorecer una nueva orientación en la política
petrolera nacional, expresada en la reforma del Impuesto Sobre la
Renta a los fines de aumentar el impuesto sobre
los ingresos netos
petroleros, la fijación estatal de los precios de
exportación del petróleo venezolano, la Ley de
Reversión Petrolera (1971), la Ley que Reserva al Estado
la Industria del Gas Natural
(1971) y la Ley del Mercado Interno de los Hidrocarburos (1973).
De esta manera, surgió la esperanza de abrir caminos en la
búsqueda de una nacionalización que realmente fuera
para el pueblo venezolano, que creara y afianzara la
autonomía de decisión.

Paradójicamente, el Ejecutivo Nacional en la
figura del Presidente Carlos Andrés Pérez
formuló e introdujo una modificación sustancial al
proyecto original de la Ley Orgánica que reserva al Estado
la Industria y Comercio de los Hidrocarburos, que
desvirtuó la esencia, propósito y razón de
ser de una auténtica nacionalización, incluyendo
que "En casos especiales y cuando así convenga al interés
público, el Ejecutivo Nacional o los referidos entes
podrán, en el ejercicio de cualquiera de las
señaladas actividades, celebrar convenios de
asociación con entes privados, con una
participación tal que garantice el control por parte del
Estado y con una duración determinada."

Además, contra lo previsto, el Estado venezolano
pasó a indemnizar a las concesionarias por más de
cuatro mil trescientos millones de bolívares (Bs.
4.300.000.000), cantidad que superaba los beneficios que ellas
pudieran haber alcanzado de continuar operando hasta 1983, fecha
prevista para la reversión en las respectivas leyes
anteriores.

Al momento de la nacionalización, los
concesionarios quedaban obligados a mantener y conservar los
bienes que
estaban sujetos a reversión en perfectas condiciones de
funcionamiento y pasarían a ser patrimonio
nacional, libres de gravámenes y cargas, sin pago de
indemnización, de manera tal que se preservase la
continuidad operativa y no se causaran trastornos al desarrollo de
las actividades petroleras ni a la vulnerable economía del
país, pero a pesar de esto se detectaron infracciones
relacionadas con el desmantelamiento de instalaciones
petroleras.

El 2 de enero de 1976 cada compañía
trasnacional matriz de cada
antigua concesionaria privada fue convertida en una filial, con
sus respectivos contratos de
asistencia técnica y comercialización. Así
la Creole pasó a llamarse Lagoven; la Shell, Maraven; la
Mobil, Llanoven y otras diez filiales, todas ellas con nombres
terminados en "ven". Esta irracional estructura fue
defendida argumentando que la nacionalización
debería producir la menor alteración en la
actividad operativa diaria. La alta gerencia de esas
compañías transnacionales pasó a constituir
los equipos gerenciales de estas "nuevas" filiales y los equipos
técnicos y profesionales se mantuvieron
prácticamente inalterados, todo ello bajo el pretexto de
que el Estado venezolano desconocía los procesos de
comercialización internacional del petróleo y no
contaba con la tecnología apropiada
para garantizar que la industria siguiera operando con la misma
eficiencia.

Así, la actividad petrolera en el país
quedó bajo la responsabilidad de Petróleos de Venezuela
S.A. (PDVSA), como casa matriz, y sus 14 filiales, pero en
realidad quedó en manos de los mismos que habían
dominado el negocio petrolero antes de esta
"nacionalización". En 1977 se produjo la primera
reorganización, reduciendo las filiales operativas de 14 a
7 al absorber las más grandes a las pequeñas.
Más tarde ese mismo año se redujeron las filiales a
cinco (5). En 1978, a cuatro (4) y en 1986, a tres (3): Lagoven,
Maraven y Corpoven. En julio de 1997 se aprobó una nueva
reestructuración que eliminó esas filiales y
creó tres grandes empresas funcionales de negocios que
integraran la corporación PDVSA Petróleo y Gas: PDVSA
Exploración y Producción; PDVSA Manufactura y
Mercadeo y
PDVSA Servicios,
responsables de ejecutar la actividad operativa.

En orden de jerarquía, el Ministerio de
Energía y Minas ocupaba el más alto nivel y bajo su
responsabilidad quedaba definir el lineamiento principal para el
sector petrolero. Le seguía en jerarquía PDVSA, la
cual supervisa y controla a las operadoras. Finalmente, las
filiales se encargan de ejecutar los planes y programas
operativos de la industria. Esta estructura, sin embargo,
será desconocida por PDVSA, la cual llega a convertirse en
el centro principal, y casi exclusivo, del diseño
de políticas
nacionales en materia
petrolera.

Para poder hacer
frente a este "desconocimiento técnico y atraso
tecnológico", en 1977, PDVSA formula programas para el
cambio de patrón de refinación de sus operadoras de
El Palito, de Corpoven; Amuay, de Lagoven; y Cardón, de
Maraven.

En 1981, a fin de año, concluyó el
proyecto de Cambio de Patrón de Refinación en la
Refinería El Palito, de Corpoven, estado Carabobo, a un
costo de $US 433 millones.

En 1983, concluye el proyecto en la Refinería de
Amuay, representando una inversión de Bs. 8.268 millones.

Al vencimiento de los convenios de asistencia
tecnológica el 31 de diciembre de 1979, PDVSA y sus
filiales lograron, términos más razonables y
adecuados. Los patrones de rendimiento de las refinerías
de El Palito y Amuay se cambiaron para permitir el procesamiento
de mayor proporción de petróleos crudos pesados,
disminuir el volumen de los productos residuales y obtener
más gasolinas y destilados livianos.

II.-
ASPECTOS TÉCNICOS.

• Estructura física de una
  Refinería.

• Proceso de Refinamiento.

Cada proceso tiene sus características y equipos
para producir determinado número de productos. La
refinería puede contar con un seleccionado número
de procesos para satisfacer la variedad de productos requeridos
por la clientela. De cada planta salen productos terminados o
productos semielaborados que para impartirles sus
características y calidad finales
son procesados en otras plantas.

1- Destilación Atmosférica y
Destilación al Vacío.

Los procesos de destilación atmosférica y
destilación al vacío son clásicos en la
refinación. La diferencia entre el proceso
atmosférico y el de al vacío es que este
último permite obtener más altas temperaturas a muy
bajas presiones y lograr la refinación de fracciones
más pesadas. La carga que entra a la torre de
destilación atmosférica se somete previamente a
temperatura de
unos 350 °C en un horno especial. El calentamiento del crudo,
como se observó en el análisis hecho por el profesor
Silliman, permite que, por orden del punto de ebullición
de cada fracción o producto, se
desprendan de las cargas, y a medida que se condensan en la torre
salen de ésta por tuberías laterales apropiadamente
dispuestas desde el tope hasta el fondo. La torre lleva en su
interior bandejas circulares que tienen bonetes que facilitan la
condensación y recolección de las fracciones.
Además, al salir los productos de la torre pasan por otras
torres o recipientes auxiliares para continuar los
procesos.

Instalación para
destilación atmosférica.

Cuando la temperatura de ebullición de ciertos
hidrocarburos es superior a 375 °C se recurre a la
destilación al vacío o a una combinación de
vacío y vapor. La carga con que se alimenta el proceso al
vacío proviene del fondo de la torre de destilación
atmosférica.

Flujograma de destilación al
vacío.

2-
Desasfaltación

A medida que se obtienen los productos por los
diferentes procesos, muchos de ellos requieren tratamiento
adicional para removerles impurezas o para aprovechar ciertos
hidrocarburos. Para estos casos se emplean solventes. Muchos de
estos tipos de procesos están protegidos por el registro
comercial de marca o patente
de invención. La desasfaltación con propano se
utiliza para extraer aceites pesados del asfalto para utilizarlos
como lubricantes o como carga a otros procesos. Este proceso se
lleva a cabo en una torre de extracción
líquido-líquido

Flujograma de desasfaltación con
propano.

3- Refinación con
Disolvente

Los productos que salen de la torre de vacío
(destilados, lubricantes livianos, medios y
pesados) y de la torre desasfaltadota (residuo desasfaltado)
pueden ser tratados con
disolvente.

Flujograma de refinación con
disolvente.

4- Desceración o
Desparafinación con Disolvente

Desde los tiempos de extracción rudimentaria del
aceite y/o
grasa de las lutitas bituminosas se han empleado métodos
diferentes para descerar o desparafinar los destilados del
petróleo. Muchos de estos métodos son
mecánicos: exprimidoras (prensa);
exudación (con vapor); asentamiento por enfriamiento, o
centrífugación. Los más modernos utilizan
disolventes que mezclados con los destilados de petróleo y
posteriormente sometidos a enfriamiento permiten la
cristalización de la cera y su separación por
filtración.

Flujograma del proceso de
desceración o desparafinación con
disolvente.

5- Exudación de
Parafina

En la secuencia de procesos que se viene explicando,
aquellos residuos blando, medio y parafina cruda dura que salen
del filtro rotatorio de desceración, se pueden purificar
más utilizando una planta de exudación. Los
productos que salen de esta planta (aceite exudado, exudaciones
blanda, media y parafina exudada dura) son tratados más
adelante con ácido y arcilla y pasados por filtros y
exprimidoras (prensa).

Flujograma de la planta de
exudación.

6- Proceso Térmico Continuo (
Thremofor ) con utilización de Arcilla

Varios procesos de crepitación catalítica
(descomposición térmica molecular) tienen uso en
los grandes complejos refineros. De igual manera, los procesos
para desulfuración de gasolinas. Casi todos estos procesos
tienen sus características propias y aspectos
específicos de funcionamiento. El proceso que muestra la figura
a continuación tiene por objeto producir lubricantes de
ciertas características y es alimentado por los productos
semielaborados que salen de las plantas de procesos con
disolventes (refinación y
desparafinación).

Proceso térmico continuo
("Thermofor") con utilización de arcilla

7- Tratamiento con
ácido-arcilla

A medida que ha progresado la ciencia y
la tecnología de la refinación, ha cobrado
importancia el uso de substancias químicas (ácidos)
para contribuir al tratamiento de los crudos y derivados. Entre
los ácidos son varios los que se utilizan en los procesos:
ácido sulfúrico, ácido clorhídrico,
ácido fluorhídrico, ácido fosfórico.
La utilización de ácidos trae el aspecto de
corrosión de los equipos y para que
éstos sean más durables y funcionen mejor hay que
recurrir al uso de metales y aleaciones
apropiadas para su fabricación, y durante las operaciones
la implantación de un programa muy
estricto de mantenimiento.
En el tratamiento ácido-arcilla, el ácido
sulfúrico actúa como un removedor de material
asfáltico y resinoso, y la arcilla sirve para absorber
esos materiales. La
purificación y tratamiento final de la carga se
efectúa en un agitador que contiene más arcilla y
cal, y en el exprimidor, tipo prensa. La carga que alimenta a
esta etapa de la refinación proviene de las plantas de
destilación al vacío, desparafinación con
disolvente y de exudación de parafinas.

Proceso de tratamiento con
ácido-arcilla.

8- Oxidación de
asfalto

Las emanaciones o rezumaderos petrolíferos
(menes) fueron los primeros productores de asfalto, un asfalto
burdo. Por contacto prolongado con la atmósfera, el
petróleo emanado se oxidaba y la gente lo utilizaba
para calafatear embarcaciones, para ciertas aplicaciones en la
construcción de viviendas, para impermeabilizar objetos y
embalsamar cadáveres y hasta como substancia
medicinal.

Hoy continúan los asfaltos teniendo aplicaciones
muy útiles, gracias a la refinación, que los
elabora de acuerdo a especificaciones determinadas para ser
utilizados en las industrias de la construcción, vialidad,
revestimientos, pinturas y plicaciones misceláneas en
muchas otras industrias menores. En este ejemplo, la carga para
producción de asfaltos en la refinería puede
obtenerse de la planta de alto vacío (residuos pesados) o
de la planta de destilación atmosférica (crudo
reducido) que prepara la carga para la planta de
descomposición catalítica en lecho
fluido.

Oxidación de asfalto.

9- Descomposición
térmica ( Craking – Craqueo )

La limitación de generación de altas
temperaturas durante el primer análisis de
destilación de petróleos (Silliman, 1855) no
permitió lograr la descomposición molecular. Sin
embargo, con la erección de las primeras plantas de
destilación se logró obtener temperaturas
más altas y por falla, error u omisión se
descubrió y apareció al instante (1861) que
hidrocarburos más pesados (combustóleos) y naftas
podían producir derivados más livianos
(querosén, gasolinas y otros) que eran imposible de
desprenderse a menores temperaturas. Esta observación acrecentó la
producción de querosén, que para la fecha era el
producto de más consumo. El
desarrollo y la tecnificación del proceso, así como
ramificaciones del mismo, tomaron auge en el período
1910-1921. Al proceso de descomposición o
desintegración molecular o crepitación
térmica se le bautizó "cracking",
onomatopéyicamente craqueo, craquear. Fundamentalmente, la
carga para este proceso la constituyen gasóleo pesado y/o
crudo reducido, suplidos por otras plantas de las
refinerías. Las temperaturas para la descomposición
térmica están en el rango de 200-480 °C y
presión
de hasta 20 atmósferas. La descomposición
térmica se aplica también para la obtención
de etileno, a partir de las siguientes fuentes:
etano, propano, propileno, butano, querosén o
combustóleo. Las temperaturas requeridas están en
el rango de 730-760 °C y presiones bajas de hasta 1,4
atmósferas.

Flujograma del proceso de
descomposición térmica.

10- Descomposición
térmica catalítica fluida ( Craqueo
Catalítico )

Las mejoras e innovaciones logradas en los procesos de
descomposición térmica, se obtuvieron muy
especialmente durante y después de la Segunda Guerra
Mundial (1939-1945). El proceso utiliza un catalizador,
aire comprimido y
vapor, a temperaturas (120-535 °C) y presiones (3,50-7,0
atmósferas) controladas de acuerdo a los requerimientos de
cada recipiente. Como su nombre lo indica, el elemento más
importante en este tipo de proceso es el catalizador, cuya
función
es actuar como un absorbente para depurar la carga de materia
indeseable y obtener del craqueo de gasóleos y aceites
diesel, gasolinas de alto octanaje.

El catalizador puede ser hecho de arcillas, metales o
material sintético en forma granular, de pelotas, de
pastilla, de cápsulas, etc. El diseño y
elaboración de catalizadores es una importante rama de las
operaciones de refinación catalítica.
Todavía no se ha producido el catalizador ideal. Las
características tales como tamaño de
partículas, grado o calidad del material, propiedades
absorbentes, capacidad de absorción y regeneración,
son, además del costo, importantes en la selección
de catalizadores. El catalizador puede permanecer fijo, en forma
de filtro en el recipiente o puede incluirse a través de
la carga o emplearse un polvillo que se hace mover como un fluido
utilizando un chorro de aire o hidrocarburos
vaporizados.

Flujograma del proceso de
descomposición térmica catalítica
fluida.

11- Reformación
Catalítica

El proceso de reformación catalítica
representa un gran avance en el diseño, utilización
y regeneración de los catalizadores y del proceso en
general. Los catalizadores de platino han permitido que mayores
volúmenes de carga sean procesados por kilogramos de
catalizador utilizado. Además, se ha logrado mayor
tiempo de
utilización de los catalizadores. Esta innovación ha permitido que su
aplicación sea muy extensa para tratar gasolinas y
producir aromáticos.

La reformación catalítica cubre una
variedad de aplicaciones patentadas que son importantes en la
manufactura de gasolina ("Ultraforming", "Houdriforming",
"Rexforming" y otros). La carga puede provenir del procesamiento
de crudos nafténicos y parafínicos que rinden
fracciones ricas en sustancias aromáticas. Por la
reformación catalítica se logra la
deshidrogenación y deshidroisomerización de
naftenos, y la isomerización, el hidrocraqueo y la
ciclodeshidrogenación de las parafinas, como
también la hidrogenación de olefinas y la
hidrosulfuración. El resultado es un hidrocarburo muy rico
en aromáticos y por lo tanto de alto octanaje.

Flujograma del proceso de
reformación catalítica.

12- Extracción de
Azufre

La extracción de azufre del petróleo y de
sus derivados, del gas natural y gases
producidos en la refinería representa un importante
porcentaje del azufre que se consume en el mundo. El azufre se
utiliza en procesos y preparación de compuestos para
muchas otras industrias: química,
metalúrgica, caucho
sintético, agricultura
(insecticidas, herbicidas y fungicidas), pulpa y papel,
farmacéutica y explosivos. En construcción de
vías se ha experimentado para utilizarlo como
recubrimiento de carreteras.

Flujograma para extracción de
azufre.

Azufre a granel, producto de la
desulfuración. Centro de Refinación
Paraguaná, Estado Falcón.

• Productos derivados.

Del petróleo se obtienen muchos productos, desde
gases y líquidos sumamente volátiles como la
gasolina, hasta fluidos muy espesos como el asfalto y aun
sólidos como la parafina o ceras. En líneas
generales, los derivados básicos del petróleo son:
gases, gasolina de motor, gasolina
de aviación, kerosen, gasoil, diesel, solventes, bases
lubricantes, parafina, combustible pesado (fuel oil) y
asfalto.

Además de esos productos básicos
elaborados en instalaciones propias, la industria suministra
materias primas a plantas petroquímicas y empresas
manufactureras para producir caucho sintético, fibras
sintéticas, fertilizantes, explosivos, insecticidas,
medicinas, artículos de tocador y miles de otros
productos.

Gasolina motor corriente y
extra – Para consumo en los vehículos
automotores de combustión interna, entre otros
usos.

Turbocombustible o turbosina – Gasolina para
aviones jet, también conocida como Jet-A.

Gasolina de aviación – Para uso en aviones
con motores de
combustión interna.

ACPM o Diesel – De uso común en camiones y
buses.

Queroseno – Se utiliza en estufas
domésticas y en equipos industriales. Es el que
comúnmente se llama "petróleo".

Cocinol – Especie de gasolina para consumos
domésticos. Su producción es
mínima.

Gas propano o GLP – Se utiliza como combustible
doméstico e industrial.

Bencina industrial – Se usa como materia prima
para la fabricación de disolventes alifáticos o
como combustible doméstico

Combustóleo o Fuel Oil – Es un combustible
pesado para hornos y calderas
industriales.

Disolventes alifáticos – Sirven para la
extracción de aceites, pinturas, pegantes y adhesivos;
para la producción de thinner, gas para quemadores
industriales, elaboración de tintas, formulación y
fabricación de productos agrícolas, de caucho,
ceras y betunes, y para limpieza en general.

Asfaltos – Se utilizan para la producción de
asfalto y como material sellante en la industria de la
construcción.

Bases lubricantes – Es la materia prima para la
producción de los aceites lubricantes.

Ceras parafínicas – Es la materia prima
para la producción de velas y similares, ceras para pisos,
fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.

Polietileno – Materia prima para la industria del
plástico
en general

Alquitrán aromático (Arotar) –
Materia prima para la elaboración de negro de humo que, a
su vez, se usa en la industria de llantas. También es un
diluyente

Acido nafténico – Sirve para preparar
sales metálicas tales como naftenatos de calcio, cobre, zinc,
plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas,
resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y
fungicidas

Benceno – Sirve para fabricar
ciclohexano.

Ciclohexano – Es la materia prima para producir
caprolactama y ácido adípico con destino al
nylon.

Tolueno – Se usa como disolvente en la
fabricación de pinturas, resinas, adhesivos, pegantes,
thinner y tintas, y como materia prima del benceno.

Xilenos mezclados – Se utilizan en la industria
de pinturas, de insecticidas y de thinner.

Ortoxileno – Es la materia prima para la
producción de anhídrico ftálico.

Alquilbenceno – Se usa en la industria de todo
tipo de detergentes, para elaborar plaguicidas, ácidos
sulfónicos y en la industria de curtientes.

El azufre que sale de las refinerías sirve
para la vulcanización del caucho, fabricación de
algunos tipos de acero y
preparación de ácido sulfúrico, entre otros
usos.

El gas natural sirve como combustible para usos
doméstico, industriales y para la generación de
energía termoeléctrica. En el área
industrial es la materia prima para el sector de la
petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por
ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos.
Del gas natural también se puede sacar gas propano. Esto
es posible cuando el gas natural es rico en componentes como
propanos y butanos, corrientes líquidas que se le
separan.

• Diagrama de el Proceso de
  Refinación

III.- REALIDAD DE LA REFINACIÓN EN
VENEZUELA.

Refinerías instaladas en el
país. Ubicación Geográfica. Breve Historia. Capacidad de
Producción.

• Refinería El Palito.

La Refinería El Palito está ubicada en las
costas del estado Carabobo y procesa actualmente un promedio de
140 mil barriles de crudo por día. Este complejo de PDVSA
se encarga del suministro de combustible al centro occidente del
país.

Además, entre sus clientes
internacionales directos se incluyen empresas procesadoras de
energía
eléctrica y también la costa este y oeste de
Estados Unidos y el Caribe.

El Palito entrega los productos requeridos por la
Región Central de nuestro país, a través de
un sistema de
bombas y
poliductos que cubre una extensión de más de 200
kilómetros. Los productos refinados en El Palito son
almacenados, vendidos y despachados a través de las
plantas de distribución El Palito, Yagua y Barquisimeto.
La Refinería El Palito nace en el corazón
del sector denominado "Punta Chávez", 454 años
más tarde que Benito Chávez descubriera estas aguas
profundas y tranquilas para convertirse en la franja costera
más importante para el crecimiento industrial del centro
occidente del país.

La situación geográfica,
estratégica para la demografía venezolana, fue determinante
para que representantes de la Socony Vaccum Oil, antecesora de
Mobil, decidiera levantar en 1954 el confiable proveedor de
hidrocarburos de 10 estados del país (Apure, Aragua,
Barinas, Carabobo, Cojedes, Guarico, Lara, Portuguesa, Yaracuy y
Costa Oriental de Falcón), garantizando así desde
hace 44 años energía a casi la mitad de los
venezolanos.

Fue aquí donde se realizó el primer cambio
de patrón de refinación del país, fue El
Palito el primer complejo refinador con autogestión
eléctrica e interconexión sincrónica con la
red
pública, asimismo, es la Refinería en Venezuela
donde se inició por primera vez la producción de
gasolina sin plomo y oxigenada, así como la
destilación catalítica, la planta de BTX y el
precipitador electrostático. Recientemente la Gerencia
innovó en asumir, planificar y ejecutar con personal
netamente propio una Parada de Planta.

La Refinería El Palito inicia sus operaciones el
23 de junio de 1960 con una capacidad de procesamiento de crudo
de 55 mil barriles / día (MBD), para ese entonces estaba
conformada por una Unidad de Reformación
Catalítica. Luego de cuatro décadas y media de
trabajo
constante, se han desarrollado distintos proyectos que le
han permitido ampliar su capacidad, así como introducir
nuevas
tecnologías que lo colocan dentro de los complejos
refinadores más modernos del país.

• Refinería Puerto La Cruz

La refinería Puerto La Cruz es uno de los centros
de procesamientos de crudo más importantes de PDVSA e
integra un circuito de manufactura  del petróleo
extraído en los campos de los estados Monagas y
Anzoátegui.

Geográficamente, esta planta abarca tres
áreas operacionales: Puerto La Cruz, El Chaure y San
Roque, ubicadas en el norte y centro del estado de
Anzoátegui , con una capacidad total de procesamiento de
crudos de 200 mil barriles por día, de los cuales se
obtienen 73 mil barriles de gasolina y nafta, 12 mil barriles de
kerosene-jet, 43 mil barriles de gasoil y 73 mil barriles de
residual, insumos y requeridos para la mezcla de combustibles
comercializados en los mercados interno y de
exportación.

El manejo de estos ingentes volúmenes de
producción requiere de 129 tanques de almacenamiento
con capacidad para 13,5 millones de barriles de crudo y
productos, que son despachados a otras partes del país y
al extranjero por la Terminal Marino de Guaraguao, el cual admite
en sus siete muelles un promedio de 55 buques mensuales, que
pueden transportar 20,2 millones de barriles
mensuales.

Para la distribución de combustibles al circuito
de estaciones de servicio de
los estados de Nueva esparta, Sucre, Monagas, Delta Amacuro,
Bolívar,
Guárico y Anzoátegui, la refinería
porteña cuenta con el Sistema de Suministro de Oriente
(SISOR).

• Complejo de Refinación de
  Paraguaná: Cardon – Amuay – Mene
  Grande.

Proyectos PARC – ARC

El Centro de Refinación de Paraguaná, el
centro refinador más grande del mundo es la fusión de
tres importantes refinerías: Amuay, Cardón y Bajo
Grande.

Ubicada en la Península de Paraguaná, en
el extremo nor occidental del país, tiene una capacidad de
refinación de 940 millones de barriles diarios.

En 1949 la Royal Dutch Shell inició en el estado
Falcón las operaciones de la Refinería
Cardón con capacidad  para procesar 30.000 b/d , la
cual fue aumentada progresivamente hasta llegar a 369.000b/d en
1964. Actualmente  tiene una capacidad de procesamiento de
305 MBD.

Refinería Cardón – Proyecto
PARC

La Refinería Cardón: tiene
siete unidades y una capacidad de procesamiento de 50.000
barriles de crudo por día. A lo largo de su historia la
Refinería ha sido sometida a numerosos procesos de
actualización y ampliación , hasta llevarla en 1991
a tener capacidad para manufacturar 250 tipos de productos y
contar con una infraestructura de 30 unidades de proceso en
operación, tanques para almacenar 20 millones de barriles
de productos, 4 muelles para dar servicio simultáneo a 12
barcos y una capacidad total de producción de 305 mil
barriles diarios de productos refinados.

Aún cuando, la Refinería siempre ha estado
en proceso de modernización y ampliación, la
dinámica del mercado  al principio de
los años 90  imponía exigencias que no
podía satisfacer. El tiempo pasaba y la refinería
se quedaba atrás, había que realizar un cambio
importante

Desde principios de la
década de los años 80 Maraven trató de
adecuar agresivamente la Refinería Cardón. De hecho
antes del PARC se realizaron dos intentos por modificar el
patrón de procesamiento de la Refinería. Estos
fueron el Proyecto de Cambio de Patrón de Cardón
(CPC) en 1982 y el Proyecto de Conversión de Cardón
(PCC) en 1986. Diversas razones impidieron la realización
de ambos proyectos, lo que alejaba cada día más a
la Refinería de la exigencias vigentes en el
mercado.

Finalmente, luego de tres años de estudio, en
1992 se da inicio a un proyecto que cambiaría totalmente
la faz de la Refinería de Cardón,
convirtiéndola en el complejo de refinación que
Maraven necesitaba para continuar en el negocio; este proyecto
recibe el nombre de: Proyecto de Adecuación de la
Refinería Cardón -PARC.

PARC: El nacimiento de un
proyecto

El Proyecto de Adecuación de la Refinería
Cardón – PARC -, nace impulsado por dos frentes: uno a
nivel nacional y otro a nivel internacional. En lo que respecta
al sector nacional, las razones del proyecto son el aumento de
las proporciones de crudo pesado venezolano en la dieta de
alimentación de la Refinería y la
obtención de productos de alto valor agregado
de estos crudos pesados. En el frente internacional, la fuerza
motriz es la calidad de los productos, para poder cumplir con las
normas de
protección ambiental, tanto de Estados Unidos como de
Europa

 La misión del
Proyecto es la ejecución exitosa del diseño,
construcción y arranque de las instalaciones, de una
manera segura y con un mínimo impacto sobre el ambiente, a
fin de asegurar el mejoramiento de la rentabilidad
de la empresa y su participación en el mercado mundial por
medio de: mejores procesos de conversión,
especificación mejorada de productos, reducción de
residuos de bajo grado y procesamiento de crudos mas pesados.
Para alcanzar esto, el Proyecto se gerenció y
ejecutó en el marco de diez objetivos:

 1.  Salud, seguridad y
protección ambiental
 2.  Calidad total de
acuerdo con los objetivos definidos del Proyecto
 3.  Cumplir con las leyes y regulaciones ambientales
vigentes
 4.  Minimizar la inversión de capital y
riesgos
 5.  Completar el Proyecto de acuerdo a los programas
definidos de gastos

6.  Alcanzar los objetivos de diseño
utilizando tecnologías probadas
 7.  Arrancar las nuevas unidades de acuerdo con la
programación del   
proyecto
 8.  Optimizar el uso de los recursos
venezolanos en cuanto sean    
económicamente viables
 9.  Incrementar la capacidad técnica de las
empresas venezolanas, y
 10.  Fomentar las buenas relaciones

 Uno de los primeros pasos en la definición
del alcance del proyecto fue identificar las nuevas instalaciones
que se iban a adicionar a la Refinería. Las nuevas
instalaciones alcanzaron once nuevas de plantas, que para
simplificar el proceso de ejecución, se estructuraron en
cuatro paquetes a los que se identificó con las letras A,
B, C y D. El paquete A incluía las plantas de
Cosificación Retardada, Hidrotratamiento de Nafta,
Reformación Catalítica e Isomerización. El
Paquete B constaba de las plantas de Hidrocraqueo Moderado,
Hidrotratamiento de Destilados, Producción de
Hidrógeno, Recuperación de Azufre, Tratamiento de
Aminas y Despojamiento de Agua
ácida. El Paquete C contribuiría con las plantas de
Hidrocraqueo, Destilación e Hidrotratamiento (HDH),y
finalmente el Paquete D que incluiría los servicios
industriales, sistemas offsite
e infraestructura.

 El segundo aspecto era seleccionar las empresas
que intervendrían en la ejecución, el objetivo era
que ellas realizaran la ingeniería, la procura y la
construcción de las nuevas instalaciones, por lo que
debían ser contratistas de Ingeniería, Procura y
Construcción. Desde un principio estuvo claro que Maraven
no realizaría directamente estas funciones del
proyecto, porque ese no es su negocio y porque para poder manejar
un proyecto de estas dimensiones y minimizar el surgimiento de
conflictos con
la empresa, había que mantenerlo separado de la
organización durante su desarrollo. Lombardo Paredes,
director de Maraven y uno de los iniciadores principales del
PARC, señala: "Los proyectos muy grandes tienes que
separarlos, extraerlos de la organización, de lo contrario te crean una
cantidad de conflictos con la organización."

 Los procesos de licitación para seleccionar
a las contratistas de Ingeniería, Procura y
Construcción se iniciaron en la segunda mitad de 1991 y se
llevaron a cabo siguiendo la regulación especial de la Ley
de Licitaciones que rige el proceso de selección de
contratistas usado por PDVSA y sus filiales. Se sacaron a
licitación internacional selectiva los Paquetes B, C y D,
y un Paquete adicional que incluía los servicios
gerenciales del proyecto. Las compañías ganadoras
fueron Overseas Bechtel Incorporated para el Paquete B, Fluor
Daniel para el Paquete C y M.W. Kellogg Company para el Paquete D
y el Paquete de servicios gerenciales. Se decidió otorgar
por adjudicación directa a la empresa internacional Foster
Wheeler Usa Corporation el contrato del Paquete A, porque ella
había realizado recientemente el diseño y la
construcción de un planta de Coquificación
Retardada y un Reformador de Nafta similares a los que se
instalarían en Cardón.

 Para llevar adelante la gerencia del Proyecto fue
necesario constituir un equipo. En este equipo se
incorporó personal de Maraven, de M.W. Kellogg, porque
ellos eran responsables del Paquete de sistemas gerenciales, y de
British Petroleum, empresa que desde inicios del Proyecto
había participado en calidad de asesor para definir y
limitar el alcance del mismo. Este equipo reportaría
directamente a la Junta Directiva de Maraven y tendría la
responsabilidad de asegurar el cumplimiento de los objetivos del
Proyecto. Sus funciones de ente gerencial incluían la
supervisión de todas las actividades de
ingeniería, procura y construcción realizadas por
las contratistas, y una vez finalizadas las labores de
construcción, la supervisión del arranque y las
pruebas de las
nuevas plantas antes de entregarlas en condiciones estables de
operación a la Refinería.

 Finalmente el PARC se inició en enero de
1992 como un Proyecto que representaba una inversión de
unos de 3.000 millones de dólares. En ese momento se
firman los contratos para iniciar las actividades con las
empresas contratistas para los Paquetes A, B, D y servicios
gerenciales. Con la empresa Fluor Daniel se firma una carta de
intención para el Paquete C.

 Del alcance original del PARC, durante 1992 a los
siete meses de iniciado el Proyecto, hubo que eliminar 5 unidades
de procesos por problemas de índole financiero que fueron
diferidas para futuras realizaciones. Este redimensionamiento
redujo la inversión total del Proyecto en 600 millones de
dólares, eliminando las plantas correspondientes al
Paquete C que incluía una Unidad Experimental de
Hidroconversión de Intevep, y también una Planta de
Hidrógeno y una de Isomerización.

 Además, se decidió privatizar el
servicio de suministro eléctrico. Esta decisión
marcó un hito en la Industria Petrolera Nacional. Nunca
antes se había confiado el suministro eléctrico a
un tercero. Para privatizar el servicio se realizó una
licitación internacional bajo la modalidad de
diseñar, procurar, construir, operar, mantener y ser
propietario, siendo ganada por GENEVAPCA (filial de C.A. La
Electricidad
de Caracas). Para mediados de 1995 esta decisión ha sido
un gran éxito,
la planta está siendo construida, va en tiempo y para el
segundo trimestre de 1995 ya estaba suministrando 10
megavatios.

 La reducción y reformulación del
PARC tuvo consecuencias fuertes a nivel de los servicios
industriales y de la infraestructura. Gran parte del
diseño hubo que recomenzarlo de nuevo, porque esta
decisión ocasionó cambios en los flujos de masas,
en los balances de materiales, en las interconexiones e inclusive
en el "layout". Así se generaron costos por el
tiempo perdido, por la cancelación de algunos materiales y
por la repetición de ingeniería que se estimaron en
unos 25 millones de dólares.

 Sin embargo, estas medidas no afectaron el
objetivo inmediato de Maraven. El complejo redimensionado y
aprobado por PDVSA seguía haciendo posible el
procesamiento de mayores cantidades de crudos pesados, la
reducción a un mínimo de la producción de
residuos, limitándola a los requerimientos del mercado
interno y, al mismo tiempo, la generación de destilados
ambientales seguros, con un
mayor valor agregado para la exportación en escala a una
duplicación de los equipos existentes. El PARC,
además de las nuevas unidades de procesos
añadirá más de 20 tanques nuevos, incluyendo
esferas de almacenamiento y un nuevo muelle para la carga de
coque.

 Acorde con el compromiso del Proyecto de mejorar y
optimizar el uso de recursos venezolanos, las tres
compañías internacionales contratadas para
realizarlo están asociadas con tres de las principales
empresas venezolanas en el campo de consultoría de ingeniería. Foster
Wheeler USA Corporation está trabajando con la empresa
Otepi; Overseas Bechtel Incorporated con Jantesa y M.W. Kellogg
con Inelectra. El resultado de esta integración de compañías de
ingeniería y construcción nacionales e
internacionales es asegurar una valiosa transferencia
tecnológica en el área de tecnología de
procesos y en la gerencia, diseño y construcción de
instalaciones de refinación.

Refinería Amuay – Proyecto AR

Refinería Amuay: En 1950 la Creole
Petroleum  Corporation inauguró en el mismo estado
Falcón, la Refinería de Amuay, con una 
capacidad inicial de procesamiento  de 60.000 b/d. Sub
siguientes ampliaciones aumentaron su  capacidad hasta
llegar a 670.000 b/d en 1974.Actualmente posee una capacidad de
refinación de 635 MBD.

El nuevo patrón de refinación de la
Refinería de Amuay (AR): La
Refinería de Amuay fue modificada (1982) para lograr
disminuciones en las cargas de crudos livianos y medianos,
aumento en el procesamiento de crudos pesados y extrapesados, con
el consiguiente aumento en la producción de gasolinas y
reducción de productos, representados por combustibles
residuales de bajo y alto contenido de azufre.

Las nuevas cuatro plantas ("Flexicoking",
Desintegración Catalítica, Isomerización y
Alquilación) fueron dispuestas en el circuito de plantas
existentes para obtener el nuevo patrón de
refinación en la Refinería de Amuay.

Los procesos seleccionados

Cuando es necesario cambiar el patrón de
refinación y se ha decidido cuáles son los cambios
y qué tipo de plantas deben construirse, el interesado
recurre a firmas especializadas y solicita cotizaciones sobre los
procesos y/o construcción de plantas que satisfagan sus
requerimientos. Es oportuno mencionar que tanto los procesos como
los diseños y construcción de plantas están
generalmente amparados por el derecho
internacional que rige a la ciencia y a la
tecnología en materia de descubrimiento, invención
y/o registro de marcas de
fábricas. Y en el caso particular de los procesos de
refinación, la situación es más exigente por
lo tan especializado de la materia, por la experiencia y
garantías que deben avalar a los procesos, por el reducido
número de empresas que investigan y dedican esfuerzos a
esta rama, y por las inversiones y
recursos requeridos para tales fines.

En el caso de los procesos y plantas seleccionadas para
Amuay prevaleció el criterio de mayor eficiencia y
flexibilidad presente y futura de la refinería; comprobada
eficiencia técnica, experiencia y disponibilidad de
recursos de los oferentes; menores costos de licencias y
más completo aporte de servicios de ingeniería y
adiestramiento de
personal venezolano -profesional y técnico- por las
empresas y fabricantes de equipos participantes en el cambio de
patrón de refinación de Amuay.

Proceso "Flexicoking" (Exxon)

La aplicación general se basa en el manejo de
cualquier carga de hidrocarburos que pueda ser bombeada,
inclusive arena bituminosa. Es particularmente adaptable para
remover el alto contenido de metales y/o carbón que quedan
en los residuos de la carga tratada a temperaturas de 565 °C
o más en plantas al vacío. Los productos
líquidos logrados pueden ser mejorados mediante la
hidrogenación. El coque bruto obtenido puede ser
gasificado. Luego de removerle el sulfuro de hidrógeno, el
gas puede ser utilizado en los hornos de procesamiento, inclusive
los de las plantas de hidrógeno. Además del coque
producido, las otras fracciones más livianas producidas
pueden ser procesadas en equipos convencionales de tratamiento.
La planta seleccionada tiene una capacidad de procesamiento de
52.000 b/d, y convierte el asfalto o residuo de procesos al
vacío en destilados. De acuerdo con las especificaciones y
detalles de funcionamiento de la planta"Flexicoking", los
requerimientos de servicios por barril de carga son los
siguientes: Vapor (a 42 kg/cm2man), kilos 91 Vapor requerido (a 9
kg/cm2man), kilos 45 Electricidad, kwh 13 Agua para enfriamiento,
litros 1.325 Agua para alimentación de calderas, litros
114 Aire para instrumentos y servicios, m3 0,71 La
desintegración catalítica hace posible el
tratamiento de una variedad de crudos en su estado original y de
los derivados trata- dos por hidrogenación,
desintegración o desasfaltación para lograr
productos de menor peso molecular como olefinas, gasolina de alto
octanaje, destilados medios y otros que se pueden convertir
adecuadamente.

Proceso "Flexicracking" (Exxon)(Desintegración
Catalítica)

El proceso "Flexicracking" es adaptable a las
necesidades tecnológicas en lo referente al tipo de carga,
al factor de caracterización de la carga, requerimientos
del reactor y del regenerador en cuanto a diseño y a los
aspectos mecánicos y de seguridad de funcionamiento como
también a los sistemas de control de emisiones y
recuperación de energía derivada de los gases
producidos. La unidad de desintegración catalítica
instalada en Amuay convierte los destilados livianos en naftas, y
su capacidad es de 74.300 b/d. El requerimiento típico de
servicios para este tipo de unidad, por barril de carga, es como
sigue: Electricidad (para soplador de aire), kwh 4-7 Vapor
requerido, kilos 7-27 Vapor producido, kilos 23-80 Agua para
enfriamiento (aumento de 17 °C), litros 151-227 Catalizador,
gramos 45-68 Cuando se toma en cuenta la capacidad diaria de cada
planta y los insumos (servicios) requeridos para mantener
funcionando los procesos se aprecia que los gastos de la
refinería son bastantes.

Proceso de Isomerización "Butamer"(Universal
Oil Products)

Este proceso permite, mediante reacción
catalítica, transformar butano normal en su
isómero, isobutano. El isobutano se requiere como insumo
para producir componentes de gasolina de muy alto octanaje en el
proceso de alquilación.

Proceso de Alquilación "HF"(Acido
Fluorhídrico, Universal Oil Products)

El proceso se emplea para la combinación de
isobutano con olefinas tales como propileno o butileno para
producir componentes para la gasolina de alto octanaje. El
isobutano logrado mediante el proceso de isomerización se
emplea como carga para su alquilación con propileno,
butileno, amilenos u olefinas de alto punto de ebullición.
La carga entra en íntimo contacto con el catalizador que
lo constituye el ácido fluorhídrico. El efluente
pasa por un recipiente de asentamiento. La parte ácida, o
sea el ácido fluorhídrico, es bombeada al reactor.
El producto que sale por la parte superior del recipiente de
asentamiento, se despoja de isobutano y componentes más
livianos en la despojadora y lo que sale del fondo de ésta
es alquilato para gasolina de motor. La producción diaria
de alquilatos en Amuay es de unos 14.200 barriles.

Inversiones

La modificación del patrón de
refinación de la Refinería de Amuay requirió
una inversión estimada en Bs. 5.300 millones, cantidad que
incluye capital y gastos, infraestructura y capacitación
de personal. Un 68 % de la inversión fue destinada a
partidas para atender desembolsos en Venezuela que incluyeron:
materiales, contratos de construcción y servicios,
ingeniería, transporte, sueldos y
salarios y otros gastos afines. Además del aporte
técnico propio, la participación técnica de
las empresas nacionales y extranjeras colaboradoras en este
proyecto sumaron 2,6 millones de horas/hombre.

Las obras de construcción y erección de
plantas exigieron 20 millones de horas/hombre y participaron en
este esfuerzo un total de 450 profesionales y técnicos y
unos 6.000 artesanos y obreros, sin incluir el personal de la
nómina
normal de la refinería. Una obra de esta magnitud y
alcance requiere, además, la previsión de
ampliación de servicios en los renglones de vivienda,
agua, fuerza y luz
eléctrica, gas, teléfono, asistencia médica y los
otros que complementan los requerimientos de la calidad de
vida moderna en los centros petroleros. Aspecto de especial
atención dentro de todo el esquema de
modificación del patrón de refinación fue la
preparación del personal venezolano: profesionales,
técnicos y obreros especializados para encargarse del
arranque, funcionamiento y mantenimiento de las plantas y nuevas
instalaciones. Esto se hizo mediante la participación
directa, en Venezuela y en el exterior, del personal seleccionado
que trabajó en todas las fases del proyecto.

Refinería Bajo Grande

Para 1956 la Richmond (luego Chevron) puso en
funcionamiento la Refinería Bajo Grande, en el estado
Zulia, con una capacidad de 15.000b/d. Posteriormente  fue
ampliada para procesar 57.000b/d para luego ser cerrada
parcialmente en mayo de 1987,  siendo operada en ese momento
por Pdvsa. Actualmente procesa 16MBD.

IV-
PROYECCIONES DE PDVSA Y PERSPECTIVAS GLOBALES

• Capacidad de Refinamiento

• 1,3 millones de barriles diarios (MBD) es la
  capacidad nacional de refinación
• 2 millones de barriles diarios (MBD) es la capacidad
  de refinación perteneciente a PDVSA en el
  exterior
• 3,3 millones de barriles diarios (MBD) es la
  capacidad mundial de refinación de Venezuela

• Demanda mundial de productos
  derivados

Aunque las fuentes alternas de energía
serán cada vez más importantes, apenas
cubrirán una pequeña fracción de la demanda, pues
los combustibles fósiles representarán casi el 90%
del total del requerimiento de energía en las
próximas dos décadas.

• 2 millones 300 mil barriles diarios (MBD)
  es la cantidad de barriles destinados a la exportación
  según el promedio anualizado 2005
• 1.948 millones de pies cúbicos estándar
  día de gas es el récord de venta de la
  filial PDVSA-Gas en el mercado interno durante el
  2005
• 2 millones 174 mil barriles diarios  (MBD) es la
  cantidad de barriles destinados a la exportación entre
  enero y abril del 2005
• 1 millón 505 mil barriles diarios de
  crudo y 697 mil barriles diarios de productos es la cesta
  de exportación de Venezuela.

Fuente: www.pdvsa.com

• Adaptaciones. Nuevas Refinerías en
  Venezuela. Estimaciones.

Estrategias y causas

El plan
estratégico de Refinación para el
período 2005-2012, enmarcado en el Plan Siembra Petrolera
2005-2030, estima la potenciación de la capacidad de
procesamiento de crudos pesados y extrapesados en suelo venezolano,
gracias a la construcción de tres nuevas refinerías
y al mejoramiento y ampliación de dos de las plantas ya
existentes.

Está contemplada una inversión de 10.5
billones de dólares para la construcción de las
tres nuevas refinerías, con las que se estima aumentar en
700 mil barriles diarios la capacidad de procesamiento.
Así mismo, está previsto que se aumente en 62%
(910MBD) el procesamiento de crudo pesado/extrapesado en las
refinerías existentes.

El plan estratégico de refinación, espera
disminuir la producción de residual (fuel oil) con el fin
de producir más combustibles de calidad, lo que se traduce
en la necesidad de mayor capacidad de conversión profunda
en las refinerías existentes. La decisión se toma
porque según estudios realizados, para finales de esta
década se espera un exceso en la oferta de
residual de 11 MMBD, con respecto a la demanda.

Adaptaciones

El plan de PDVSA 2006-2012, contempla la
adaptación de las refinerías de Puerto La Cruz, El
Palito y Amuay para el procesamiento de crudos pesados y
extrapesados:

En la Refinería de Puerto La
Cruz se construirán una unidad de
vacío y otra de Conversión profunda, utilizando
tecnología 100 % venezolana, desarrollada por la filial de
desarrollo e investigación de PDVSA, Intevep. Se estima
que este proyecto esté listo para le primer trimestre del
2010.

En la Refinería El
Palito se instalará una unidad de
Conversión profunda para eliminar el fuel oil y procesar
70 mil barriles de crudo pesado, generando productos para
exportación. Estará en funcionamiento para el
último trimestre del 2009.

Por su parte, en el Centro de
Refinación de Paraguaná (CRP) se
llevarán a cabo proyectos para adecuar la refinería
de Amuay a una mayor conversión de
residuales. Además, se adelantarán proyectos para
la industrialización de corrientes de
refinación.

Nuevas Refinerías en Venezuela

El plan  de PDVSA en el área de
refinación para el período 2006-2012, enmarcado en
el Plan Siembra Petrolera 2005-2030, contempla la
construcción de tres nuevas refinerías en nuestro
territorio, capaces de procesar crudos pesados y extrapesados,
para incrementar la oferta de productos refinados:

Refinería de Cabruta:

La Refinería de Cabruta estará ubicada en
la confluencia de los ríos Apure con El Orinoco, en el
estado Guárico. PDVSA estima invertir en esta planta unos
6 mil millones de dólares, para lograr una capacidad de
procesamiento de 400 mil barriles diarios de crudo pesado y
extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco, y que
conforman la mayor cantidad de reservas del
país.

El arranque de esta refinería está
previsto para el segundo trimestre del año 2011, y se
espera que se convierta en un nuevo polo de desarrollo de la
región Orinoco-Apure. Así mismo, su
construcción generará 2.500 empleos directos,
14.000 indirectos y 8.000 puestos de trabajo en el área de
la construcción.

Entre los productos que se generarán en esta
refinería se incluyen: 216 MBD de gasolina; 40 MBD de Jet
y 174 MBD de diesel.

Refinería de Caripito:

El segundo proyecto contempla la construcción de
la refinería de Caripito, que estará ubicada en el
estado Monagas, para procesar 50 mil barriles diarios de crudo
del Lago de Guanoco, con el fin de producir asfalto para cubrir
la demanda local, específicamente de los estados
Anzoátegui y Sucre; y más adelante se
incluirán planes para la exportación del
producto.

PDVSA invertirá 500 millones de dólares en
la construcción de esta refinería, que se espera
esté en funcionamiento en el tercer trimestre del
año 2009. Esta obra generará 200 empleos directos,
1.400 indirectos y 3.0000 puestos en el área de
construcción.

Entre los productos que se generarán en esta
refinería se incluyen: 18 MBD de asfalto; 7 MBD diesel y 2
MBD de Nafta.

Refinería Batalla de Santa
Inés:

El tercer proyecto corresponde a la construcción
de la refinería Batalla de Santa Inés, que
estará ubicada en el estado Barinas, con la finalidad de
procesar unos 50 MBD de crudo Mezcla de Guafita (28°API),
para satisfacer la demanda regional de combustibles.

Con una inversión de 1 millardo de
dólares, se estima que esta refinería arranque
operaciones a finales del 2010. Esta refinería
generará 700 empleos directos, 3.000 empleos indirectos y
unos 5.000 puestos en el área de
construcción.

Entre los productos que se generarán en esta
refinería se incluyen: 15 MBD de asfalto; 6 MBD diesel y
16 MBD de Gasolina y Jet; y 11 MBD de VGO.

CONCLUSIONES.

Durante los años de desarrollo de la industria
venezolana de los hidrocarburos, 1914-1942, la refinación
de crudos y la manufactura de productos en el país
representaron volúmenes y metas muy modestas. A partir de
la promulgación de la Ley de
Hidrocarburos de 1943, los sucesivos gobiernos delinearon
estipulaciones y futuras obligaciones
que debían cumplir las concesionarias en este tipo y parte
de las operaciones petroleras. Los resultados logrados durante
1943-1975 fueron halagadores. Posteriormente, 1976-1996,
Petróleos de Venezuela y sus filiales han expandido sus
operaciones en el país y en el exterior, de manera que
Venezuela ha ganado prestigio en tecnología y en el
comercio petrolero.

BIBLIOGRAFÍA

• El Pozo Ilustrado. PDVSA. Edit.
  Foncied.1998.
• Economía Minera y Petrolera. Cesar
  Ballestrini
• Página Internet: www.pdvsa.com
• Página Internet: www.petroleo.com
• Revista Petróleo YV. Varias.

Hernández Palencia Robert
Benjamín