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El petróleo y el gas natural.Situación actual y perspectivas

FUNDACIÓN PARA ESTUDIOS SOBRE LA ENERGÍA

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El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas

Prólogo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Resumen ejecutivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

1.1- Evolución histórica de las industrias del petróleo y del gas natural . . 411.2.-Evolución histórica de las reservas, producción y consumo

mundiales de petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 521.3.-Evolución histórica de las reservas, producción y consumo

mundiales de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 571.4.-Evolución del consumo de petróleo y gas natural en España . . . . . . . . 62

Exploración y producción de hidrocarburos. Estado actual de la tecnología . . . 65

2.1.-Origen de los hidrocarburos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 672.2.-Geología del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 702.3.-La exploración de hidrocarburos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 812.4.-La producción de hidrocarburos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 882.5.-Economía de la exploración y producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

El petróleo. Situación actual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

3.1.- Características del petróleo y de los productos petrolíferos . . . . . . . . . 993.2.- Aplicaciones del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1143.3.- Transporte del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1153.4.- Refino del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1193.5.- Transporte y distribución de productos petrolíferos . . . . . . . . . . . . . . 1633.6.- Economía de la cadena del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165

Índice general

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El gas natural. Situación actual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

4.1.- Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1714.2.- Características del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1734.3.- Aplicaciones del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1764.4.- La cadena del gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1844.5.- Almacenamientos subterráneos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2164.6.- El gas natural y el medio ambiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2284.7.- La economía del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233

El futuro del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 237

5.1.- Previsiones de producción, consumo y reservas . . . . . . . . . . . . . . . . . 2395.2.- Tendencias de las tecnologías de exploración y producción . . . . . . . 2395.3.- La producción y las reservas de petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2425.4.- Petróleo no convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2455.5.- Biocarburantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2515.6.- El futuro del refino . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254

El futuro del gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257

6.1.- Previsiones de reservas, producción y consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . 2596.2.- Gas natural no convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2596.3.- Aplicaciones futuras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2616.4.- Nuevas tecnologías de almacenamiento y transporte . . . . . . . . . . . . . 262

Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271

Anexo. Unidades y equivalencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283

Bibliografía y documentos de referencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285

Índice general


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Con el impulso del rector de la Universidad Politécnica de Madrid y de losdirectores de las escuelas de Minas e Industriales de esta Universidad, se creóla Fundación para Estudios sobre la Energía, con la participación de las dife-rentes escuelas de Ingenieros relacionadas con la energía y de tres organismosde la Administración del Estado, el Ciemat, el IDAE y la Comisión Nacional dela Energía.

La Fundación pretende desempeñar un papel de ayuda a la Administraciónpara tomar las medidas que parezcan adecuadas y a la opinión pública paraque las exija y las acepte. La problemática energética necesita, en efecto, cadavez mas estudios y opiniones que permitan fundamentar las decisiones políti-cas y empresariales.

Una vez más la Fundación para Estudios sobre la Energía se complace en ofre-cer una síntesis de lo que se sabe acerca del futuro del petróleo y el gas natural.Como en el caso del carbón, de los residuos radiactivos, ó de la energía nuclear,se expone en este libro lo que piensan expertos independientes de cómo evolu-cionarán las cantidades disponibles de petróleo y gas en las próximas décadas,con sus costes previsibles.

El estudio afirma, en cuanto al petróleo se refiere, que hay reservas convencio-nales para un largo periodo. Sin embargo, al estar gran parte de estas reservas enpocos países con políticas a menudo impredecibles no es seguro que se ponganen producción cuando se necesiten. La aportación del petróleo no convencionalaunque posible (el caso de las arenas bituminosas de Canadá es el más probable)no será elevada a corto plazo por los altos costes y la volatilidad de los preciosque preocupa a los inversores que tendrían que ponerlo en producción.

Respecto del gas natural, las reservas convencionales son mayores que las depetróleo comparadas con el consumo y las no convencionales son ya competitivas,

Prólogo

El petróleo y el gas natural.Situación actual y perspectivas

como lo demuestra que en 2008, en Estados Unidos, aportaron el 46 % de laproducción. Por ello, no es previsible un estrangulamiento de la oferta. Existeel riesgo, en cambio, de que aparezcan dificultades políticas en el transportepor gasoducto, lo que promoverá el desarrollo del gas natural licuado cuyalogística carece de la rigidez del transporte por tubería.

El estudio ha sido realizado por un equipo dirigido por José Luis DíazFernández, (Ingeniero de Minas, Catedrático de la UPM) cuyo prestigio en estetema está fuera de duda. El equipo ha estado formado por:

w Florencio Castillo Herrador, Ingeniero de Minas.

w Luis Gorospe Rodríguez del Castillo, Ingeniero Industrial.

w Ignacio Martínez Díaz, Ingeniero de Caminos.

w Francisco Moreno Martínez, Licenciado en Ciencias Químicas.

w Jesús Sánchez Caba, Doctor en Ciencias Químicas.

El trabajo ha sido financiado por UNIÓN FENOSA, ENAGAS, ENDESA YCOMISIÓN NACIONAL DE LA ENERGÍA, que no han participado en suelaboración.

Se trata, en resumen, de aportar datos e ideas que nos parecen objetivos y quecondicionarán el futuro del uso de los hidrocarburos, tanto en el transportedonde ahora son imprescindibles, como en la generación de electricidad, laindustria y el sector domestico comercial. Es necesario que un problema tan tras-cendente para nuestro bienestar sea conocido por el público no especialista y porlos decididores.

Juan Manuel KindelanVicepresidente Ejecutivo

de la Fundación para Estudios sobre la Energía


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Resumen Ejecutivo.El petróleo y el gas natural.Situación actual y perspectivas

1. Las reservas de petróleo y gas natural

1.1 Las reservas mundiales de petróleo

Las reservas mundiales de petróleo han crecido de un modo sostenido a pesardel aumento de la producción. El cuadro 1 muestra la evolución de las reservasy de la producción mundiales entre los años 1988 y 2008.

En 20 años las reservas depetróleo han aumentado en260 Gb después de haber pro-ducido en este periodo delorden de 524 Gb, lo que totali-za 784 Gb que se han sumadoa los 998 Gb iniciales (el 80 %).

Los nuevos descubrimientoshan sido inferiores a la pro-ducción a partir de 1980 (figura1), habiendo disminuido desdeun promedio de 56 Gb/a en ladécada de los 60 del pasadosiglo hasta 12 Gb/a en la déca-da de los 90, y aumentadohasta 17 Gb/a en la presentedécada por los nuevos descu-brimientos en aguas profundas.La producción ha crecido conti-nuamente desde 11 Gb/a en ladécada de los 60 hasta 30 Gb/aen la actualidad.

Resumen ejecutivo

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Resumen EjecutivoEl petróleo y el gas natural.

Situación actual y perspectivas

Cuadro 1. Variación de las reservas de petróleo entre1988 y 2008

1988 2008 Diferencia

Reservas (Gb) 998 1258 260

Producción (Gb) 22,6 29,8 7,2

Relación R/P 44 42 -

Figura 1. Evolución de los descubrimientos y de la producción depetróleo.Fuente: World Energy Outlook, 2008.

Reservas 2008 = Reservas 1998 + Nuevas reservas - Producción

El aumento de las reservas recuperables ha sido debido a revisiones de lasreservas de yacimientos conocidos y al incremento del factor de recuperación, esdecir, del porcentaje del petróleo “in situ” recuperable. Es posible que no todaslas reservas recuperables hayan sido auditadas, por lo que existiría alguna incer-tidumbre respecto de la veracidad de las mismas, que podrían estar sobredimen-sionadas en ciertos países de la OPEP cuyas cuotas de producción están relacio-nadas con las reservas. En sentido contrario llama la atención que las reservasrecuperables de Méjico hayan pasado de 53 Gb en 1988 a 11,9 Gb en 2008, esdecir, se hayan reducido en 41,1 Gb después de haber producido en 20 años delorden de 24 Gb. Por tanto, ha habido una reevaluación a la baja de sus reservasde, al menos, 17 Gb en el supuesto improbable de que no se haya realizado des-cubrimiento alguno ni aumentado el factor de recuperación.

La distribución de estas reservas es muy desigual (cuadro 2). En efecto, el 87 %de las reservas de petróleo convencional se acumulan en los países de la OPEP,la antigua URSS y Méjico. Por el contrario, la UE tiene el 0,5 % de las reservasfrente al 18 % del consumo y los países de la OCDE el 7 % de las reservas y el 56 %del consumo. La columna R/P indica los años de duración de las reservas de2008 (R) a los niveles de producción del mismo año (P).


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Cuadro 2. Reservas, producción y consumo en 2008

Unidad Gb Reservas Producción R/P Consumo

Estados Unidos y Canadá 59 3,6 16 7,9

Iberoamérica 135 3,6 38 2,9

Europa (excluida antigua URSS) 14 1,7 8 5,9

Antigua URSS 128 4,7 27 1,5

Oriente Medio 754 9,6 79 2,3

África 126 3,8 33 1,1

Asia-Pacífico 42 2,9 15 9,2

Total 1.258 29,8 42 30,8

Unión Europea 6 0,8 8 5,4

OCDE 89 6,7 13 17,2

OPEP 956 13,4 71

Fuente: BP Statistical Review 2009

1.2 Las reservas mundiales de gas natural

Las reservas mundiales de gasnatural han crecido igualmentede modo sostenido, como mues-tra el cuadro 3. Las reservas degas han crecido 75 Tcm en 20años, después de haber produ-cido en ese periodo del ordende 50 Tcm, lo que totaliza nue-vas reservas por un importe de125 Tcm, equivalentes al 115 %del valor inicial.

Los nuevos descubrimientos de gas natural han superado a la producción hastael año 2000, pero posteriormente se ha invertido la tendencia. Las reservas de gasnatural están también muy desigualmente distribuidas (cuadro 4). El 53 % de lasreservas se concentran en la Federación Rusa, Irán y Qatar. La UE tiene unas

Resumen ejecutivo

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Cuadro 3. Variación de las reservas de gas naturalentre 1988 y 2008

1988 2008 Diferencia

Reservas, Tcm 110 185 75

Producción, bcm 1.854 3.065 1.211

Relación R/P 59 60


Cuadro 4. Reservas, producción y consumo en 2008

Reservas Producción R/P ConsumoTcm bcm bcm

Estados Unidos y Canadá 8,36 757 11 757

Iberoamérica 7,81 214 36 210

Europa 6,23 294 21 534

Antigua URSS 57,00 794 72 610

Oriente Medio 75,91 381 * 327

África 14,65 215 68 95

Asia Pacífico 15,39 411 37 485

Total 185,02 3.066 60 3.018

Unión Europea 2,87 190 15 490

OCDE 16,63 1.137 15 1.494

Fuente: BP Statical Review 2009; * Más de 100 años

reservas que representan el 1,6 % del total mientras que su consumo asciende al16 % y en la OCDE las reservas son el 9,0 % y el consumo el 50 %.

Se estima que el 50 % de las reservas totales de gas natural permanecen inuti-lizables por razones físicas o económicas. Son los denominados “stranded gas”,que se encuentran en localizaciones remotas y en campos demasiado pequeñospara justificar económicamente las inversiones en la cadena logística.

2. La exploración y producción de hidrocarburos

La evolución de las geociencias (geología y geofísica) ha permitido un mejorconocimiento de las cuencas sedimentarias especialmente por los progresos de lageofísica sísmica. En la década de los 70 del pasado siglo, los registros sísmicos seobtenían en dos dimensiones (sísmica 2D). En el último cuarto del siglo XX, se pro-gresó extraordinariamente en la detección y tratamiento de las ondas sísmicas pro-ducidas por medio de explosivos o vibradores con la ayuda de computadoras máspotentes y rápidas y un avanzado software, capaces de procesar en pocos días, enlugar de meses requeridos anteriormente, una enorme cantidad de datos a partirde los cuales se ha podido construir una imagen tridimensional de las estructurasde una cuenca sedimentaria (sísmica 3D). La mejor definición del modelo geológi-co y de las potenciales reservas de una zona permite una mejor localización de lossondeos exploratorios incrementando así el factor de éxito de estos, que se haduplicado en los últimos 30 años. Nuevos desarrollos tanto en la captación comoen el tratamiento de los datos permitirán mejorar la imagen de formaciones situa-das bajo espesas capas de sal o muy deformadas tectónicamente.

La realización de la sísmica 3D en sucesivas etapas del desarrollo de un yacimien-to (sísmica 4D), permite conocer el movimiento de los fluidos contenidos en la for-mación (gas, petróleo y agua), obteniendo así una valiosa información para la mejorexplotación del yacimiento y el consiguiente incremento del factor de recuperación.

Culminados los trabajos geológicos y geofísicos para la localización de posiblesacumulaciones de hidrocarburos, la fase siguiente es el sondeo exploratorio que,en general, constituye el coste más elevado de la exploración. Se han producidograndes avances con la utilización de sistemas mecánicos e hidráulicos de nuevocuño, que permiten mejorar la eficiencia de la transmisión de energía al trépanoe incrementar la eficacia de este en la perforación (motores de fondo, sartas arti-culadas, tuberías expandibles), así como mejoras en la metalurgia y el diseño delos elementos cortantes y de los fluidos de perforación. A su vez, los progresos


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realizados en las diagrafías eléctricas obtenidas durante la perforación (sónicas,nucleares y eléctricas), permiten la caracterización petrofísica de las formacionesen tiempo real: litología, porosidad, saturación en hidrocarburos, caracterizaciónde los fluidos encontrados, etc. Todo ello ha dado lugar a una reducción deltiempo de perforación y a una mejora del coste y del control de los sondeos.

Otro gran desarrollo tecnológico ha sido la desviación de los sondeos vertica-les hasta alcanzar la horizontalidad a diferentes profundidades y en varias direc-ciones a partir de un pozo troncal vertical. Aunque la perforación horizontal esmás cara que la vertical, los mayores costes son ampliamente compensados porlas mejoras en productividad y los incrementos del factor de recuperación.

Los gastos en perforación pueden reducirse perforando sondeos de menor diá-metro con la tecnología llamada “slim hole drilling”. Esta tecnología permiteperforar pozos de diámetro que pueden llegar a 4 pulgadas y profundidad hasta5.000 m, utilizando torres de perforación de menor tamaño que ocupan menosterreno y consiguiendo reducciones de coste en el entubado, circulación delodos, cementación y traslados.

Los costes de perforación, tanto en exploración como en producción, repre-sentan frecuentemente más de la mitad de los costes de desarrollo de un yaci-miento, lo que hace esencial su reducción siempre, pero especialmente enperiodos de bajo precio del petróleo. Además, esta tecnología tiene ventajasmedioambientales.

Otra mejora importante es la perforación direccional con la introducción deequipos que permiten el control tridimensional de la dirección de la perforación,mientras la misma se esta realizando.

Por último, se está desarrollando la tecnología denominada “ExtremeReservoir Contact” (ERC), que en pozos horizontales multilaterales permite sucontrol con telemetría inalámbrica. Al desaparecer la limitación por el espacioocupado por las líneas de control en el pozo troncal, se incrementa el número desondeos horizontales que se pueden realizar y el drenaje de los yacimientosdesde una misma ubicación.

En los últimos años esta adquiriendo un gran desarrollo la perforación marina.Desde los pocos metros de profundidad de agua a los que se podía perforar hacevarias décadas, se ha pasado a más de 3.000 m en los sondeos de exploración ymás de 2.750 en los de producción (figura 2).

Resumen ejecutivo

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Las reservas descubiertas en aguas profundas se evalúan entre 160 y 300 Gb depetróleo convencional, cifras que representan un porcentaje significativo deltotal de reservas recuperables (1.250 Gb). Para la perforación marina se utilizanlos siguientes equipos:

aPlataformas Autoelevadoras (“jack-up”) hasta profundidades de 300 m, queestán apoyadas por patas en el fondo del mar.

a Plataformas Semisumergibles, hasta profundidades de 3.000 m, ancladas paraprofundidades menores de 1.000 m y ubicadas sobre la vertical del sondeo porposicionamiento dinámico en profundidades hasta del orden de 3.000 m.

a Barcos de perforación que pueden trabajar anclados hasta profundidades deunos 200 m o posicionados dinámicamente hasta los 3.000 m.

En la producción de hidrocarburos existen tres etapas:

w La recuperación primaria en la que el petróleo fluye con la energía propia delyacimiento por empuje del agua (“waterdrive”), del gas (“gas cap drive”,“solution gas drive”) o por la compactación de los sedimentos (“compaction


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Figura 2. Evolución de la profundidad de los sondeos marinos de exploración y producción.Fuente: World Energy Outlook 2008 (AIE).

drive”). La primera es la más efectiva y se da en almacenes uniformes de buenapermeabilidad conectados hidráulicamente a un acuífero importante, permi-tiendo alcanzar factores de recuperación altos, entre el 25 % y el 65 % del petró-leo y el 50 % y el 60 % del gas. En el “gas cap drive”, el gas empuja al petróleohasta los pozos de producción. Su eficacia es limitada porque la presión del gasdeclina con cierta rapidez, variando el factor de recuperación entre el 20 % y el40 %. Es más frecuente la producción por el gas disuelto (“solution gas drive”);al abrirse los pozos, el gas disuelto se expande y empuja al petróleo, pero el fac-tor de recuperación es bajo, entre, el 5 % y el 25 %. La compactación se da enalmacenes poco profundos, no bien consolidados, caracterizándose por unacaída rápida de la presión. Cuando la energía del yacimiento es insuficiente serequiere el bombeo que puede ser mecánico (bomba vertical colocada en laparte inferior de la tubería, accionada con un balancín) hidráulico, (bomba cen-trifuga accionada por un motor eléctrico sumergible) o mediante la inyecciónde gas para reducir el peso de la columna de petróleo (“gas lift”).

w La recuperación secundaria consiste en mantener la presión del yacimientomediante la inyección de agua a través de pozos, o la de algún gas que puedeser un hidrocarburo gaseoso o un gas inerte. La figura 3 muestra la producciónsecundaria de petróleo en un yacimiento en Omán mediante la inyección deagua en los sondeos coloreados en verde y la extracción de petróleo en los son-deos coloreados en rojo. También puede lograrse mediante inyección de CO2

capturado en centrales de generación eléctrica. En Estados Unidos existe yauna red de “CO2ductos” en operación para la inyección de CO2 en yacimien-tos de hidrocarburos.

w La recuperación terciaria o asistida (“Enhance Oil Recovery”, EOR) se apli-ca cuando el yacimiento se encuentra en la etapa final de la recuperaciónsecundaria, si bien se puede emplear desde el principio en los petróleos noconvencionales. Los procesos de recuperación más comunes son los térmi-cos (producción caliente). Se inyecta vapor de agua en sondeos horizontalesy se extrae el petróleo y el vapor condensado a través de sondeos horizon-tales situados del orden de 5 metros por debajo de los anteriores. Puede lle-gar a alcanzarse una recuperación similar a la obtenida en yacimientos depetróleo ligero con producciones “waterdrive”. Otras veces el calor se apor-ta con la combustión “in situ” mediante la inyección de oxígeno o aire; estesistema es caro y de dificil control. También puede lograrse incrementar elfactor de recuperación mediante la inyección de productos químicos quemejoran la movilidad del petróleo, pero son igualmente caros y de dificil

Resumen ejecutivo

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aplicación. Actualmente la recuperación terciaria representa solamente el 3 %de la producción mundial de petróleo.

Las mejoras futuras en la modelización de los yacimientos, los sondeos multi-laterales y nuevas técnicas EOR, deberían permitir que dentro de dos o tres déca-das, el factor de recuperación promedio se incrementase desde un 35 % en laactualidad hasta el 50 %. Esta evolución no solamente aumentaría en casi un 50 %la recuperación de los yacimientos hoy económicamente rentables, sino que ade-más, posibilitaría el desarrollo de yacimientos hoy no rentables con lo que lasreservas recuperables podrían duplicarse.

La producción marina en aguas ultraprofundas presenta grandes dificultadespor la existencia de zonas sobrepresurizadas en las formaciones geológicas pró-ximas al fondo marino, por las bajas temperaturas que dificultan la bombeabili-dad de los fluidos y por las altas presiones que obligan a utilizar equipos muyresistentes. En aguas ultraprofundas, las condiciones de presión y temperaturapueden dar lugar a que el petróleo se congele y el gas forme hidratos de metano


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Figura 3. Recuperación secundaria en un yacimiento de Omán.Fuente: A History of Royal Dutch Shell, vol. 3

que obstruyen las tuberías de producción. Se utilizan técnicas que van desdeinyectar productos químicos a calentar la tubería de flujo con una tubería auxi-liar. La elevación del petróleo desde la cabeza de pozo submarina hasta la super-ficie exige el empleo de potentes bombas electrosumergibles que tienen un ele-vado consumo de energía. La instalación de los equipos submarinos y su mante-nimiento se hace por control remoto mediante el empleo de robots o con accesode personas por medio de cápsulas de servicio especiales. Se estima que el costede producción en aguas ultraprofundas puede variar entre 36 y 65 $/b2.

Las mejoras tecnológicas realizadas en la exploración anteriormente descritas, hanpermitido reducir los llamados “Finding Cost”, es decir la inversión en dólares de2007 por barril descubierto, desde 17 dólares en 1981 a 7 dólares en 2001. Desde esteúltimo año los “Finding Cost” se han incrementado hasta los niveles iniciales debi-do a que los objetivos son más profundos, las estructuras más complejas y, con fre-cuencia, están localizados en aguas ultraprofundas. Los costes de desarrollo (“deve-lopment cost”) varían enormemente desde unos 2 $/b en Oriente Medio hasta másde 20 $/b en aguas ultraprofundas. Estos costes se van reduciendo por la introduc-ción de nuevas tecnologías, el mejor conocimiento de los yacimientos, y, en ocasio-nes, por el aprovechamiento de instalaciones preexistentes. Así, en el Mar del Norte,los costes de desarrollo bajaron de 20 $/b en 1980 a 6 $/b en 2000. Una vez comple-tado un yacimiento de hidrocarburos, el coste de producción de un barril de petró-leo (“lifting cost”), varía entre 4 $ en Oriente Medio a unos 10 $ en el Mar del Norte.

3. Hidrocarburos no convencionales

3.1. Petróleo no convencional

Se denominan así los crudos que para su extracción, transporte y manipulaciónindustrial requieren tecnologías distintas de las utilizadas en los petróleos con-vencionales. Tienen varios inconvenientes como son el alto coste de extracción,las dificultades de su transporte, el “upgrading” y el negativo impactomedioambiental, especialmente por las importantes emisiones de CO2 origina-das en todo el proceso. Por orden de viabilidad técnico-económica destacan lasarenas bituminosas, los crudos extrapesados y las pizarras bituminosas. El con-junto de las reservas recuperables es del mismo orden, unos 1.200 Gb, que las depetróleo convencional.

Resumen ejecutivo

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2 World Energy Outlook 2.008 (AIE).

3.1.1. Las arenas bituminosas

Las reservas recuperables se sitúan entre 300 y 650 Gb, el 68 % de las cualesestán en Alberta (Canadá). La densidad del bitumen está comprendida entre 8ºy 11º API y su contenido en azufre es del orden del 5 % en peso. La producciónactual es de 1,2 Mb/d y se espera alcanzar los 5,9 Mb/d en 2030.

La producción del bitumen puede realizarse extrayendo las arenas medianteminería convencional a cielo abierto o mediante las técnicas de produccióncaliente con inyección de vapor explicadas anteriormente3.

La producción minera sólo es aplicable cuando el recubrimiento no supera los50 m. El bitumen se separa de la arena con diferentes técnicas y después se rea-liza el “upgrading”. Se espera alcanzar una producción de bitumen en 2030 contécnicas mineras del orden de 1,4 Mb/d.

La producción caliente mediante inyección de vapor afecta poco al terreno,requiere menos mano de obra y su factor de recuperación se sitúa en el entornodel 30 %. La relación vapor/bitumen varía de 3 a 4.

El “upgrading” del bitumen se realiza con instalaciones convencionales decoquización e hydrocraking. El consumo de hidrógeno es importante.

Los dos sistemas de producción y “upgrading” son fuertemente consumidoresde energía. Actualmente se utiliza en Canadá gas natural como combustible parala producción de vapor, electricidad e hidrógeno. El fuerte consumo de gas natu-ral, con las consiguientes emisiones de CO2 hace que se esté considerando la uti-lización de energía nuclear o centrales de carbón con secuestro de CO2.

Existen numerosos proyectos en fase de estudios de viabilidad o en fase dedesarrollo más avanzado para unas reservas recuperables de 30 Gb en 2030, perohay incertidumbres ligadas a los costes y al impacto medioambiental. Los costesde producción se estiman entre 40 y 80 $/b a los que hay que añadir los deriva-dos del “upgrading”. Es evidente que las crecientes exigencias medioambienta-les en Canadá y la volatilidad de los precios del petróleo no constituyen unincentivo para el desarrollo masivo de este petróleo. Sigue siendo necesario ungran esfuerzo tecnológico para superar las limitaciones actuales.


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3 Oil Sands Technologies, Alberta Chamber of Ressources.

3.1.2. Crudos extrapesados

Las reservas recuperables ascienden a unos 400 Gb, el 60 % de las cuales seencuentran en Venezuela. El petróleo está a 50º C y tiene una viscosidad suficien-te para que éste fluya de manera natural (producción fría) a través de pozos hori-zontales. El petróleo, para su transporte, se emulsiona en agua con un agenteestabilizante de la emulsión o se fluidifica con un disolvente tipo nafta.

El crudo extrapesado puede utilizarse directamente como combustible para lageneración de electricidad o someterse a un “upgrading” similar al realizado conel bitumen en Canadá.

Los costes de producción son algo inferiores a los de las arenas bituminosas. LaAIE prevé una producción muy reducida de estos petróleos fuera de Venezuelaen 2030. La producción de este país es incluida por la AIE dentro de los petró-leos convencionales.

3.1.3. Pizarras bituminosas

Existen reservas muy importantes de pizarras bituminosas concentradas engran parte en Estados Unidos. El petróleo se obtiene a partir del kerogeno con-tenido en las pizarras que se extraen con minería convencional cuando estánsituadas a poca profundidad.

Las pizarras se someten a un proceso de destilaciones en retortas, obteniendo unaceite bruto que se hidrogena para eliminar el azufre y los componentes insatura-dos. El producto se fracciona en una refinería convencional. El proceso es fuerte-mente consumidor de energía, del orden del 30 % del petróleo producido y emiteentre 0,18 y 0, 25 toneladas de CO2 por barril producido. Los costes pueden alcan-zar los 120 $/b sin tener en cuenta la penalidad por las emisiones de CO2.

Existe un proceso en fase de demostración consistente en destilar el kerogeno“in situ” mediante calentadores eléctricos introducidos en pozos verticales.Después de un largo periodo de calentamiento, de dos a tres años, se alcanza unatemperatura suficiente para obtener a partir del kerogeno líquidos y gases que seextraen por pozos intercalados entre los anteriores.

En Puertollano, a partir de pizarras bituminosas, se produjeron del orden de 1,1 millo-nes de toneladas de petróleo sintético en la década de los 50, pero la produccióntuvo que ser abandonada por sus elevados costes. En Estados Unidos, en 1980,

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con un precio del petróleo de 110 $ de 2008 por barril, se iniciaron importantes pro-yectos que tuvieron que paralizarse cuando el precio del petróleo descendió a 20 $de 2008 por barril en el año 1986 y sucesivos.

De todo lo anterior se deduce que los petróleos no convencionales sólo podráncontribuir de manera significativa a la demanda prevista dentro de varias déca-das, si se superan barreras tecnológicas que afectan tanto a su extracción como asu manipulación, teniendo además en cuenta que la cadena completa es fuerte-mente consumidora de energía y emisora de CO2.

3.2. El gas natural no convencional

Existen reservas muy importantes de gas natural no convencional, principal-mente en arenas compactas (“tight gas sands”), en yacimientos de carbón (“coal-bed methane” o CBM) y en pizarras (“shale gas”). Las reservas recuperablesvarían ampliamente de una fuente a otra pudiendo aceptarse como razonableslas reflejadas en el cuadro 5.

Estas reservas equivalen amás del doble de las reservasconvencionales (185 Tcm), y sucuantificación debe aceptarsecon prudencia dada la hetero-geneidad de los almacenes y delos perfiles de producción quedifieren sensiblemente de losque caracterizan a los gasesconvencionales. Las reservasmás importantes se encuentran

en Estados Unidos y Canadá -el 25 %-, que son los países que las han puesto enproducción, estimándose que China, India y la antigua URSS tienen un 15 % cadauno de ellos. Hasta ahora solamente existe una producción significativa en EstadosUnidos que alcanzó en 2006 el 46 % de la producción total de gas, estimándose queen 2030 se superará el 50 %. A continuación se describen cada una de las fuentesde gas no convencional por orden de importancia de su producción actual.

3.2.1. Arenas compactas (“tight sands”)

Son yacimientos de gas contenidos en grandes acumulaciones de arenas carac-terizadas por su baja permeabilidad. Los 200 Tcm de reservas recuperables se


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Cuadro 5. Reservas recuperables de gas no convencional

Reservas recuperables

Arenas compactas 200 Tcm

Pizarras 180 Tcm

Carbón 40 Tcm

Total 420 Tcm

concentran en Estados Unidos y Canadá (38 %), el área Asia-Pacífico (25 %) y laantigua Unión Soviética. En 2006 cerca del 30 % del gas producido en EstadosUnidos tuvo esta procedencia. Sin embargo, la productividad de los pozos declinarápidamente habiéndose reducido a la mitad en una década. Para sostener la pro-ducción es necesario realizar nuevos sondeos con lo que aumentan sensiblementelos costes de producción que se han multiplicado por cuatro en sólo un quinquenio.

3.2.2. Formaciones carboníferas (“coalbed methane” CBM)

El metano producido en formaciones carboníferas se encuentra en su mayorparte en yacimientos en los que, por su profundidad, no puede extraerse el carbóncon minería convencional o en carbones pobres más superficiales que no justificansu extracción. En las minas de carbón, el metano es un peligro por el riesgo deexplosión (grisú) y origina un problema medioambiental si va a la atmósfera.

Para la extracción del metano de las formaciones carboníferas se utiliza lamisma técnica que en los hidrocarburos convencionales en los que, si dichas for-maciones son muy compactas, se requiere realizar fracturación hidráulica paramejorar la productividad. El agua contenida en los poros debe ser extraída antesque el gas, lo cual complica el proceso productivo.

La contribución del metano procedente del carbón esta creciendo rápidamenteen Estados Unidos. Los avances en la definición de la formación carboníferamediante la utilización de sísmica 3D, unidos a la perforación horizontal y a lafracturación hidráulica, han reducido incertidumbres sobre la estimación de lasreservas y su explotabilidad comercial. La producción ha alcanzado los 50 bcmen 2008, casi el 10 % de su producción total de gas natural.

La producción de CBM se está extendiendo a Canadá donde se produjeron 8,5 bcmen 2008 (5 % de la producción total) y a Australia (donde se encuentran en estu-dio diversos proyectos que permitirían incluso considerar su comercializaciónen forma de GNL), India e Indonesia.

La industria de CBM se ha desarrollado poco en China a pesar de sus impor-tantes reservas de carbón, las terceras del mundo después de Estados Unidos yRusia, y sus escasas reservas de gas natural convencional. Pese a ello, esperanalcanzar una producción de 8,5 bcm en 2010. Rusia está desarrollando algunosproyectos experimentales, pero no tiene previsto producir CBM a corto plazo,quizás por sus importantes reservas de gas natural convencional (43 Tcm, equi-valentes al 23 % de las reservas mundiales).

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Recientemente se está considerando el almacenamiento de CO2 en yacimientosde gas contenidos en las formaciones carboníferas, con el doble beneficio demejorar la producción de gas y almacenar CO2. En Estados Unidos, recientesestudios indican que en carbones pobres se puede almacenar una cantidad deCO2 que es entre cinco y diez veces el metano producido.

3.2.3. Pizarras (“shale gas”)

En ocasiones, existen cantidades significativas de gas natural contenidas encapas de cientos de metros de potencia y muy extendidas en regiones en las queexiste petróleo o gas convencional. La baja permeabilidad de las pizarras requie-re la estimulación con fracturación hidráulica. Con las mejoras recientes en laproducción de este gas, el factor de recuperación se ha incrementado considera-blemente, llegando incluso al 50 %.

Las reservas “in situ” se estiman en 450 Tcm y las recuperables en 180 Tcm, delas que el 35 % se encuentran en Estados Unidos. En 2008 se produjeron en estepaís 31 bcm, equivalentes al 6 % de la producción total de gas.

3.2.4. Hidratos de metano

Dentro del gas natural no convencional se pueden incluir los hidratos de meta-no que se encuentran en estado sólido en ciertos sedimentos marinos sometidosa altas presiones y bajas temperaturas, por ejemplo, en el offshore de las regio-nes árticas. Las reservas teóricas son enormes pero no existen todavía técnicasque permitan su explotación comercial.

4. La cadena del petróleo

4.1. El transporte del petróleo

El petróleo, a diferencia del gas natural, se transporta sin dificultad por víamarítima a grandes distancias. También se transporta por oleoducto, preferente-mente entre países vecinos o en el interior de un país. Existen en el mundo400.000 km de oleoductos, de los que 100.000 km están en Estados Unidos.

Los buques-tanque se diseñan en función del tráfico al que están destinados ysu peso muerto varía desde 45.000 t para tráficos cortos hasta entre 200.000 y325.000 t en los VLCC (“Very Large Crude Carriers”) para transportes largos.


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El diseño de los buques-tanque ha estado orientado a reducir los consumosenergéticos y a aumentar la seguridad. El consumo por unidad energética trans-portada se ha reducido un 60 % en los últimos 30 años. En cuanto a la seguridad,los graves accidentes ocurridos, tales como el del petrolero Exxon Valdez en1978, han conducido al diseño de los buques-tanque con doble casco y progra-mas sofisticados de monitorización, alarmas y control de todo tipo para prevenirsituaciones de peligro. Las compañías petroleras han pasado de tener flota pro-pia para una gran parte de sus necesidades a tener la mayor parte de la flota con-tratada, adoptando sistemas de control muy exigentes para garantizar el buenestado de la misma.

4.2. El refino del petróleo

La evolución de la demanda de productos petrolíferos, con predominio cre-ciente de destilados ligeros y medios, obliga a construir refinerías de conver-sión profunda con unidades diversas tales como los FCC (“cracking” catalíticoen lecho fluido), “hydrocracking” o coquización. La mayor parte de los proce-sos de refino actuales se desarrollaron entre 1930 y 1960, pero desde entonces,ha habido un perfeccionamiento continuo en los materiales, las máquinas, lainstrumentación y los catalizadores. Los materiales son capaces de trabajar encondiciones más severas, las máquinas son cada vez más veloces, más fiables ycon mejores rendimientos y la automatización e instrumentación es cada vezmás avanzada, proporcionando una gran seguridad y versatilidad a las refine-rías en el aprovechamiento de materias primas y permitiendo modificar, den-tro de ciertos límites, la estructura de la producción y las especificaciones delos productos.

La figura 4 muestra la evolu-ción de la estructura de lademanda mundial de produc-tos petrolíferos.

Se aprecia que el consumo deproductos pesados ha descen-dido entre 1973 y 2008 del 40 %al 15 %, la de productos inter-medios ha aumentado del 30 %al 45 % y la de productos lige-ros del 30 % al 40 %. En Espa-ña, el cambio ha sido aun más

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Figura 4. Evolución de la estructura de la demanda de productospetrolíferos (% en peso).

acusado, habiendo descendido la demanda de productos pesados del 59 % al14 % y aumentado la de productos intermedios del 22 % al 67 %.

Para la conversión profunda existen diferentes estructuras de las refinerías,pero las más relevantes son FCC y coquer, “hydrocracker” y coquer y, por últi-mo, FCC e IGCC (gasificación de productos pesados y generación de electricidaden un ciclo combinado).

A título de comparación, el cuadro 6 muestra la estructura aproximada de laproducción de tres refinerías con conversión profunda, alimentadas con unpetróleo Arabia Ligero. Además, el IGCC de tamaño medio produce del ordende 6.000 GWh/año.

Se aprecia que la configuración segunda se adapta mejor a la estructura de lademanda española, especialmente utilizando crudos algo más pesados que elArabia Ligero. El futuro del refino seguirá evolucionando en la línea de abas-tecer el sector del transporte, en el que es prácticamente irremplazable, y ali-mentar las plantas petroquímicas, mientras que la demanda de fuelóleos segui-rá disminuyendo al ser sustituido por otras energías (gas natural, carbón,nuclear, renovables).

Como orden de magnitud de la inversión en una refinería de conversión profun-da, basándose en los últimos datos disponibles, puede tomarse un valor compren-dido entre 25.000 y 30.000 $/b, sabiendo que los factores de complejidad, localiza-ción, infraestructuras, etc., pueden hacer variar estos datos de forma significativa.


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Cuadro 6. Estructura de la producción de tres refinerías

FCC Hydrocracker FCCCoquer Coque IGCC

Productos ligeros, % 35 29 36

Productos medios, % 56 62 51

Productos pesados, % 9 9 13

Total 100 100 100

Autoconsumos y mermas, % 6,5 6,8 19,7

Por tanto, para una refinería de 200.000 b/d, la inversión estimada oscilaría entre5.000 y 6.000 M$ de 2008.

4.3 El transporte y distribución de productos petrolíferos

Es el último eslabón de la cadena del petróleo, que hace llegar los productoshasta las estaciones de servicio o el consumidor final. En los productos clarosconsta en general de dos etapas: 1) la logística básica que transporta el produc-to desde las refinerías hasta las instalaciones intermedias, lo que puede hacer-se por oleoducto, buque-tanque o ferrocarril, y 2) la logística capilar, que llevalos productos claros desde estas instalaciones hasta el consumidor final y serealiza en los camiones cisterna multiproducto. Los fuelóleos, que no se trans-portan económicamente por oleoducto, se distribuyen directamente desde lasrefinerías al consumidor final por medio del ferrocarril, buque-tanque ocamión cisterna.

El cuadro 7 establece una com-paración de costes en Españaque tiene solamente un valorindicativo.

El sistema logístico español esuno de los mejores del mundo.La figura 5 refleja la red de oleo-ductos de la Compañía Logísticade Hidrocarburos (CLH), quecon sus 3.800 km de longitud,conecta por tubería las ochorefinerías peninsulares, con 36 instalaciones de almacenamiento intermedio. Laincorporación de los biocarburantes a la red logística está haciendo necesaria laadaptación de sus instalaciones para adecuarlas a sus propiedades específicas.

Dos instalaciones costeras en la Península se abastecen por buque-tanque al noestar justificada económicamente la construcción de un oleoducto desde la refi-nería más próxima. La existencia de una red unificada de estas característicasfue posible porque el Monopolio de Petróleo, extinguido en 1992, centralizabala distribución de productos petrolíferos, lo que, consecuentemente, permitía laoptimización de todo el sistema. Actualmente hay logísticas ajenas a CLH, peroprácticamente todos los operadores utilizan esta red que trabaja con todos ellosen condiciones no discriminatorias.

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Cuadro 7. Costes de la logística de hidrocarburos

Céntimos de € x t x Km

Buque 0,6 - 3,6 en función de tamaño

Oleoducto 1,2 - 2,4 en función de diámetro

Ferrocarril 5,0 - 7,0

Camión cisterna 3,6-5,7

4.4. El margen de la cadena del petróleo

Es la diferencia entre el valor de realización de los productos y el coste de lamateria prima, más los costes variables. A título de ejemplo, el cuadro 8 muestrael margen de una refinería peninsular con conversión media-avanzada para uncrudo procedente de Irán en cinco momentos distintos. Se han elegido fechas enlas que el precio del crudo FOB fue prácticamente el mismo.

Se aprecia una volatilidad importante. La presente crisis económica española ymundial repercute en una menor demanda de productos petrolíferos y unamenor utilización de la capacidad de refino a la que son muy sensibles los már-genes. En la OCDE, la utilización de la capacidad de refino en marzo de 2009 eradel 80 % frente a casi el 90 % en 2006.

Para la optimización del margen de refino se construyen modelos con miles deecuaciones e inecuaciones obteniendo por programación lineal la solución que


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Figura 5. Red logística de CLH.

maximiza una función económica (función objetivo) que representa el margenbruto sobre materias primas y costes variables.

5. La cadena del gas natural

El transporte del gas por gasoducto no presenta dificultades. Sin embargo, paralargas distancias entre continentes solamente puede transportarse en forma degas licuado (GNL).

El transporte por tubería se realiza en estado gaseoso y es considerablemen-te más caro que el transporte de petróleo o productos petrolíferos. La razón esdoble: por un lado, los gasoductos deben soportar presiones altas, entre 60 y 80bar, pudiendo superar en el futuro los 100 bar; por otro, el contenido energéti-co por unidad de volumen en los gasoductos es aproximadamente la cuartaparte del contenido de los oleoductos. La red de gasoductos en el mundo supe-ra el millón de kilómetros.

El gas natural tiene una temperatura crítica de –82,5 ºC, por encima de lacual la licuación no es posible, y una presión crítica de 45,8 bar. A la presiónatmosférica, el gas natural, para ser licuado, debe enfriarse a –161 ºC, ocupan-do un volumen 600 veces inferior al que ocupa en estado gaseoso a la presiónatmosférica. La cadena de GNL tiene tres eslabones: plantas de licuación enorigen, barcos metaneros para el transporte y plantas de regasificación endestino.

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Cuadro 8. Evolución márgenes de refino

Mayo 09 Oct 08 Abril 07 Sep 06 Ag 05

Precio Crudo FOB $/b 59,35 60,31 60,43 57,92 61,53

Flete $/b 0,87 1, 83 1,30 1,53 1,07

Costes adicionales $/b 0,70 0,66 0,69 0,66 0,63

Total costes 60,92 62,80 62,42 60,11 63,23

Realización productos 60,34 57,68 66,90 62,61 73,16

Margen -0,58 5,88 4,48 2,50 9,93

5.1. Plantas de licuación

El enfriamiento del gas natural para su licuación se realiza por contacto conotro fluido más frío o por expansión de otro gas (efecto Joule-Thompson). Eneste caso, que es el adoptado en las grandes instalaciones de licuación, puedenutilizarse varios gases refrigerantes en cascada, por ejemplo el propano hasta–40 ºC, el etileno hasta –100 ºC y el metano hasta –161 ºC. Las inversiones querequieren estas plantas son muy importantes y también los consumos propiosque empezaron siendo del 15 % de la alimentación y actualmente se sitúan entorno al 10 %.

Las inversiones dependen de que haya o no infraestructuras preexistentes yde las características del suelo. En Qatar, entre 2009 y 2010 han entrado o entra-rán en servicio 5 trenes de licuación de 10,8 bcm cada uno, con una inversiónmedia de 4.600 M$ por tren, utilizando todos ellos infraestructuras comunes.En cambio, el tren de licuación de 6 bcm que se está construyendo en PampaMelchorita (Perú), en un lugar de geografía complicada y sin infraestructurasprevias, la inversión prevista asciende a 3.500 M$, es decir 0,58 $/m3 frente a0,43 $/m3 en Qatar.

El coste de la licuación se sitúa en el entorno de los 3,0 a 4,5 $/MBtu (8,4 a12,6 c$/m3).

5.2 El transporte

El transporte marítimo se realiza en buques de doble casco especialmente dise-ñados para transportar GNL a –161 ºC y a la presión atmosférica. La densidad dela carga es de 0,47 aproximadamente, equivalente al 55 % de la densidad de unpetróleo de 34º API. Por otra parte, la inversión duplica la de un petrolero desimilares características y todo ello hace que el transporte de GNL sea más caroque el del petróleo, situándose entre 0,8 y 1,5 $/MBtu (2,2 a 4,2 c$/Nm3).

El tamaño de los metaneros ha aumentado a lo largo de los años, alcanzandosu valor máximo de 266.000 m3 en el que entró en operación en marzo de 2009para el transporte de GNL procedente de Qatar.

La propulsión de los metaneros utiliza como combustible en un 40-80 % losvapores que se generan durante el transporte (0,1 % a 0,15 % del volumen trans-portado por día) y el resto con búnker marino. Cuando el precio del gas es ele-vado, el transporte de GNL se realiza íntegramente con bunker marino.


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5.3. Plantas de regasificación

El extremo de la cadena son las plantas de regasificación, utilizando comofuente de calor el agua de mar o la combustión de una parte del gas. En esteúltimo caso, el autoconsumo es del orden del 1,5 % al 2,0 % del gas emitido. Elcoste de almacenamiento y regasificación se sitúa entre 0,4 y 0,8 $/MBtu (1,1 y2,2 c$/Nm3). Por tanto, el coste total unitario de la cadena de licuación, transpor-te marítimo, regasificación y almacenamiento en origen y en destino varía entre4,2 y 6,8 $/MBtu o entre 11,8 y 19,0 c$/Nm3.

En la cadena de GNL, el coste unitario inicial es muy alto, pero aumenta lenta-mente por cada kilómetro adicional recorrido dado que sólo debe soportar loscostes variables marginales del transporte marítimo, mientras que en el transpor-te por gasoducto, los costes iniciales son más bajos pero crecen más rápidamen-te con la distancia por incluir el coste fijo de cada kilómetro adicional. La distan-cia de indiferencia puede ser de 800 km si la comparación se realiza con gasoduc-tos marinos o 1.400 km si se realiza con gasoductos terrestres.

En 2008 se transportaron entre países 588 bcm por gasoductos y 227 bcm enforma de GNL, lo que representa el 20 % y el 8 % respectivamente del consumomundial de gas natural.

También el almacenamiento de petróleo o productos petrolíferos es mucho mássencillo y barato que el de gas natural. En España, a finales de 2007, el stock decrudo ascendía a 7,02 Mt y el de productos a 11,43 Mt, totalizando 18,45 Mt. Lalegislación española establece unas existencias mínimas de seguridad de 90 díasde consumo de productos petrolíferos para cada uno de los tres grupos: gasoli-nas, destilados medios (queroseno y gasóleo) y fuelóleos, computándose lasmaterias primas por sus rendimientos equivalentes en los tres grupos anteriores.

En el caso del gas natural, por las dificultades de su almacenamiento en super-ficie y subterráneo la capacidad de almacenamiento útil asciende en las segun-das a 1,7 bcm (Serrablo, Gaviota y Marismas) y la existente en las plantas deregasificación a 1,5 bcm, totalizando 3,2 bcm, equivalentes al consumo de 30días. La media del gas almacenado es menor por las fluctuaciones en los depósi-tos de superficie.

La figura 6 refleja las plantas de regasificación existentes en España, la capacidadde almacenamiento de cada una de ellas y la red básica de transporte. Existen 6 plan-tas de regasificación en operación y otra en construcción. La red de gasoductostiene una longitud superior a los 8.500 km. La existencia de estas plantas en

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España, frente a 9 en operación y 2 en construcción en el resto de Europa dan anuestro país una gran versatilidad en el abastecimiento de gas natural. En 2008 seimportaron en España 10,9 bcm por gasoducto y 28,7 bcm como GNL, cantidadesta última algo superior a la totalidad del GNL recibido en el resto de la UE.

6. El futuro de los hidrocarburos

La AIE en su escenario de referencia del World Energy Outlook 2008, prevéla siguiente evolución del consumo de energía primaria y de las emisiones deCO2 (cuadro 9).


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Figura 6. Red básica de gas natural en España.

6.1 El futuro del petróleo

Ante las cifras contenidas en el cuadro 9, cabe formularse las siguientes pre-guntas: ¿Será posible satisfacer económicamente una demanda de petróleo de38 Gb? En caso de serlo, ¿Se realizarán las inversiones precisas? Por último: ¿Escompatible un crecimiento del 27 % de las emisiones de CO2 producidas por elpetróleo entre 2.007 y 2.030 con los objetivos medioambientales de la comunidadinternacional?

Se han formulado varias previsiones sobre la fecha en que se alcanzará el pico deproducción, es decir: la producción máxima posible, que podría situarse en la déca-da de los 30, incluyendo el petróleo no convencional y los líquidos del gas natural(NGLs), es decir, los hidrocarburos líquidos que se producen con el gas natural.Según la AIE sería posible producir el petróleo demandado en 2030, con un esque-ma similar al de la figura 7.

Del análisis de esta figura se deduce que la producción en los yacimientos con-vencionales empezaría a declinar en 2010 y que sería preciso poner en produc-ción yacimientos ya conocidos que empezarían a declinar igualmente hacia2018/2020, debiendo ser complementada con la producción en campos aún nodescubiertos. El resto de la oferta provendría de hidrocarburos que se encuen-tran en estado líquido en el subsuelo y que se producen con el gas natural delque se separan en plantas de proceso (3,8 Gb en 2007 y 7,2 Gb en 2030 ) y petró-leo no convencional (0,4 Gb en 2007 y 3,2 Gb en 2030).

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Cuadro 9. Previsión demanda energía primaria y emisiones de CO2

2.006 2.030 VariaciónMtep % Mtep % 2.030/2.006

Petróleo 4.029 34 5.109 30 + 27 %

Gas Natural 2.407 21 3.670 22 + 52 %

Subtotal 6.436 55 8.779 52 + 36 %

Carbón 3.053 26 4.908 29 + 67 %

Otras energías 2.241 19 3.327 19 + 49 %

Total 11.730 100 17.014 100 + 45

Emisiones de CO2 , Mt 27.889 - 40.553 - + 46 %

Puede apreciarse que, a diferencia del gas natural, la contribución de los petró-leos no convencionales es muy limitada por las incertidumbres tecnológicas, loscostes de producción y el impacto medioambiental. En 2030, el 70 % provendríade las arenas bituminosas, el 13 % de la obtención de petróleo sintético a partirdel carbón (CTL), principalmente en China y Estados Unidos, y el 17 % restantede la obtención de petróleo sintético a partir del gas natural (GTL) (7 %), de adi-tivos tales como el MTBE, ETBE, TAME, etc y de crudos extrapesados, excluidala producción en Venezuela, que se incluye en los petróleos convencionales.

La AIE estima que la inversión necesaria a realizar entre 2007 y 2030 ascenderíaa unos 5 billones de dólares de 2007. Es dudoso que estas inversiones se realicen.En efecto, gran parte de las reservas de petróleo convencional están concentradasen países en los que las empresas nacionales (NOC) tienen el control total de lasmismas. Estas empresas podrían no realizar las inversiones necesarias por tener


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Figura 7. Producción de petróleo por origen en 2030 (escenario de referencia)Fuente: World Energy Outlook 2008

otras prioridades presupuestarias, por carecer de la capacidad de gestión y téc-nica suficientes o, sencillamente, porque deseen prolongar la vida de sus reser-vas. Ejemplo de lo primero lo tenemos en Méjico, país que está realizando inver-siones offshore en el Golfo de Méjico muy inferiores a las realizadas por losEstados Unidos en sus aguas territoriales. Por todo ello, es muy dudoso que laoferta pueda alcanzar la demanda prevista en el cuadro.

Claude Mandil -que fue hasta hace poco tiempo Director General de la AIE-, enel informe titulado “La Seguridad Energética y la Unión Europea. Propuesta parala Presidencia de Francia” (abril 2008), afirma que por las razones apuntadas “exis-te el peligro de que el mundo sufra una crisis petrolera en la próxima década, conprecios extremadamente elevados”. Por ello, es necesario actuar en un doble fren-te: incrementando la eficiencia energética en el uso de los derivados del petróleo y,cuando sea posible, sustituyendo el petróleo por otras fuentes de energía.

Por otra parte, en lo que se refiere al impacto medioambiental, el CuartoInforme del Panel Internacional sobre el Cambio Climático (IPCC) prevé que conemisiones del CO2 al nivel de las indicadas en el Cuadro 9, el contenido en gasesde efecto invernadero se estabilizaría en 2030 en 1.000 ppm, lo que implicaría unaumento de temperatura en 2.100 de 6 ºC, y que para reducir este incrementohasta 3 ºC ó 2 ºC sería necesario que dicho contenido fuera de 550 ppm en el pri-mer caso o 450 ppm en el segundo.

Por tanto, es necesario moderar el crecimiento del consumo de derivados delpetróleo, al igual que debe hacerse con las demás energías fósiles y esto debelograrse actuando sobre los diferentes subsectores: generación eléctrica, indus-tria petroquímica, residencial y servicios y transporte.

El consumo de petróleo en la generación eléctrica es actualmente bajo (delorden del 7 % del consumo total) pero debe reducirse aun más cuando sea posi-ble recurriendo a energías limpias a efectos de emisiones de CO2, tales como lanuclear y las renovables.

También en la industria y en los sectores residencial y los servicios, el petróleopuede ser sustituido por el gas natural, que también produce emisiones de efec-to invernadero pero que son menores que las del petróleo y sus derivados por sumayor eficiencia y por la mayor relación H/C en su composición química. Por elcontrario, el petróleo es insustituible como materia prima petroquímica por laamplia gama de productos que pueden obtenerse: olefinas, aromáticos, lubrican-tes, etc.; de aquí que su peso porcentual deba aumentar en el futuro.

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En cuanto al transporte, el petróleo es actualmente prácticamente insustituible.El 94 % de la energía consumida en este sector proviene del petróleo, llegando al99 % en el transporte en carretera y el 100 % en el transporte aéreo. Más del 50 %del petróleo se consume en el sector del transporte, con tendencia a aumentar amedida que es sustituido en otras aplicaciones.

Una vía para reducir el consumo de petróleo en el transporte es la mayor eficien-cia mediante mejoras en el diseño, los materiales, la instrumentación y el desarrollode vehículos híbridos, y otra es la sustitución del petróleo por otras fuentes de ener-gía: biocarburantes, gas natural, vehículo eléctrico, pilas de combustible o petróleossintéticos obtenidos a partir del gas natural, carbón o biomasas ( GTL, CTL, BTL).

La primera alternativa son los biocarburantes, que tienen las siguientes propie-dades: reducen las emisiones de CO2, diversifican el abastecimiento energético,son una energía renovable y contribuyen a la agricultura sostenible. Sin embargo,los fabricados en Europa a partir de cereales (bioetanol) o de aceites vegetales(biodiesel) tienen inconvenientes graves: elevados costes de producción, dadoque el coste de la materia prima es sustancialmente más elevado que el preciointernacional de los carburantes minerales, y producción de emisiones importan-tes de CO2 en el ciclo de vida de las materias primas y en la fabricación de los bio-carburantes, de tal manera que las emisiones evitadas por el bioetanol son sola-mente el 30 % de las emisiones de la gasolina y las del biodiesel, el 32 % de las delgasoil. Consecuencia de lo anterior es que en España los extracostes del bioetanol,comparado con la gasolina, son de 492 euros/tep y los del biodiesel, comparadoscon el gasoil, de 331 euros/tep. A su vez, el coste de cada tonelada de CO2 evita-da es de 535 euros/tep en el bioetanol y de 210 euros/tep en el biodiesel.

Por otro lado, la demanda de materias primas alimentarias para la fabricaciónde biocarburantes puede originar una elevación en el precio de aquellas. Así loreconoce el informe de la OCDE de septiembre de 2007 titulado “Biocarburantes:¿es peor el remedio que la enfermedad? en el que se afirma que es muy limitadoel potencial de mejora del medio ambiente con la actual tecnología de fabricaciónde biocarburantes sin comprometer el precio de los alimentos. Por último, elatractivo de los precios de las materias primas alimentarias está provocandodeforestaciones muy negativas desde el punto de vista medioambiental.

Ello no quiere decir que los biocarburantes no tengan futuro. Es preciso que sufabricación sea razonablemente competitiva a partir de materias primas no ali-mentarias tales como las lignocelulosas, algas, etc., lo que no es previsible quesuceda antes de, al menos, una década. El esfuerzo en I + D+ i no es suficiente, si


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se compara en términos económicos con las subvenciones al consumo de la actualgeneración de biocarburantes. En cuanto a España, en 2010, con carácter vinculan-te, el contenido energético de los biocarburantes en la formulación de gasolinas ygasóleos de automoción deberá ser del 5,83 % en contenido energético, equivalen-te al 8,24 % en volumen en las gasolinas y el 6,21 % en los gasóleos. El extracostede estos biocarburantes será, habida cuenta de los consumos previstos, de unos700 M €, cifra que se compara con unas pocas decenas de millones de euros inver-tidos en I + D + i en el desarrollo de biocarburantes de segunda generación.

Los petróleos sintéticos obtenidos a partir del carbón o del gas natural sustitu-yen al petróleo, pero en cambio tienen emisiones de CO2 muy elevadas por elimportante consumo de energía necesario para su fabricación. La utilización degas natural como carburante reduciría las emisiones de CO2 habida cuenta de suelevado índice de octano, del orden de 120. El inconveniente está en la variabili-dad de la composición del gas natural según su procedencia y en los problemaslogísticos que lleva asociados. Por ello, su desarrollo ha sido hasta ahora limita-do: menos de 10 millones de vehículos en el mundo, aunque se espera que sealcancen los 50 millones en 2020.

El vehículo eléctrico puede ser una alternativa si se superan las muchas dificul-tades que existen actualmente. Para que produzca el doble efecto de reducir elconsumo de petróleo y también las emisiones de CO2, sería necesario que la elec-tricidad se produzca con energías limpias: nuclear o renovables.

Según la AIE, la adopción de medidas como las indicadas anteriormente podríanreducir el consumo de petróleo en 2030 de 38 Gb a 31,6 Gb, es decir: un 15 %menos que en el escenario de referencia y solamente un 7 % más que en 2.006.

Como resumen de todo lo anterior puede decirse que el petróleo es actualmen-te prácticamente insustituible en dos de sus aplicaciones: el transporte y comomateria prima petroquímica; que los petróleos no convencionales están lejos deser una alternativa porque son caros de producir y fuertemente consumidores deenergía y emisores de CO2 en la extracción y el “upgrading”; que pronto puedenaparecer tensiones en el mercado a no ser que se realicen enormes inversiones enel desarrollo de nuevos yacimientos de petróleo convencional (que no es seguroque suceda dada la fuerte concentración de las reservas en países con limitacio-nes financieras y en los que la producción está reservada a empresas estatales,las NOC) y que los costes totales, incluidos los “Finding costs”, los de desarrolloy los de producción están creciendo continuamente. Es, por tanto, urgente mode-rar el consumo mediante una mayor eficiencia y la sustitución del petróleo en los

Resumen ejecutivo

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usos en los que sea posible, porque de lo contrario, podría producirse en la pró-xima década una tercera crisis del petróleo aún más grave que las anteriores.

6.2. El futuro del gas natural

Las ventajas del gas natural como combustible hacen que se prevea un impor-tante incremento de su consumo mundial a medida que se desarrolla la redlogística, ya sea por gasoducto o en forma de GNL. La AIE prevé, en su escena-rio de referencia, un incremento superior al 50 % entre 2006 y 2030.

Las reservas recuperables de gas natural, que equivalen al consumo actual de60 años, aumentarán a medida que aparezcan nuevas tecnologías que permitan laexplotación de reservas en localizaciones alejadas del consumo y en campos dema-siado pequeños como para justificar económicamente la construcción de plantasde licuación convencionales. En estos casos, existen dos tecnologías posibles:

w La primera son las plantas de licuación flotantes. Son plantas sobre una estruc-tura móvil de pequeña escala (2-3 bcm) o de media-gran escala (3-6 bcm).Permiten el desarrollo de campos de “stranded gas offshore u onshore” cer-canos a la costa.

w La segunda es la conversión de gas natural en un petróleo sintético que setransporta fácil y económicamente (GTL). Consiste en la obtención de un gasde síntesis compuesto por monóxido de carbono e hidrógeno por reformadocon vapor o por oxidación parcial del gas natural. A continuación, por el pro-ceso de Fischer-Tropsch se obtiene un petróleo sintético compuesto de hidro-carburos de cadena larga, en general saturados, que se transporta hasta lasrefinerías en las que mediante unidades de hydrocracking pueden obtener-se gasóleos de excelente calidad, exentos de azufre y aromáticos.

Actualmente, las tecnologías disponibles son fuertemente consumidoras deenergía, del orden del 40 % del gas, con las consiguientes emisiones de CO2. Porello se prevé una contribución muy reducida al abastecimiento de petróleo en2.030, del orden de 0,2 Gb, salvo que los progresos técnicos mejoren la economíade estas plantas y reduzcan sensiblemente las emisiones de CO2.

Otro aspecto de interés es el hecho de que la producción de gas no convencio-nal, principalmente a partir de arenas compactas y de yacimientos de carbón esya competitiva y representa el 46 % de la producción en Estados Unidos. Conello, las reservas de gas recuperable deben aumentar considerablemente a medi-da que se desarrollen en otros países tales como China o Australia.


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Por tanto, aun cuando las reservas convencionales, al igual que las de petróleo,están concentradas en pocos países (Rusia, Irán y Qatar el 53 %) la existencia dereservas no convencionales en países de la OCDE en cantidades significativashace que no sea probable un estrangulamiento de la oferta o, al menos, es muchomenos probable que en el caso del petróleo.

Existen, sin embargo, dos aspectos que hacen aconsejable moderar el crecimientodel consumo de gas natural. El primero son las emisiones de CO2, producidas por elgas natural, que aumentarían de 5.440 Mt en 2006 a 8.250 en 2030, es decir, se incre-mentarían el 52 %. El segundo, las peculiaridades del transporte del gas natural quedan una gran rigidez al sistema en el caso de los gasoductos, medio por el que en2008 se transportó entre países el 72 % del total. El gasoducto no solo crea una depen-dencia total productor/consumidor sino que además es vulnerable cuando atravie-sa otros países, tal como se ha visto en los inviernos de 2007 y 2008 y especialmenteen Enero de 2009 con los suministros de Rusia a Europa Central. Los proyectosNabucco y South Stream, con capacidades de 31 y 39 bcm respectivamente, que atra-viesan Turquía y varios países europeos tienen por esta razón un cierto grado devulnerabilidad. Por el contrario, la cadena de GNL da gran flexibilidad al sistema,pero es fuertemente consumidora de energía, del orden del 15 % del gas.

El gas natural, como combustible, debe sustituir progresivamente al fuelóleo,al gasóleo C y a los GLP en los sectores industriales y doméstico comercial. Encuanto a la generación eléctrica el cuadro 10 muestra la estructura de costes encentrales de gas natural (ciclo combinado), carbón y nuclear.

El bajo coste de capital de la generación con gas (ciclos combinados) hacen queestas centrales sean apropiadas para dar respaldo a las energías aleatorias, comola eólica o la solar, mientras que el bajo coste de combustible de la nuclear deter-mina su funcionamiento en base. A pesar de las bajas emisiones de CO2 de lascentrales de gas (del orden de 340 g/KWh) en comparación con las supercríticas

Resumen ejecutivo

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Cuadro10. Estructura de los costes de la generación eléctrica

Gas Carbón Nuclear

Combustible 75 % 50 % 12 % ( 5% uranio)

Operación y mantenimiento 10 % 20 % 40 %

Capital 15 % 30 % 58 %

de carbón, 770 g/KWh, sería imprudente utilizar el gas natural en exceso en lageneración eléctrica habida cuenta de la conveniencia de moderar el aumento desu consumo por las razones anteriormente indicadas.

Según la AIE la adopción de medidas varias en los diferentes sectores consumi-dores podrían reducir la demanda de gas natural de 3.240 bcm a 2.666 bcm, con unincremento respecto del 2006 del 23 % frente al 52 % del escenario de referencia.

7. Los hidrocarburos en el abastecimiento energético español

El cuadro 11 muestra la estructura del abastecimiento de las cinco energíasconvencionales (petróleo, gas natural, carbón, nuclear e hidroeléctrica) enEspaña, la UE excluida Francia por el peso de la energía nuclear, la OCDE y losEstados Unidos.

Puede apreciarse que España tiene una gran dependencia del petróleo, un 14 %más que los demás países o grupos de países con economía de mercado, com-pensado por un menor consumo de carbón con la peculiaridad, además, de quela totalidad del petróleo y del gas son importados. Es sabido que el abastecimien-to de carbón tiene un alto grado de seguridad tanto por su origen, como por suabundancia y por las rutas de transporte y que, además, se está progresando enlas técnicas de secuestro y almacenamiento de CO2. Por tanto al ser el abasteci-miento energético español más vulnerable que en los países de nuestro entornoeconómico (14 % más de petróleo y 10/11 % menos de carbón) son especialmenteaplicables las reflexiones anteriormente realizadas sobre el petróleo.


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Cuadro11. Estructura del abastecimiento de energía primaria

Petróleo Gas Natural Carbón E,. Nuclear E. Hidroeléctrica

España 54 24 10 9 3

UE (sin Francia) 41 27 20 8 4

OCDE 40 25 21 9 5

Estados Unidos 39 25 21 8 2

Fuente: BP Statistical Review 2008.

Capítulo 1. Introducción

1.1. Evolución histórica de las industrias del petróleo y del gas natural

Existe abundante información sobre la utilización artesanal de petróleo a lolargo de la historia de la humanidad hasta los tiempos modernos. En ExtremoOriente, el petróleo extraído en perforaciones manuales de unas decenas demetros, se utilizaba para el alumbrado y usos domésticos. También los romanosempleaban el petróleo para el alumbrado, el calentamiento de instalaciones ter-males y la lubricación de las ruedas de sus carros. En el continente americano eraconocido por las civilizaciones precolombinas e incluso se han encontrado enPerú y Colombia pequeñas destilerías realizadas en tierra cocida.

En los siglos XVI y XVII desempeña un papel importante el betún prove-niente de la alteración natural del petróleo que afloraba en la superficie. Elfamoso tratado de minería De Re Metalica (De la Minería y los Metales) de1556 describe los métodos de concentración del betún y sus aplicaciones enlubricación, impermeabilización e iluminación de ciudades y de viviendas. EnPensilvania hay referencias muy anteriores al descubrimiento de petróleo(producido en 1859) que marcaría un hito en esta industria. También enEuropa existían pequeñas explotaciones mineras para extraer petróleo envarias zonas. Las galerías alcanzaban en la segunda mitad del siglo XVIIvarios centenares de metros, implantándose en 1813 el primer sondeo que des-cubrió petróleo fluyente.

También el gas natural ha sido utilizado desde la antigüedad. Los fuegos a par-tir del gas emanado en zonas que después han sido productivas, están abundan-temente documentados y frecuentemente asociados a prácticas religiosas. Enparticular, en China, dos siglos antes de nuestra era, se producía gas en redesrealizadas con tubos de bambú para la explotación de salmueras que llegaban aalcanzar profundidades de 1.000 m. Con este gas se alimentaban hornos en losque se evaporaba la salmuera para obtener la sal.

El cambio de escala en las energías fósiles - carbón, petróleo y gas natural - seprodujo con el descubrimiento de las máquinas de vapor y de los motores de


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Capítulo 1. Introducción

combustión interna. En 1775, el inglés James Watt descubrió la máquina devapor de simple efecto y siete años más tarde, la de doble efecto. El combustibleutilizado, el carbón, pasó a desempeñar un papel primordial en la economíamundial. El binomio carbón-máquina de vapor permitió la sustitución de laenergía animal por la mecánica en la industria y el transporte marítimo y terres-tre. A principios del siglo XX había en Europa 100.000 kilómetros de ferrocarrilpropulsado con locomotoras de vapor y casi otros tantos en Estados Unidos.

Entre tanto, el petróleo tuvo un uso marginal hasta finales del siglo XIX. Elcambio de escala se inició con el descubrimiento de petróleo en 1859 realizadopor Drake en Oil Creek (Pensilvania) en un sondeo de 70 pies de profundidadque produjo 20 barriles/día. Este descubrimiento aceleró la actividad perforado-ra, incrementándose la producción rápidamente hasta alcanzar las 25.000 tonela-das en 1860. El bajo precio del petróleo debido a la abundante oferta, estimulósobre todo la utilización de queroseno en el alumbrado y en aplicaciones domés-ticas. Sin embargo, el consumo mundial de petróleo seguía siendo muy reduci-do en 1900, año en el que apenas alcanzó los 20 millones de toneladas, equiva-lentes al 3 % del consumo mundial de energía primaria, a la que el carbón apor-taba en dicho año el 68 % y el gas natural el 1 %.

La gran transformación de la industria petrolera se inició a finales del siglo XIX,con el descubrimiento de los motores de combustión interna, el de explosión en1887 (Otto y Daimler) y el de compresión (Diesel), diez años más tarde. Lafabricación de automóviles en cadena por Ford a principios del siglo XX, con sufamoso modelo T, el desarrollo del sector de automoción terrestre y marítimo y eldescubrimiento del motor a reacción de la década de los 40 del siglo pasado, queimpulsó a su vez el transporte aéreo, aumentaron extraordinariamente lamovilidad de las personas y de las mercancías, contribuyendo decisivamente aldesarrollo económico y a la globalización de la economía. Por otra parte, laversatilidad de los derivados del petróleo y su fácil manipulación dieron lugar ala sustitución de la carboquímica, que todavía era importante a mediados delsiglo XX, por la petroquímica.

En el caso del gas natural, la explotación a gran escala adquirió gran importan-cia en Estados Unidos en la década de los 30 del pasado siglo como gas asocia-do a la producción de petróleo. En Europa la utilización comercial se produjo apartir de los descubrimientos de los yacimientos de gas natural en el valle del Po,en Italia, en 1946, en Lacq en Francia, en 1951 y en la década de los 60 enGroninga. También en la antigua URSS, los grandes descubrimientos realizadosen 1942 y 1980 confieren a esta zona una posición destacada en cuanto a reservas,

Introducción

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producción y consumo de gas natural. Actualmente el gas natural aporta el 21 %del consumo mundial de energía primaria.

1.1.1. La organización mundial de la industria petrolera y gasista

Desde principios del pasado siglo el petróleo fue adquiriendo un valorestratégico y económico de primera magnitud, como lo revela el origen y evo-lución de las grandes multinacionales y la intervención de los Estados a tra-vés de la regulación de los mercados o de la creación y participación enempresas públicas.

La primera gran compañía petrolera fue la Standard Oil creada por JohnRockefeller, que a finales del siglo XIX llegó a controlar gran parte del refinode petróleo en Estados Unidos. En 1911 la Standard Oil, en aplicación de laLey Antimonopolio, la Sherman Act de 1890, que condenaba “toda coaliciónsusceptible de restringir el comercio y los intercambios”, fue obligada a des-membrarse en 33 compañías independientes, entre ellas, la Esso o Exxon(Standard Oil de Nueva Jersey), Mobil (Standard Oil de Nueva York) y Socal(Standard Oil de California). Así nacieron tres de las grandes multinacionalesdel petróleo.

La cuarta multinacional perteneciente al grupo de las llamadas “seven sisters”fue la Royal Dutch Shell, creada en 1907. Fue el resultado de la asociación de laRoyal Dutch holandesa, dirigida por Henri Deterding, que producía petróleo enlas Indias Holandesas y la Shell Transport inglesa, dirigida por los hermanosSamuel cuya actividad principal era la importación de artículos orientales espe-cialmente nácar y conchas semipreciosas (de aquí deriva su nombre) y que pron-to empezaron a comercializar petróleo. En 1907 los activos aportados por laempresa holandesa se valoraron en un 60 % del nuevo holding, quedando Shellen posición minoritaria y Deterding con el poder efectivo.

El origen de la quinta gran compañía, la actual BP, se remonta al 1901. En eseaño, William Knox d’Arcy, que se había enriquecido en la producción de oro enAustralia, adquirió una concesión por 60 años que cubría la totalidad de Persia.Después de algunos trabajos infructuosos, descubrió un gran yacimiento depetróleo en Irán, pasando a denominarse Anglo-Iranian Oil Company. Al finali-zar la primera guerra mundial, el Gobierno británico adquirió el 54 %. Al princi-pio de la década de los 50, después de los intentos nacionalizadores del doctorMossadek en Irán, la empresa pasó a denominarse British Petroleum (BP) y másrecientemente, simplemente BP o bp.


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Además de estos cinco grandes consorcios y con motivo de los descubri-mientos de los nuevos yacimientos de petróleo en el Estado de Texas, se crea-ron dos empresas que adquirieron posteriormente talla internacional: Gulf yTexaco.

Así nacieron las siete grandes multinacionales clásicas: Exxon, Mobil, Socal-Chevron, Shell, BP, Gulf y Texaco. El poder de estas empresas fue enorme. En1929, se reunieron en el castillo de Achnacarry, en Escocia, convocados porDeterding y firmaron un Acuerdo que era un acto de cártel. En la exposiciónde motivos se decía que “hasta el momento, cada gran empresa se ha esforza-do en aumentar su producción e incrementar sus ventas en detrimento deotras. El efecto ha sido una competencia destructiva”. Los acuerdos alcanza-dos configuraban una estructura de oligopolio con cuotas de mercado preci-sas en proporción de las ventas en el momento de firmar el acuerdo, estable-ciendo además una política de precios. En el año 1950 las reservas y la produc-ción de Oriente Medio y Venezuela estaban controladas por las siete grandesa las que se sumaba una modesta participación de la Compagnie Française desPétroles (CFP) de la que se hablará más adelante.

Después de la primera guerra mundial, percibida la importancia estratégicay económica del petróleo, los países latinos que estaban en una situación des-favorable respecto de los Estados Unidos y el Reino Unido decidieron adop-tar medidas para corregir la situación. Así, Francia, país con fuerte tradiciónempresarial pública, encaminó sus esfuerzos a situar una empresa estatalentre las grandes multinacionales, tratando de lograr el control de yacimien-tos de terceros países. Esto lo consiguió creando en 1924 la CFP para hacersecargo de los yacimientos de Irak que habían pertenecido al Deutsche Bank.Por otra parte, el gobierno francés que había asumido durante la primera gue-rra mundial el monopolio de importación y distribución de hidrocarburos,consideró en 1919 la posibilidad de consagrar por ley este monopolio. Hasta1928 no se adoptó una decisión definitiva que fue el establecimiento de un sis-tema de intervención estatal sin monopolio. El Estado quedaba como únicoárbitro en un mercado fuertemente regulado en el que se permitía a las empre-sas privadas competir dentro de un sistema de cuotas. Para estimular laindustria de refino, se imponían fuertes aranceles a la importación de produc-tos refinados. El Estado francés participaba además en el mercado a través dela CFP, de cuyo capital adquirió el 25 %, controlando la composición delConsejo de Administración. CFP fue creciendo en importancia, especialmentecon la incorporación de otra francesa, ELF, convirtiéndose, bajo la marcaTotal, en una de las multinacionales más eficientes.

Introducción

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A su vez, en Italia, se creó en 1926 el AGIP (Azienda Generale Italiana Petroli)como ente estatal cuya misión era “desarrollar toda la actividad relativa a laindustria y el comercio de productos petrolíferos”. Sin embargo, AGIP no fue unmonopolio en el territorio italiano, practicando una política inspirada en la LeyFrancesa de 1928. Años más tarde creó la filial ENI (Ente Nazionale Idrocarburi)que actualmente es una empresa comparable a Total.

En España se creó en 1927 Campsa. Sobre esta compañía se hablará más adelante.

En fechas relativamente recientes, se ha producido una concentración de lasgrandes multinacionales anglosajonas. Chevron (Socal) absorbió a Gulf y poste-riormente, se fusionó con Texaco, Esso (Exxon) absorbió a Mobil y BP integróvarias compañías de gran dimensión, tales como Amoco. Actualmente, lasempresas más importantes del mundo son Esso, Shell, Chevron-Texaco y BP.

Hasta el año 1948, las compañías productoras de petróleo pagaban un royaltydel 12,5 % sobre el precio de venta del petróleo. En este año, después de las pri-meras elecciones democráticas en Venezuela, se modificó el tratamiento fiscal,incorporando un impuesto sobre los beneficios del 50 %, después de deducidoslos costes de producción y el royalty.

En 1950, cuando faltaban once años para la caducidad de la concesión de Irán,se inició un proceso de nacionalizaciones con la creación de la empresa NIOC(National Iranian Oil Company) que pasó a ser propietaria de los yacimientos,atribuyendo su explotación a un consorcio del que formaban parte las siete mul-tinacionales anglosajonas y la CFP. Las condiciones fiscales eran las aplicadas enVenezuela desde 1949. La nacionalización del petróleo iraní no afectó a las con-diciones económicas de las que disfrutaban las empresas multinacionales, perosí a la propiedad del petróleo lo que sirvió de precedente a otros países.

En agosto de 1960, se creó la Organización de Países Exportadores de Petróleo(OPEP) de la que actualmente forman parte, entre otros, Arabia Saudita, Irán,Irak, Kuwait, los Emiratos Árabes Unidos, Venezuela y Nigeria. Su objetivo era,a corto plazo, aumentar los ingresos derivados del petróleo y a largo plazo, elcontrol de las reservas. Ambos objetivos se fueron consiguiendo de modo pro-gresivo, alcanzando el control de las reservas en la segunda mitad de la décadade los setenta.

En los últimos treinta años, los países de la OPEP han oscilado entre el nacio-nalismo y el realismo, permitiendo en algunos periodos la intervención de las


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grandes compañías que disponen de tecnología, capacidad de gestión y recursosfinancieros. La tendencia reciente es la de un fuerte nacionalismo que ha condu-cido a que las National Oil Companies controlen totalmente el 75 % de las reser-vas de petróleo y parcialmente otro 10 %.

1.1.2. La industria petrolera española.

El primer tercio del siglo XX se caracterizó en España por un crecimiento eco-nómico relativamente importante del orden del 2 % anual y acumulativo, bastan-te más alto que el francés o el italiano y casi el doble que el inglés. A su vez, elconsumo de energía creció en este periodo a tasas anuales del 3 %.

El parque de automóviles que era muy bajo en las dos primeras décadas delsiglo XX fue creciendo rápidamente con unas matriculaciones que pasaron de14.000 automóviles anuales entre 1920 y 1924 a 30.000 entre 1925 y 1929 y 20.000entre 1930 y 1935. El consumo de productos petrolíferos, que era solamente de50.000 toneladas en 1920, pasó a 670.000 toneladas en 1930 y a 860.000 toneladasen 1935.

El mercado español estaba concentrado en unas pocas empresas. Los testimo-nios de mediados de la década de los años 20, coinciden en atribuir a dos multi-nacionales americanas el 50 %, a Shell el 35 % y el 15 % a Porto Pí, que comercia-lizaba básicamente productos petrolíferos rusos.

Por otra parte, la política arancelaria que gravaba las importaciones de petró-leo mucho más que los productos refinados, dio lugar a principios de la décadaal famoso Spanish Oil que era un producto semidestilado que se importaba comopetróleo crudo y que se fraccionaba después en instalaciones muy sencillas.

En este contexto de demanda creciente, de oligopolio comercial, de prácticasfraudulentas en los mercados y de fuerte intervención del Estado en los paísesvecinos, no es de extrañar que el Gobierno español decidiera actuar en esteimportante sector. Pudo haberse seguido el precedente francés – el Estado, árbi-tro último de un mercado fuertemente regulado, sujeto a un sistema de cuotas,complementado con la creación de una empresa también controlada por elEstado – o adoptar la creación de un monopolio de petróleos tal como había esta-do considerando el gobierno francés. Se optó por este último. El Decreto-Ley dejunio de 1927 estableció la monopolización de la industria en todas sus fases. Sufinalidad era crear una empresa verticalmente integrada, desde la exploración dehidrocarburos en España, a la compra de reservas en el exterior, la creación de

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una flota para el transporte de crudo y de productos, la instalación de refineríasy la distribución. La explotación del monopolio se adjudicó mediante un concur-so al que se presentaron seis propuestas, siendo otorgada a un grupo consti-tuído por los bancos importantes de la época: Urquijo, Hispano Americano,Español de Crédito, Herrero, Vizcaya, Bilbao, etc. La compañía recibió el nom-bre de Campsa (Compañía Arrendataria del Monopolio de Petróleos, S. A.).

Desgraciadamente, durante los 20 años de concesión, Campsa prácticamentesólo realizó actividades comerciales y, en particular, no construyó refinerías en suárea de actividad que era la península y las Islas Baleares. Las razones invocadaspor los propietarios de Campsa para justificar la no construcción de refineríaseran muy débiles e incluso poco rigurosas: que no había demanda suficiente, queera necesario conocer previamente el petróleo a refinar o que las refinerías debíanconstruirse cerca de los yacimientos y no próximas al consumo, razones todasellas falsas. Entre tanto, Cepsa puso en marcha en 1930 una refinería en Tenerife,fuera del ámbito geográfico del monopolio, con una capacidad de refino de250.000 toneladas/año equivalente a menos del 40 % del consumo español deproductos petrolíferos en dicho año.

A la vista de la pasividad de Campsa, no es de extrañar que en 1947, año decaducidad de la concesión, el gobierno prorrogase la misma indefinidamentepero excluyendo del ámbito de monopolio el refino de petróleo y el abasteci-miento de materia prima, subsistiendo el monopolio de distribución comercial.

Desgraciadamente, tampoco se aprovechó la oportunidad para crear una granempresa de refino, integrada con la exploración, la producción y la petroquímica,suministradora de Campsa en España pero abasteciendo también otros merca-dos. El Gobierno autorizó en 1949 la refinería de Cartagena a la empresa Repesa(Refinería de Petróleos de Escombreras, S.A.), mayoritariamente participada porel Instituto Nacional de Industria (INI) y en la que los socios extranjeros eranChevron y Texaco.

El periodo entre 1960 y 1973 se caracterizó por un gran incremento del consumode petróleo. Las tasas de crecimiento en el mundo fueron del 8 % anual y acumu-lativo y en España del 15 %, pasando el consumo en nuestro país de 5,9 millonesde toneladas en 1960 a 27,6 en 1973. Por tanto, en este periodo fue necesario incre-mentar rápidamente la capacidad de refino autorizándose las siguientes refinerías:en 1961 la de Puertollano a la Empresa Nacional Calvo Sotelo (ENCASO), cuyoaccionista único era el INI y la de La Coruña a Petroliber, mayoritariamente parti-cipada por el Ministerio de Hacienda (Dirección General del Patrimonio) y cuyo


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accionista extranjero era Marathon, titular de importantes concesiones de petróleoen Libia. En 1964 se autorizaron las refinerías de Algeciras (100 % Cepsa), la deHuelva (socio mayoritario ERT y socio extranjero Gulf) y la de Castellón a Petromed(socio mayoritario Banesto y socio extranjero Esso). En 1966 se adjudicó la refineríade Somorrostro a Petronor, en la que participaba Campsa y el socio extranjero eraGulf y, finalmente, en 1972 se autorizó la de Tarragona a Entasa, siendo socio mayo-ritario del INI y socios extranjeros Chevron y Texaco (figura 1.1).

Es singular la historia de Encaso. Esta empresa se había creado en 1942 en plenaguerra mundial, con el objeto social, entre otros, de obtener carburantes, combusti-bles y lubricantes a partir de las pizarras bituminosas de Puertollano. De cada tone-lada de pizarras, se obtenían de 100 a 110 litros de aceite (densidad 0,87)10 litros de esencia (densidad 0,75) y gases con un poder calorífico de 2.000 kcal/m3.Por destilación en una batería de retortas, se obtenía un aceite bruto, que se hidro-genaba para eliminar los componentes insaturados y se sometía al fraccionamien-to en una etapa atmosférica y otra a vacío, obteniéndose disolventes, gasóleo y

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Figura 1.1. Refinerías construidas en España a partir de la modificación de la Ley del Monopolio de Petróleos de 1947

lubricantes de excelente calidad. Desde el punto de vista económico, los resultadosfueron desastrosos, dado que entre 1952 y 1965 solamente se obtuvieron 1.100.000 m3

de productos con una plantilla, entre mina y refinería, que llegó a 4.900 personasen 1959. Sin embargo, desde el punto de vista técnico fue un éxito. La imposibili-dad de contar con tecnología alemana de la que se disponía inicialmente, obligó ainstalar excelentes laboratorios que fueron el germen de la I+D+i en España en laindustria química, en los que se prepararon un excelente plantel de técnicos quedesempeñaron más tarde un importante papel en la naciente industria petroquí-mica española, pública y privada. Las instalaciones de Puertollano se cerraroncoincidiendo con la puesta en marcha de la refinería de petróleo.

Puede apreciarse que la política de atribución de refinerías dio lugar a un sec-tor muy fragmentado, con diferentes socios españoles y extranjeros, en el queincluso el Estado participaba a través de dos Ministerios: Industria y Hacienda.La situación mejoró algo en 1975 con la creación de Enpetrol, que integró aRepesa, Encaso y Entasa.

En 1981 se produjo una gran transformación empresarial en el sector públicocon la creación del Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH), al que se transfi-rieron las participaciones del Estado en el sector petrolero, a saber, Eniepsa (100 %INI) e Hispanoil (70 % INI, 30 % Hacienda) en exploración–producción. En refi-no de petróleo Enpetrol (71,8 % INI), Petroliber (54 % Hacienda). En distribuciónCampsa (54 % Hacienda) y sus participaciones en exploración-producción y enrefino (30 % en Petronor, 50 % Asesa, dedicada a la producción de asfaltos y otrotanto en Proas, comercializadora de asfaltos).

En combustibles gaseosos, se transfirieron al INH, Enagás (100 % INI) yButano, S.A. (50 % INI, 50 % Campsa). A su vez, Enpetrol participaba mayori-tariamente en 4 empresas petroquímicas: Paular, Alcudia, Calatrava yMontoro, cuyos socios extranjeros eran Montedison, ICI, Phillips Petroleum yArco respectivamente.

La creación del INH permitió abordar rápidamente la reestructuración del sec-tor público integrando la exploración–producción de petróleo en una nuevaempresa, el refino en otra, previa la compra de las participaciones extranjeras enEnpetrol y Petroliber y la petroquímica en una tercera, después de adquirir lasparticipaciones de Montedison, ICI, Phillips Petroleum y Arco.

En 1987 se creó Repsol, a la que el INH transfirió todas sus participaciones, excep-to Enagás, y en 1989 se inició la privatización que culminaría 8 años más tarde.


49

También en el sector privado, se produjo una concentración empresarial con laabsorción de ERT por Cepsa.

El artículo 37 del Tratado de Roma preceptúa que los Estados miembros de laUE debían adecuar sus monopolios de carácter comercial de forma que se supri-miera toda discriminación de las condiciones de abastecimiento del mercado.Por tanto, el ingreso de España en la UE que se produjo el 1 de enero del 1986,obligaba a transformar y, probablemente a desmantelar el único monopolio decomercialización de productos petrolíferos que existía en la Europa con econo-mía de mercado. El tratado de Adhesión de España a la UE daba un plazo desiete años para la adaptación del monopolio.

Las transformaciones empezaron a producirse en 1984, cuando se preveía elpróximo ingreso de España en la UE. Ese año, el INH lanzó una OPA sobre latotalidad de las acciones de Campsa en manos de otros accionistas, que repre-sentaban el 45,6 % de capital social. La participación del INH se incrementóhasta el 97 %. También en ese año, Campsa compró al Estado los activos fijosadscritos al monopolio (oleoductos, centros de almacenamiento, barcos, insta-laciones aeroportuarias, etc.). En 1985 el INH vendió a las empresas refinado-ras participaciones de Campsa en proporción a su cuota del mercado españolde productos petrolíferos.

Estas medidas fueron trascendentales. En efecto, por un lado, Campsa se con-virtió en la comercializadora de las empresas refinadoras a las que pertenecíaaccionarialmente. Por otra parte, a partir de la compra al Estado de los activosdel monopolio, Campsa dejó de invertir por cuenta del Estado –que controlabaefectivamente estas inversiones- y, pasó a hacerlo, por cuenta propia. Esto per-mitió que en pocos años, Campsa duplicase la red de oleoductos, cerrase las ins-talaciones económicamente no justificadas y realizase una automatización inte-gral de las restantes. Por otra parte, abordó una política agresiva de compra yconstrucción de estaciones de servicio hasta llegar a ser propietaria de una redque comercializaba la mitad del mercado español.

Logrados estos objetivos, en 1991 se segregaron los activos comerciales deCampsa que se transfirieron a las empresas refinadoras en proporción a suparticipación en la compañía y en 1992 se declaró la extinción del monopolioy se cambió la denominación social de Campsa a Compañía Logística deHidrocarburos (CLH), que es una de las mejores empresas logísticas delmundo y que da servicio a todos los operadores en condiciones no discrimi-natorias.

Introducción

50

En relación con el precio de venta de los productos petrolíferos, en 1990 se esta-bleció un sistema de precios máximos, que variaba primero bimensualmente ydespués semanalmente, sistema que fue desapareciendo para cada producto amedida que el Gobierno consideraba que había suficiente competencia.

Por tanto, en un breve periodo (siete años) se pasó en España de un monopoliocomercial al libre mercado en la comercialización de productos petrolíferoshabiéndose consolidado dos empresas de talla internacional: Repsol y Cepsa. En2009, esta última pasó a ser controlada por intereses mayoritariamente extranjeros.

1.1.3. El gas natural en España

La ausencia de descubrimientos de yacimientos de gas natural en España dio lugara un notable retraso en la introducción de esta fuente de energía, contrariamente alo que había sucedido en la mayoría de los países europeos industrializados.

El proceso de incorporación de gas natural al mercado español se inició en 1966con la firma del primer contrato con Libia para la importación de mil millones demetros cúbicos (1 bcm). Para la importación y distribución de este gas se creó lasociedad Gas Natural S.A.,participada por Catalana de Gas y Electricidad, 36 %,Esso, 35 % y el resto otros accionistas, que construyó una planta de regasificaciónen Barcelona y la red de distribución para el suministro industrial de esta pro-vincia, así como a la empresa Catalana de Gas y Electricidad para la sustituciónde gas ciudad por gas natural en Barcelona. La llegada del primer buque meta-nero a la planta de regasificación se produjo en 1969.

Para acelerar el proceso de penetración del gas natural, se creó por el INI en1972 la empresa Enagás (Empresa Nacional del Gas, S.A.) para el desarrollo deinfraestructuras que permitieran la gasificación del país, responsabilizándose delaprovisionamiento, transporte y distribución del gas natural. En 1973, Enagásadquirió la planta de regasificación de Barcelona y asumió los contratos de sumi-nistro que tenía Gas Natural.

El desarrollo de la infraestructura gasista por Enagás se produjo con lentitudhasta 1985. En ese año se alcanzó un acuerdo entre Enagás y las diferentesempresas que tenían concesiones de suministro de gas ciudad en varias ciuda-des españolas, en virtud del cual se asumieron compromisos concretos de gasi-ficación de los mercados doméstico-comercial y de la pequeña industria, el deconstrucción de una red concreta de gasoductos, reservándose el suministro ala gran industria a Enagás.


51

El programa se realizó en su totalidad logrando que la participación de gasnatural en el abastecimiento energético español pasara de 3,1 % en 1986 al 6,1 %en 1992, habiéndose puesto en marcha, en dicho periodo, las plantas de regasifi-cación de Huelva (1988) y Cartagena (1989).

Además, la red española de gasoductos se conectó en 1993 con la red europea a tra-vés de Larrau (Navarra) y en 1996 con Argelia a través de Marruecos y el Estrechode Gibraltar. En los últimos años se han construido varias plantas de regasificaciónque aportan seguridad al sistema gasista español al facilitar importaciones de gasnatural licuado (GNL) de diversas procedencias y se está construyendo un segundogasoducto que conecta directamente Argelia con España sin pasar por Marruecos.

En la actualidad, el sector gasista español es homologable con el existente enlos restantes países europeos industrializados. La densa red de gasoductos y las6 plantas regasificadoras han permitido que entre 1998 y 2008 el consumo hayapasado de 13,1 bcm a 39,0 bcm1 , es decir, ha crecido a tasas del 15 % anual y acu-mulativo, llegando a representar el 24 % del consumo de las cinco fuentes tradi-cionales de energía primaria (petróleo, gas natural, carbón, nuclear e hidroeléc-trica) y se prevé que seguirá creciendo significativamente.

Por otra parte, el abastecimiento está razonablemente diversificado. En 2008, el35 % se importó de Argelia, el 19 % de Nigeria, el 13 % de países del GolfoPérsico, el 12 % de Egipto, el 8 % de Noruega, el 11 % de Trinidad y Tobago y el2 % de otras procedencias, el 72 % como GNL y el 28 % a través de gasoductos.

El mercado español permite el acceso de todos los operadores en condicionesno discriminatorias. Dado que el transporte y distribución de gas natural es unmonopolio natural, se ha encomendado a Enagás la garantía de que exista unared que permita el acceso a todos los mercados tanto en el caso en que el gasnatural llegue a España por gasoducto como en forma de GNL. La disponibili-dad de esta red básica ha permitido que haya varios operadores compitiendo enel mercado, el más importante de los cuales es la empresa Gas Natural SDG que,además, ha tenido una gran expansión internacional.

1.2. Evolución de las reservas, producción y consumo mundiales de petróleo

La producción mundial de petróleo, que ascendió solamente a 200 millones detoneladas en el año 1940, experimentó un gran incremento en la década de los 60

Introducción

52

1 Fuente: BP Statistical Review

del pasado siglo hasta alcanzar los 1.570 millones en 1965. La producción siguiócreciendo a tasas muy elevadas del orden del 8 % anual hasta la 1ª crisis del petró-leo de octubre de 1973, decreció ligeramente hasta 1975 y volvió a aumentar hastala 2ª crisis de 1979, a la que siguió una desaceleración de la economía mundial yuna disminución de la demanda hasta mediados de la década de los 80.

La fuerte caída del precio del petróleo en 1986 fue el inicio de un nuevo creci-miento de la producción hasta alcanzar los 3.929 millones de toneladas en 2008(81,8 millones de barriles/día). La grave crisis financiera iniciada en 2008 estáconduciendo a una caída de la demanda que podría acelerarse en años futuros.La figura 1.2 muestra la evolución de la producción entre 1965 y 2008.

A pesar del incremento sostenido de la producción mundial de petróleo, lasreservas han aumentado continuamente. El aumento de las reservas procede ensu mayor parte de las revisiones en campos que ya estaban en producción, pormejor conocimiento de los mismos o por el aumento del factor de recuperacióny el resto en nuevos descubrimientos. El petróleo localizado en estos últimos hasido recientemente muy inferior a la producción. Los nuevos descubrimientoshan caído de un promedio de 56 Gb por año (1 Gb=109 barriles) en la década delos 60 del pasado siglo, a 13 Gb por año en la década de los 90, para aumentar


53

Figura 1.2. Evolución de la producción mundial de petróleo en millones de toneladas/añoFuente: BP Statistical Review

hasta 16 Gb en los primerosaños del presente siglo, princi-palmente por descubrimientosen aguas profundas. En contras-te con estas cifras, la producciónen la década de los 60 fue de12 Gb/año, en la de los 90 de25 Gb/año (casi el doble quelos nuevos descubrimientos) yen los últimos 8 años el promedio fue de unos 30 Gb/año,también casi el doble que losnuevos descubrimientos (figu-ra 1.3).

El cuadro 1.1 muestra la evolución de estas reservas desde 1998 a 2008 en Gb.Del análisis de este cuadro se deducen algunos aspectos relevantes:

w Las reservas han pasado de 1.068 Gb en 1.998 a 1.258 en 2008, es decir, hanaumentado en 190 Gb a pesar de haberse producido en el periodo del ordende 300 Gb. Debe, sin embargo, destacarse que no todos los aumentos de lasreservas por revisión de las existentes han sido auditados, por lo que podríasuceder que algunas de ellas hayan sido sobrevaloradas en países de laOPEP con el objetivo de aumentar su cuota de producción.

w Fuerte concentración de las reservas en unos pocos países. En Oriente Mediose acumula el 60 % del petróleo recuperable, las reservas de la OPEP represen-tan el 76 % y, estas últimas, sumadas a las de Méjico y la antigua UniónSoviética, totalizan el 87 % de las reservas mundiales. Puede observarse quelas reservas recuperables de Méjico eran de 53 Gb en 1988 y las de 2008 handescendido a 12 Gb es decir, han disminuido en 41 Gb. Dado que la produc-ción acumulada en estos 20 años ascendió a unos 24 Gb, la revisión ha sido ala baja y de manera muy sensible, como mínimo de 17 Gb en el supuesto deque no se hubiera producido ningún nuevo descubrimiento en el periodo.

w Los países de la OCDE y de la UE están en una situación muy desfavorable:el 7 % y el 0,5 % de las reservas mundiales respectivamente frente a una par-ticipación en el consumo mundial del 56 % y 18 %.

Introducción

54

Figura 1.3. Comparación entre la producción en cada periodo conlas reservas probadas en nuevos yacimientosFuente: World Energy Outlook


55

Cuadro 1.1. Evolución de las reservas mundiales de petróleo: 1998-2008

1998 2008Gb Ratio R/P Gb % Ratio R/P

años años2

Estados Unidos / Canadá 43,7 10 59,1 4,7 18

Iberoamérica 117,2 39 135,1 10,7 38

Argentina 2,8 9 2,6 0,2 10

Brasil 7,4 20 12,6 1,0 18

Méjico 21,6 17 11,9 0,9 10

Venezuela 76,1 60 99,4 7,9 (*)

Europa y Eurasia 140,9 20 142,2 11,3 22

Noruega 11,7 10 7,5 0,6 9

Reino Unido 5,1 5 3,4 0,3 6

Kazakhstan 0,8 - 39,8 3,2 76

Federación Rusa (3) - 79,0 6,3 22

Oriente Medio 684,3 82 754,1 59,9 79

Irán 93,7 67 137,6 10,9 90

Iraq 112,5 (*) 115,0 9,1 (*)

Kuwait 96,5 (*) 101,5 8,1 (*)

Arabia Saudita 261,5 75 264,1 21,0 70

Emiratos 97,8 (*) 97,8 7,2 96

África 77,2 28 125,6 10,0 33

Argelia 11,3 21 12,2 1,0 20

Angola 4,0 15 13,5 1,1 20

Libia 29,5 55 43,7 3,5 69

Nigeria 22,5 28 36,2 2,9 47

Asia Pacífico 41,3 15 42 3,3 15

Total Mundo 1.068,5 40 1.258,0 100,0 42

OCDE 89,2 15 88,9 7,1 13

OPEP 827,2 74 955,8 76,0 71

UE-25 8,9 7 6,3 0,5 8

(*) Más de 100 años

2 No publicado

w España está en una situación aún peor dado que sus reservas son casi nulasy la producción anual en 2008 equivalió al consumo de unas pocas horas.

La relación entre las reservasde petróleo y la producción haaumentado de 29 en 1980 a 42en 2008. Es decir, en 1980 habíareservas de petróleo para 29años a los niveles de produc-ción de dicho año y, 28 añosmás tarde, existían reservaspara 42 años con una produc-ción un 27 % superior a la de1980 (figura 1.4).

El cuadro 1.2 muestra la evo-lución de la distribución regio-nal del consumo de petróleoentre los años 1998 y 2008. Endicho período destaca el fuerteincremento del consumo en el

área Asia-Pacífico (29 %) frente al escaso crecimiento en los Estados Unidos yCanadá (4 %) y en Europa (1 %). Es especialmente relevante el descenso produ-cido en la antigua Unión Soviética a partir de la caída del muro de Berlín, con unconsumo que en 2008 era solamente el 47 % del de 1990.

En cuanto a los precios internacionales del petróleo, destaca su volatilidad.Hasta 1972 se mantuvieron en torno a los 2 $/b (10$ de 2008), para incrementar-se hasta los 13 $ en 1973 y 36 $/b en 1980 (95 $ de 2008): El alto precio del petró-leo, afectó a la economía mundial, que experimentó una desaceleración y promo-vió su sustitución por otras fuentes de energía, especialmente el carbón y la ener-gía nuclear, ocasionando una disminución de la demanda mundial (figura 1.2).Los países de la OPEP trataron de mantener el alto precio del petróleo disminu-yendo la producción, que pasó de representar el 48 % de la producción mundialen 1979 al 29 % en 1986. En este año se rompió la disciplina del cártel de la OPEPy los precios bajaron hasta situarse en algún momento por debajo de los 10 $/b.Los precios se mantuvieron estables entre 22 y 26 $/b hasta 2003, momento en elque la fortaleza de la economía mundial, el aumento de la demanda en China yla especulación, produjeron una nueva elevación del precio hasta 143 $/b enjulio de 2008. La crisis financiera mundial ha dado lugar a un nuevo desplome

Introducción

56

Figura 1.4. Relación reservas/producción de petróleoFuente: BP Statistical Review

de los precios que en mayo de 2009 se situaron en torno a los 55 $/b. Esta vola-tilidad de los precios del petróleo constituye un freno a las inversiones en eldesarrollo de petróleos no convencionales, cuyos costes de producción superanlos 70 $/b y, en ocasiones, los 100 $/b.

La participación del petróleo en la demanda mundial de energía primariaaumentó de modo sostenido hasta 1980 en que llegó a alcanzar el 43 %. A partirde dicho año ha disminuido progresivamente hasta situarse en la actualidad entorno al 34 %, siendo compensando este descenso por el gas natural, la energíanuclear y el carbón.

1.3. Evolución histórica de las reservas, producción y consumomundiales de gas natural

Las dificultades del transporte de gas natural a larga distancia han dado lugar aque su consumo se haya desarrollado en primer lugar en los países industrializa-dos que han encontrado en su subsuelo esta fuente de energía. Así ha sucedidoen Rusia con los grandes yacimientos de Siberia y los Urales, en Italia con los delgas del Valle del Po, en Francia con los de Lacq, en Alemania con la cuenca delRuhr, en Holanda con los de Groninga, en el Reino Unido y Noruega con los del


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Cuadro 1.2. Evolución del Consumo mundial de petróleo (Gb)

Años Estructura Variación

1998 2008 2008 2008/1998

USA y Canadá 951 991 25% +4%

Iberoamérica 310 360 9% +16%

Europa3 (excluida antigua URSS) 761 766 20% +1%

Antigua URRS 181 190 5% +5%

Oriente Medio 207 307 8% +48%

África 112 135 3% +20%

Asia/Pacífico 917 1.183 30% +29%

Total 3.439 3.932 100% +14%

3 Incluye Turquía

Mar del Norte o Estados Unidos y Canadá con numerosos descubrimientos. Enotros países, como España, menos afortunados, el desarrollo se ha realizado conmás lentitud.

En el mundo, en 2008, solamente se exportó el 27 % del gas producido, el 7 %en forma de GNL y el resto por gasoducto a países próximos, tales como Canadáa Estados Unidos (4 %), Holanda, Noruega y Reino Unido al resto de Europa(5 %) y la Federación Rusa a Europa (5 %). Por el contrario, más del 60 % de laproducción de petróleo se transportó en buques tanque.

Las reservas de gas natural en el mundo han evolucionado de la forma indica-da en la figura 1.5, habiendo pasado de 63 Tcm (1 Tcm =1012 m3) en 1975 a 80 Tcmen 1980 y a 185 en 2008. Las reservas han aumentado en dicho periodo en122 Tcm después de haberse producido 64. Al igual que en el petróleo, el incre-mento de las reservas de gas natural procede en parte de revisiones de yacimien-tos existentes pero, a diferencia del petróleo, las nuevas reservas descubiertasson superiores a la producción aún cuando con tendencia a igualarse.

Estas reservas se distribuyen más equilibradamente que en el caso del petróleo,tal como se refleja en el cuadro 1.3. En Oriente Medio se concentra el 41 % de lasreservas de gas natural, frente al 60 % las de petróleo. Los países con reservas más

Introducción

58

Figura 1.5. Evolución reservas mundiales de gas natural


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Cuadro 1.3. Evolución de las reservas mundiales de gas natural 1998-2008 (en Tcm)

1998 2008

Tcm Ratio R/P Tcm % Ratio R/Paños años

Norteamérica 6,39 9 8,37 4,5 11

Estados Unidos 4,65 9 6,73 3,4 12

Iberoamérica 7,2 57 7,81 4,2 37

Argentina 0,69 23 0,44 0,2 10

Bolivia 0,15 54 0,71 0,4 51

Brasil 0,22 35 0,33 0,2 24

Trinidad y Tobago 0,56 65 0,48 0,3 12

Venezuela 4,15 (*) 4,84 2,6 (*)

Méjico 0,85 22 0,50 0,3 9

Europa 59,09 66 62,89 34,0 58

Holanda 1,77 27 1,39 0,8 21

Noruega 3,79 86 2,91 1,6 29

Reino Unido 0,76 8 0,34 0,2 5

Federación Rusa 43,51 81 43,30 23,4 72

Oriente Medio 53,17 (*) 75,91 41,0 (*)

Irán 24,10 (*) 29,61 16,0 (*)

Qatar 10,90 (*) 25,46 13,8 (*)

Arabia Saudí 6,07 (*) 7,57 4,1 97

Emiratos 6,0 (*) 6,43 3,5 (*)

África 10,77 100 14,65 7,9 68

Argelia 4,08 53 4,50 2,4 52

Nigeria 3,51 (*) 5,22 2,8 (*)

Asia Pacífico 11,39 46 15,39 8,3 37

Total 148,01 65 185,02 100,0 60

UE 3,77 17 2,87 1,6 15

OCDE 16,17 16 16,63 9,0 15

(*) más de 100 años


importantes son Rusia, Irán yQatar, que totalizan el 53 % delas reservas mundiales. Si sesuman las de Venezuela, Arge-lia y Nigeria, se alcanza unaconcentración del 61 %. La situa-ción de la OCDE y la UniónEuropea es poco favorable. Enefecto, sus reservas son el 9 % yel 1,6 % respectivamente de lasreservas mundiales, mientrasque su consumo es el 50 % y el16 % del consumo mundial.

La producción mundial de gasnatural ha pasado de 1,26 Tcmen 1976 a 3,07 en 2008, es decir,ha crecido a tasas del 2,8 %anual y acumulativo. La rela-ción de reservas a producciónse ha incrementado desde 51años en 1976 a 60 años en 2008.

El cuadro 1.4 recoge la distri-bución de la producción mun-dial de gas natural en el año2008. De la comparación de loscuadros 1.3 y 1.4 se deduce losiguiente:

a Fuerte ritmo de producción de Estados Unidos comparado con sus reservas.Pese a ello, desde hace años mantiene su relación R/P.

a Baja producción en Oriente Medio (el 12 %) debido a la lejanía de los cen-tros de consumo. La relación R/P es de 200 años.

a Parecida consideración puede hacerse respecto de Nigeria, país más próxi-mo a Europa en el que sus reservas, al actual ritmo de producción, tendríanuna duración de 150 años.

Introducción

60

Cuadro 1.4. Producción de gas natural en el mundo(2008)

bcm %

Norteamérica 757 24,7

Estados Unidos 582 19,0

Iberoamérica 214 7,0

Argentina 44 1,4

Trinidad y Tobago 39 1,3

Venezuela 31 1,0

Méjico 55

Europa 293 9,6

Antigua Unión Soviética 793 25,9

Oriente Medio 381 12,4

África 215 7,0

Argelia 87 2,8

Nigeria 35 1,1

Asia Pacífico 411 13,4

TOTAL 3.064 100


La figura 1.6 muestra la evolución del consumo de gas natural entre 1980 y2008. El crecimiento ha sido superior al del consumo mundial de energía pri-maria en dicho periodo, por lo que su participación porcentual ha pasado del20 % en 1981 al 24 % en 2008 sin incluir las energías renovables excepto lahidroeléctrica.

El consumo de gas natural por áreas geográficas y países ha evolucionado entre1998 y 2008 de forma indicada en el cuadro 1.5. Puede apreciarse en dicho cua-dro que Estados Unidos produce el 89 % del gas que consume, mientras que enEuropa Occidental esta participación es solamente del 37 %.

La participación del gas natural en las 5 fuentes principales de energía prima-ria (petróleo, gas natural, carbón, nuclear e hidroelectricidad) varía entre paísesde modo sensible: Estados Unidos y Alemania el 24 %, Francia el 15 %, ReinoUnido el 38 %, Italia el 39 %, Japón el 16 %, la Federación Rusa el 57 %, China el3,3 %, España el 24 %, Argentina el 54 % y Brasil el 9,1 %. En 1998 el consumomundial del gas natural equivalía, en poder energético, al 60 % del consumo depetróleo y diez años más tarde se ha incrementado hasta el 69 %. De entre lospaíses europeos, destaca la baja participación del gas natural en Francia debidoa la importancia de la generación eléctrica nuclear en este país, próxima al 80 %de la generación total.


61

Figura 1.6. Evolución del consumo mundial de gas natural

1.4. Evolución del consumo de petróleo y gas natural en España

El consumo de petróleo y de productos petrolíferos en España ha evoluciona-do de la forma que indica el cuadro 1.6.

Puede apreciarse un aumento importante del consumo de petróleo, 2,8 % anualy acumulativo, y un cambio notable en la estructura de la demanda: los destila-dos medios han pasado de representar el 42 % en 1997 frente al 57 % en 2007,

Introducción

62

Cuadro 1.5. Evolución del consumo mundial de gas natural

1998 2008

bcm bcm % Incremento Autoabastecimiento

América del Norte 713 757 25,1 +6 % 100 %

Estados Unidos 630 657 21,8 +4 % 89 %

Iberoamérica 129 210 7,0 +63 % 102 %

Europa 432 535 17,7 +24 % 54 %

Alemania 80 82 2,7 +3 % 16 %

Italia 57 78 2,6 +37 % 11 %

Francia 37 44 1,5 +19 % -

Reino Unido 88 94 3,1 +7 % 74 %

España 13 39 1,3 +200 % -

UE 414 490 16,2 +18 % 39 %

Antigua Unión Soviética 514 609 20,2 +18 % 131 %

Oriente Medio 175 327 10,8 +87 % 117 %

África 50 95 3,1 +90 % 226 %

Asia Pacífico 256 485 16,1 +89 % 85 %

TOTAL 2.269 3.018 100,0 +33 %

mientras que el consumo de gasolinas y naftas ha descendido del 23 % en 1997al 12 % en 2007.

Consecuencia de ello ha sido el desequilibrio entre la producción y el consumode gasolina y gasóleo; en 2007 se exportaron 2,4 millones de toneladas de gaso-lina y se importaron 15,5 millones de toneladas de querosenos y gasóleos. Elincremento del consumo de gasóleos (+80 %) y la disminución del consumo degasolinas (-26 %) es debido a la progresiva dieselización del parque automovilís-tico que ha pasado del 13 % de los vehículos comercializados en 1991, al 70 % en2006. Por otra parte, el fuerte aumento del consumo de carburantes de automo-ción obedece al incremento sostenido del parque de turismos que ha pasado de215 por 1.000 habitantes en 1981 a 580 en 2007.

El consumo de GLP y el de fuelóleos como combustible, es decir, excluido el bun-ker marino, han disminuido por la progresiva penetración de gas natural. De los11,7 Mt de fueloleos consumidos en 2007, corresponden 7,5 Mt a bunker marino.


63

Cuadro 1.6. Evolución demanda de productos petrolíferos de España (1997-2007)

1997 2007

Mt % Mt %

GLP 2,5 4,4 2,1 2,8

Gasolinas 9,0 15,8 6,7 8,9

Naftas 3,9 6,9 2,4 3,2

Querosenos 3,6 6,3 5,7 7,6

Gasóleos 20,5 36,0 36,7 (1) 49,1

Fuelóleos 9,6 16,9 11,7 (2) 15,7

Otros productos 7,8 13,7 9,6 12,8

56,8 100,0 74,9 100,0

Consumos propios

y mermas de refino 3,4 4,5

60,92 79,4

(1) 1,6 Mt bunker marino(2) 7,5 Mt bunker marino

En cuanto al consumo de gas natural en España, entre 1998 y 2008 ha pasadode 13,1 bcm a 39 bcm, es decir, se ha multiplicado por tres propiciado por laextensión de la red de transporte y distribución y por la creciente participaciónen la generación eléctrica.

Introducción

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Capítulo 2. Exploracióny producciónde hidrocarburos.Estado actual de la técnica

2.1 Origen de los hidrocarburos

Sobre el origen del petróleo y del gas natural existen varias teorías, que puedenagruparse en dos grandes grupos, las que les asignan un origen inorgánico y lasque les atribuyen un origen orgánico.

2.1.1 Origen inorgánico

Dentro de las teorías que defienden el origen inorgánico, cabe mencionar laque asigna a los hidrocarburos un origen que apunta a que su formación sedebe a reacciones de carburos metálicos, supuestamente existentes en elmanto terrestre, con las aguas de percolación. Se han llevado a cabo ensayosde laboratorio que han producido hidrocarburos. Si esta teoría fuera cierta, loshidrocarburos vendrían ligados a las rocas ígneas, que deberían estar fractu-radas para permitir su migración a las partes altas. A este respecto debe seña-larse que existen algunos yacimientos de petróleo y gas en almacenes ígneos,tales como, los de Augila-Nafoora (precámbricos) en Libia y White Tiger enVietnam.

Otra teoría del origen inorgánico, es la metamórfica, basada en que durantelos grandes cataclismos que afectan a la corteza terrestre, se ha detectado enlos terrenos afectados, la presencia de gases como, metano, SH2, CO2 y gasesnobles. Esta teoría implicaría que desde el punto de vista inorgánico la bús-queda de hidrocarburos habría que dirigirla hacia zonas próximas a fallasmuy profundas.

Una tercera versión del origen inorgánico de los hidrocarburos es la teoría cós-mica, según la cual éstos se han generado por la unión del carbono y el hidróge-no durante la formación de la tierra. Dado que últimamente se ha probado quelas atmósferas de otros planetas tienen un alto contenido de metano, no es deextrañar que esta teoría esté ganando algunos adeptos.


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Capítulo 2. Exploración y producciónde hidrocarburos.Estado actual de la técnica

Las teorías sobre el origen inorgánico del petróleo, han sido prácticamenteabandonadas, debido a que la casi totalidad de las reservas mundiales de hidro-carburos convencionales conocidas, se encuentran en cuencas sedimentarias y seconstata que sus acumulaciones están ligadas a la presencia de rocas sedimenta-rias con alto contenido de materia orgánica.

2.1.2 Origen orgánico

Según esta teoría, el petróleo proviene de la materia orgánica procedente deanimales y plantas. Los principales argumentos que han contribuido a aceptaresta teoría son, entre otros, la presencia de sustancias de origen orgánico enmuchos petróleos, que tienen propiedades ópticas que sólo se dan en la materiaorgánica, y el hecho de que determinados compuestos de la misma tienen estruc-turas muy semejantes a las encontradas en algunos petróleos.

En la teoría orgánica, la reacción química fundamental es la fotosíntesis que permi-te la transformación de energía solar en energía química. Los vegetales sintetizan laglucosa, a partir del dióxido de carbono de la atmosfera y el agua en presencia de laclorofila. A partir de la glucosa, las plantas y los animales generan polisacáridos yotros componentes complejos del carbono que en el futuro serán los hidrocarburos.

Si bien los organismos animales y vegetales son la base para la formación delos hidrocarburos, de ellos, el fitoplancton y el zooplancton son la materia primapor excelencia.

La materia orgánica muerta depositada en la superficie terrestre, es decir encondiciones aerobias, tiende a ser destruida rápidamente, bien mediante proce-sos de oxidación o por la acción de otros organismos vivos, mientras que ladepositada en los fondos marinos o lacustres de una cuenca, suele quedar pre-servada, al ser enterrada por el aporte de sedimentos a la misma y en cuyo fondoreinan, frecuentemente, condiciones reductoras, junto a una importante activi-dad bacteriana anaeróbica que actúa sobre la materia orgánica depositada,dando lugar a CO2, agua y un residuo sólido.

A medida que la sedimentación progresa y el tiempo pasa, la materia orgánicaes enterrada cada vez mas profundamente, con lo que las condiciones de presióny temperatura que soporta aumentan y la materia orgánica, que es inestable, ini-cia un proceso de transformaciones físico-químicas, llamado maduración. Esteproceso tiene tres etapas determinadas por la profundidad y en consecuenciapor la temperatura y presión a que esta sometida.

Exploración y producción de hidrocarburos. Estado actual de la técnica

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w La Diagénesis, tiene lugar en los primeros 900 m de profundidad y en ella seproduce una fuerte compactación de los sedimentos. La acción bacteriana se ini-cia desde los primeros metros y da lugar a metano, anhídrido carbónico, ácidosulfhídrico, agua y residuo sólido no biodegradable. El metano generado en esteperiodo se denomina biogénico por su origen. A medida que aumenta la profun-didad la materia orgánica se concentra en productos insolubles, dando lugarfinalmente al kerogeno, que es la fracción orgánica insoluble en los disolventesorgánicos comunes y está compuesto fundamentalmente por C, H2 y O2 y se pre-senta diseminado en los sedimentos.

w La Catagénesis, sucede entre los 900 y los 7.000 m de profundidad. En ella amedida que la temperatura y la presión aumentan con la profundidad, la acciónbacteriana decrece y el metano de origen biogénico deja de producirse empezan-do la destilación del kerogeno, el cual, al inicio de esta etapa es inmaduro e ines-table y sufre cambios en función del incremento de la presión, de la temperatu-ra y del tiempo geológico transcurrido. Al inicio de la etapa se produce unimportante decrecimiento de su contenido en oxigeno y un aumento del conte-nido en carbono. La cantidad de gas generado inicialmente es mayor que la depetróleo, pero a medida que aumenta la profundidad y con ella la presión y latemperatura, la producción de petróleo aumenta, a la par que disminuye la pro-ducción de gas. La mayor producción de petróleo se consigue entre 60 ºC y 160 ºCcon un máximo a los 120 ºC. Este intervalo de máxima generación de petróleo sedenomina ventana de petróleo. Una vez alcanzado el punto de máxima produc-ción de petróleo, empieza a aumentar la producción de gas, como consecuenciade un efecto de “cracking” térmico de las cadenas del petróleo formado y alpasar de los 170 ºC la producción es ya mayoritariamente de gas, inicialmentehúmedo. A medida que la temperatura aumenta con la profundidad, el gas sehace cada vez mas seco y se entra en la llamada ventana de gas, que se extiendeentre los 170 ºC y los 225 ºC, de manera que al final de la etapa de catagénesis elúnico hidrocarburo producido es metano, de origen térmico, que no se debe con-fundir con el metano de origen biogénico producido en la etapa anterior.

wLa Metagénesis corresponde a profundidades superiores a los 7.000 m, donde laspresiones y temperaturas son muy altas. El “craking” térmico iniciado en la etapaanterior continúa y finalmente se produce carbono puro (grafito), como resultado dela ruptura de los enlaces del hidrogeno con el carbono del metano (metamorfismo).

Conocer si la cuenca sedimentaria a prospectar ha tenido suficiente cantidad demateria orgánica adecuada para la génesis de hidrocarburos y si esta ha tenidouna historia geotérmica conveniente para ello, es un dato muy importante dado


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que posibilita la existencia de hidrocarburos en ella e incluso aporta informaciónsobre su naturaleza. Para ello, se deberá determinar su riqueza en materia orgá-nica, es decir, el contenido en carbono orgánico total de las distintas formacionesgeológicas que la forman, así como su tipo y su grado de evolución.

En resumen, el petróleo y el gas son el resultado de un complejo proceso físi-co-químico, que tiene lugar dentro de las cuencas sedimentarias en el que debi-do, inicialmente, a la acción de bacterias anaerobias en ambientes reductores, seproduce la descomposición de enormes cantidades de materia orgánica, que danun producto llamado kerogeno, que bajo la acción de la presión, temperatura ytiempo se transforma en petróleo y gas. Este proceso de generación de petróleoy gas ocurre a lo largo de millones de años.

2.2 Geología del petróleo

2.2.1 Tectónica y geología estructural

La Tierra está formada por varias capas concéntricas, que pueden resumirse, dela más interna a la más externa, del modo siguiente:

w El núcleo, que tiene un radio de 3.480 km y esta compuesto fundamental-mente por hierro y níquel, de ahí que se denomine también, NIFE. Se supo-ne que en él se genera el campo magnético terrestre.

w El manto, con unos 2.810 km de espesor, se extiende desde el núcleo hastala base de la corteza terrestre. Se considera que esta formado principalmen-te de silicatos de hierro y magnesio en estado fundido.

w La corteza terrestre, que es la capa más superficial de la Tierra y tiene unespesor que varía entre una media de 7 km en los océanos y un máximo de80 km en las regiones más antiguas de los continentes. Esta corteza tieneuna densidad menor que la del manto que la soporta y se ha formado a par-tir de materiales del mismo, expulsados al exterior. La corteza terrestre estacompuesta por una corteza oceánica, constituida principalmente por silica-tos de magnesio, con un espesor medio de 7 km, aunque sus partes másantiguas pueden alcanzar los 15 km y una corteza continental que corres-ponde a la parte más externa de la corteza terrestre, formada básicamentepor silicatos de aluminio. Su espesor varía entre 0 y 80 km, alcanzando el


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mayor espesor en los núcleos de los continentes. Su densidad es algo másbaja que la de la corteza oceánica.

Ambas cortezas, junto con la parte superior del manto, forman la parte mássólida de la Tierra y al conjunto se denomina litosfera, la cual está fragmentadaen placas que se desplazan flotando sobre el manto fundido. La litosfera tiene unespesor medio que varía entre los 100 km en los océanos y los 150 km en los con-tinentes y es la responsable, con sus desplazamientos, de la tectónica de placas,clave para explicar la génesis y desarrollo de las cuencas sedimentarias.

Con el transcurso del tiempo y como consecuencia de las fuerzas internas y exter-nas actuantes sobre la superficie de la Tierra, se han producido cambios en su con-figuración. Las fuerzas internas, son de dos tipos: orogénicas o generadoras demontañas, que a escala geológica son de corta duración, pero producen fuertesdeformaciones con pliegues y fallas y las epirogénicas, generadoras de movimien-tos verticales lentos, sin capacidad para plegar fuertemente las rocas afectadas. Lasfuerzas externas (agua, viento, etc.) han ido destruyendo paulatinamente los relie-ves y rellenando las cavidades, tendiendo así a nivelar la superficie terrestre.

La geología estructural estudia las deformaciones de las rocas, como resultadode las fuerzas a que están sometidas, principalmente pliegues, fallas y diaclasas.

Los pliegues son deformaciones plásticas onduladas de las rocas originadaspor esfuerzos de compresión principalmente, que no llegan a provocar su ruptu-ra. Los pliegues tienen unas dimensiones que varían desde unos milímetros avarios kilómetros. Existe una variedad amplia de pliegues, pero desde el puntode vista petrolero deben destacarse los de tipo anticlinal, en los que existen gran-des acumulaciones de hidrocarburos, caracterizados por el plegamiento conve-xo, en cuyo núcleo se encuentran los estratos más antiguos y los de tipo sinclinalcuando, contrariamente, el plegamiento es cóncavo y en su núcleo se encuentranlos estratos más recientes (figura 2.1).

Las fallas son rupturas de las rocas según planos de fractura (plano de falla),con desplazamiento de los bloques afectados. A ambos lados del plano de fallasuele existir un área denominada zona de falla, en la que las rocas están intensa-mente fracturadas, como consecuencia de la fricción de los bloques entre sí, y suanchura va de pocos milímetros a cientos de metros. El desplazamiento verticalu horizontal de los bloques se denomina salto de falla.

Finalmente las diaclasas son fracturas de las rocas, pero en las que a diferenciade las fallas, no existe desplazamiento de un bloque respecto al otro a lo largo del


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plano de rotura sino solamente un ligero desplazamiento trasversal. Suelen teneranchuras de algunos milímetros o centímetros y mejoran la permeabilidad yporosidad de los almacenes.

2.2.2 Cuencas sedimentarias

Son depresiones originadas en la corteza terrestre, en las que a lo largo del tiem-po geológico, en general millones de años, la acumulación de sedimentos predomi-na sobre la no deposición o la erosión. Su extensión varía desde cientos a miles dekilómetros cuadrados. Los sedimentos de relleno proceden de la destrucción físicao química de rocas ya existentes y una vez transformados en rocas sedimentarias, através de un proceso de litificación por compactación y cementación, se disponenen capas o estratos, situados unos sobre otros ordenados desde el más antiguo almás reciente, formando lo que se llama una serie sedimentaria. Con frecuencia estasseries presentan discontinuidades verticales por interrupciones de la sedimenta-ción, por erosión de los estratos ya formados o por otras causas, dando lugar a lasllamadas lagunas estratigráficas. Las rocas sedimentarias de relleno, que son fun-damentalmente de origen detrítico (arenas, areniscas, arcillas, etc.) y químico (cali-zas, margas, calcarenitas, etc.), pueden alcanzar espesores superiores a los 5.000 m.

Las cuencas sedimentarias constituyen el objetivo principal de la investigaciónpetrolera, dado que, salvo muy raras excepciones, los hidrocarburos se encuen-tran dentro de ellas y el éxito en su búsqueda está estrechamente ligado a suscaracterísticas geológicas.


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Figura 2.1.

La distribución de los hidrocarburos en el mundo es muy irregular, concen-trándose casi el 80 % de las reservas mundiales de hidrocarburos convenciona-les en muy pocas cuencas sedimentarias, por lo que es importante conocer susaspectos geológicos como guía para la exploración de otras cuencas. Cuando sedice que una cuenca ocupa una depresión de la corteza terrestre, no siempre ladepresión es visible como tal en el momento actual, puesto que ésta se rellenacontinuamente de sedimentos, a la par que se va hundiendo (subsidencia), lo quepermite crear las potentes series sedimentarias.

De acuerdo con el momento, en que los sedimentos han rellenado la cuenca, sedice que esta es sinsedimentaria, cuando el aporte de sedimentos se realiza a lolargo de todo el periodo de subsidencia y postsedimentaria, si este aporte se pro-duce después del periodo principal de subsidencia.

El origen de las cuencas sedimentarias viene asociado a la tectónica de placas,destacando por su importancia las siguientes:

w Graben (“Rift”) ubicadas generalmente en zonas inestables de la cortezacontinental. Son zonas hundidas alargadas y estrechas. Sus bordes suelenestar limitados por grandes fallas escalonadas. Este tipo de cuencas sonpetroliferamente muy importantes, destacando las del Golfo de Suez, Sirteen Libia, Mar del Norte y Noroeste de Australia.

w Cuencas de margen pasivo generadas por el movimiento de separación deuna placa continental. No difieren de las cuencas anteriores, salvo por sutamaño mucho mayor tanto en longitud como en anchura. Este tipo decuencas presenta en general potentes capas de sal, las cuales dan lugar a unintenso diapirismo, con la consiguiente formación de trampas de tipoestructural, a las que hay que añadir las trampas de tipo estratigráfico, muyfrecuentes en estas cuencas, que por otra parte son ricas en rocas madres,almacenes y coberteras. En estas se concentra gran parte de la exploraciónde hidrocarburos en aguas profundas (Golfo de Méjico, Brasil, Angola,Nigeria y Australia).

w Cuencas de margen activo. Estas cuencas se originan como resultado de la coli-sión frontal de dos placas litosféricas y el relleno posterior de los surcos creadosen dicha colisión. De toda la gran variedad de cuencas sedimentarias que sepuedan generar por la colisión entre placas, las más interesantes desde el puntode vista petrolero son las denominadas de tipo “foreland” y las de tipo


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“forearc”, originadas por el choque entre una placa continental y una oceá-nica y separadas por una elevada cordillera producida por el choque de lasplacas.

Las primeras, las de tipo “foreland”, se caracterizan por tener una gran super-ficie explorable, con fuertes deformaciones estructurales en las proximidades dela cordillera montañosa que se crea en la colisión. Esta estructuración se va sua-vizando a medida que nos alejamos de ella, hasta dar lugar a amplios monocli-nales en el centro de la cuenca. Las rocas predominantes como almacenes soncalizas y areniscas con gran continuidad y en frecuente alternancia con arcillas,que actúan a la vez, como rocas madre y rocas cobertera, lo que da lugar a siste-mas petrolíferos multicapa, con deformación estructural poco compleja y fácil-mente detectables por la geofísica sísmica. Este tipo de cuencas son muy produc-tivas y como ejemplos tenemos, las Montañas Rocosas, Alaska, Oriente Medio,Colombia, Venezuela, Argentina, etc.

Las segundas, las cuencas de tipo “forearc”, estrechas y alargadas, tienen menorsuperficie prospectable y están muy deformadas estructuralmente. Su sedimenta-ción es fundamentalmente marina profunda con pocas formaciones con posibili-dades de almacén. El gradiente geotérmico es considerable, lo que favorece lageneración de hidrocarburos. A pesar de esa falta de almacenes y la mala calidadde la sísmica, se conocen a lo largo de la costa americana del Pacifico tres provin-cias ricas en hidrocarburos en Perú, Ecuador y Estados Unidos.

2.2.3 Generación, migración y almacenamiento de hidrocarburos

Se denomina roca madre a la roca sedimentaría rica en materia orgánica, queen algún momento de su historia geológica ha sido capaz de generar hidrocar-buros.

La formación de una roca madre necesita la contribución de una serie de facto-res favorables relacionados con el ambiente tecto-sedimentario, que controla lasubsidencia, los aportes detríticos y orgánicos, la velocidad de enterramiento, elambiente físico-químico y el potencial de oxi-reducción del área.

Entre el aporte de materia orgánica y la subsidencia debe haber equilibrio, puessi esta es muy lenta podría retrasarse el proceso de transformación de aquella ysi es muy rápida, podría minimizar los efectos de su degradación bioquímica yfavorecer la preservación de la materia orgánica.


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Desde un punto de vista físico-sedimentario, una roca madre debe tener unatextura fina, que permita la protección de la materia orgánica durante la fase deenterramiento y haberse depositado en un ambiente reductor sea o no marino.

Los lugares donde pueden existir rocas madre son muy variados desde los lagos,en los que debe haber una cierta interestratificación en sus aguas, ocasionada porcambios en la salinidad, en la temperatura, etc. para de esta manera impedir la lle-gada al fondo de las aguas oxigenadas; los deltas, en los que las rocas madres estánformadas principalmente por sedimentos mezclados con plantas transportadas porlos ríos, fito y zooplancton; las cuencas marinas semicerradas, en las que se produ-cen entradas de agua dulce que dan lugar a estratificaciones por diferencias de sali-nidades, favoreciendo las condiciones reductoras en su fondo; las plataformasmarinas y las cuencas marinas abiertas, en las que las rocas madre se forman prin-cipalmente en las zonas del talud continental donde la cantidad de oxigeno es baja.

La calidad de una roca madre viene fijada por su contenido en materia orgáni-ca y su grado de evolución. Este contenido se expresa en porcentaje de CarbonoOrgánico Total (TOC) encerrado en la roca por unidad de volumen. Según suvalor, el potencial generador de la roca madre puede ser, pobre de 0 % a 0,5 %,medio de 0,5 % a 1 % , bueno de 1 % a 2 %, muy bueno de 2 % a 4 % y excelentesuperior a 4 %. Las rocas más favorables para ser rocas madre son las arcillasoscuras finamente estratificadas y las calizas finas, preferentemente arcillosas. Elcontenido promedio de TOC de una roca madre arcillosa es del 2 %, mientrasque en las calizas este valor promedio es tan solo del 0,6 %.

Los hidrocarburos generados de la materia orgánica contenida en una rocamadre, deben migrar hasta otra adyacente, la roca almacén, que debe disponerde espacios vacíos comunicados entre sí, es decir, con porosidad y permeabili-dad suficientes para recibir dichos hidrocarburos. Estas rocas son casi exclusiva-mente rocas sedimentarias.

La porosidad total de una roca es el porcentaje de espacios vacíos (poros,vacuolas, fracturas, etc.) que contiene por unidad de volumen. Desde el punto devista petrolero solo interesan los poros comunicados entre sí, lo que se denomi-na porosidad efectiva. La porosidad de las rocas almacén suele estar comprendi-da entre 5 % y 30 % y la mayoría entre 10 % y 20 %. Este valor se reduce con lacompactación de la roca, que aumenta con la profundidad.

La porosidad también se divide en primaria, que se origina en el momento de laformación de la roca, y que coincide generalmente con la porosidad intergranular enlas areniscas o con la porosidad intercristalina en las calizas, y secundaria cuando se


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ha generado posteriormente al proceso de consolidación y litificación de la roca,mediante mecanismos de disolución, recristalización, fracturación y otros. La poro-sidad secundaria suele tener una distribución espacial más reducida e irregular quela primaria porque las causas que la originan son, en general, de extensión limitada.

En las rocas almacenes de tipo arenisca, su porosidad depende de factores talescomo, la esfericidad de sus granos, sus angulosidades, sus tamaños, su uniformi-dad, su distribución y del tipo de cemento que une los granos, el cual a vecespuede tapar parte del espacio poral. La porosidad es pobre, cuando es inferior a5 %, débil entre 5 % y 10 %, media entre 10 % y 15 %, buena entre 15 % y 20 % ymuy buena cuando es superior a 20 %.

La segunda propiedad, de las rocas almacén es la permeabilidad, que mide lafacilidad con que una roca permite el paso, a su través, de un fluido de viscosi-dad dada1. La unidad más corriente de la permeabilidad es el milidarcy (md)2. Lapermeabilidad, entre los almacenes de hidrocarburos varía muy ampliamente,situándose normalmente entre 5 y 500 md, aunque hay almacenes que puedensobrepasar ampliamente los 500 md.

Entre la porosidad y la permeabilidad no hay una relación directa. Una rocapuede tener una porosidad alta y permeabilidad baja o nula, por ejemplo lasarcillas. Análogamente una roca puede tener una muy baja porosidad y alta per-meabilidad, por ejemplo una cuarcita fracturada.

Si el fluido que se mueve a través de un almacén es homogéneo y no produce nin-guna acción sobre la roca que constituye el almacén, se habla de permeabilidad abso-luta para dicho fluido, pero si en el almacén coexisten otros fluidos, como es el casode un yacimiento petrolífero, en el que puede haber petróleo, agua y gas, se produ-cen entonces interferencias entre ellos cuando se mueven en el almacén, y se hablaentonces de permeabilidades efectivas para cada uno de los fluidos presentes.

La permeabilidad efectiva es función del tipo de fluido, de su saturación en elalmacén, de su mojabilidad y de las características de la roca almacén y se deter-mina normalmente en el laboratorio usando pequeños testigos de la roca objetode estudio con diferentes concentraciones del fluido considerado.


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1 La unidad de viscosidad es el poise o Dinas x s x cm-2 y su inverso es la fluidez.2 La permeabilidad de una roca se mide por la formula V=kx(A/L)XDP, donde V es el volumen de fluido que atraviesa un cilindrode roca de longitud L, sección A bajo un diferencial de presión DP. El coeficiente de proporcionalidad k es la permeabilidad de laroca y su unidad es el Darcy que corresponde al paso de 1cm3 de fluido de viscosidad un centipoise en un segundo a través de uncilindro de roca de 1 cm2 de sección y 1 cm de longitud bajo un diferencial de presión de 1 bar.

En la práctica petrolera se utiliza la llamada permeabilidad relativa, para cadafluido presente en el almacén, que es la capacidad que tiene cada uno de ellos defluir a través del almacén, cuando este contiene dos o más fluidos. La permeabi-lidad relativa para un fluido se define como la relación entre la permeabilidadefectiva del fluido, para un valor de saturación dado en el almacén y la permea-bilidad absoluta de dicho fluido.

Los fluidos presentes en un almacén, agua, petróleo y gas, deben tener fasescontinuas para asegurar su movilidad. Si en un almacén inicialmente la satura-ción en agua es pequeña, su permeabilidad relativa es prácticamente nula ycomo en este supuesto la saturación de petróleo es alta, éste fluirá inicialmentesin agua, pero a medida que la producción de petróleo aumenta, su saturacióndentro del almacén baja, mientras sube la del agua, a la par que lo hace su per-meabilidad relativa, iniciándose así una producción creciente de agua, a medidaque va aumentando su saturación en el almacén. Al final del proceso la satura-ción de agua es alta y dado que su permeabilidad es mayor que la del petróleo,este deja de fluir.

También la presión capilar3 desempeña un papel importante. En un almacén,los canales que comunican unos poros con otros pueden considerarse tubos capi-lares y en consecuencia, la distribución de los fluidos en el almacén dependerádel tamaño de estos canales y de la mojabilidad de los fluidos. A igualdad de diá-metro, el agua asciende más que el petróleo.

El llenado de un almacén por un fluido, bien sea agua o un hidrocarburo, vieneligado a los fenómenos de capilaridad y en consecuencia al tamaño y distribu-ción de los poros en el almacén. En un yacimiento, en que el agua es el fluidomojante, el paso de la zona de agua 100 % a la zona de petróleo se hace a travésde un intervalo, llamado zona de transición, que va desde la línea en que la satu-ración de agua es 100 %, hasta la cota en que el agua alcanza un valor de satura-ción constante correspondiente a la llamada agua connata o intersticial. Laanchura de esta zona viene condicionada por las características de capilaridadpropias de la roca almacén. En el caso de que la fase mojante fuese el petróleo yla no mojante el gas, se formaría, análogamente, una zona de transición entre el


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3 Cuando un tubo de pequeño diámetro se introduce verticalmente en un líquido mojante, como el petróleo, las fuerzas de capila-ridad elevan el mismo en el interior del tubo hasta una altura h que es inversamente proporcional al diámetro del tubo y a la den-sidad del liquido.

petróleo y el gas, aunque más estrecha que la anterior por ser ahora las mojabi-lidades de los fluidos afectados más próximas entre sí.

El conocimiento de la posición del contacto del agua con el petróleo o el gas enuna estructura, así como el porcentaje de agua en el espacio poral (saturación enagua) es muy importante en la determinación de sus reservas y en el estableci-miento de la política de producción futura.

Los tipos de rocas almacenes más frecuentes son, rocas detríticas, principal-mente arenas y areniscas, en las que se contienen casi el 40 % de las reservasactuales de hidrocarburos convencionales; rocas carbonatadas, calizas y dolo -mías, las cuales encierran en torno al 60 % de estas reservas mundiales de hidro-carburos y otras poco frecuentes, tales como metamórficas, volcánicas, etc. quepueden actuar como almacenes siempre que estén fracturadas.

Para que los hidrocarburos sean retenidos en la roca almacén es necesaria la pre-sencia de rocas cobertera o sello que aseguren la estanqueidad vertical del yaci-miento y cuya caracteristica principal es su impermeabilidad al paso de los fluidos.

Las arcillas tanto por sus características como por su abundancia, son las rocascobertera por excelencia, aunque no siempre son suficientemente estancas. Sueficacia viene determinada por la resistencia que puedan oponer al paso de losfluidos, la cual viene fijada por su permeabilidad, que varía de una décima a unamillonésima de md y por la presión de entrada de estos en sus poros que varíanormalmente entre 1 y 30 kg/cm2.

En la naturaleza todas las rocas consideradas como coberteras son más o menospermeables, a excepción de la sal masiva, lo que obliga a tomar en consideraciónel conjunto de la cuenca y analizar los diferentes intercambios de fluidos entreacuíferos separados por rocas cobertera.

El espesor necesario que debe tener una roca cobertera para asegurar unabuena estanqueidad, viene determinado, además de por los factores dichosanteriormente, por la tectónica de la cuenca, que puede haberla fracturado,por el hidrodinamismo de la misma y por la altura de la zona impregnadapor los hidrocarburos. Cuanto mayor sea esta, a igualdad de característicasde la roca cobertera y demás condiciones, mayor debe ser su espesor. Lasrocas cobertera, en su continuidad lateral y extensión regional condicionanen una cuenca las vías de la migración, tanto la primaria como la secundariay fijan el predominio de la migración vertical o de la horizontal. Las rocas


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cobertera convienen que sean plásticas y dúctiles. Por su grado de eficacia seordenan del modo siguiente de mayor a menor calidad, sal, anhidrita, arcillay carbonatos de grano fino.

En resumen, la existencia de petróleo o gas en una cuenca sedimentaria requie-re una serie de condiciones como son: la existencia de rocas madre capaces dehaber generado y expulsado suficiente cantidad de hidrocarburos, de rocasalmacén que les hayan recibido, de estructuras o trampas donde queden reteni-dos y de rocas cobertera que impidan su perdida por dismigración. El conjuntode todas estas condiciones forman lo que se llama el sistema petrolífero de lacuenca y la ausencia de una cualquiera de ellas, impide la presencia de acumu-laciones comerciales de hidrocarburos.

El proceso mediante el cual los hidrocarburos contenidos en la roca madre, sedesplazan hacia la roca almacén, se denomina migración primaria. Esta migra-ción no es fácil de explicar; en efecto, se produce el desplazamiento de un hidro-carburo líquido cuya molécula es grande en el interior de la roca generadora, fre-cuentemente arcillas, que son rocas de poros muy finos, inferiores normalmenteal tamaño de las moléculas de los hidrocarburos. Existen varias teorías paraexplicarlo, entre ellas: por su disolución en el agua, lo que solamente se produ-cirá a altas profundidades y temperaturas; por difusión; por migración en fasegaseosa, o por migración en fase líquida, si existen microfisuras en la roca madreque aumenten su permeabilidad.

Una vez alcanzada la roca almacén, se produce la migración secundaria dentrode la misma hasta llegar a una trampa. Las distancias recorridas por los hidro-carburos en su migración secundaria varían en función de las características delos almacenes y del tamaño de la cuenca, pero pueden alcanzar valores de hasta100 km por millón de años.

2.2.4. Trampas de hidrocarburos

Trampa es un edificio geológico, situado en el subsuelo, que permite la acumu-lación de hidrocarburos, y consta de una roca almacén, limitada en su techo poruna roca cobertera y dispone de cierres laterales que impiden la salida de loshidrocarburos.

El llenado de la trampa se produce desplazando los hidrocarburos el agua quecontiene el almacén, hasta alcanzar el “spill point” (figura 2.2), que marca el límite


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máximo de volumen almacenado. Si los aportes de hidrocarburos continúan,migra primero el petróleo y luego el gas, hasta ocupar una nueva trampa o aflo-rar en superficie.

Existe una gran variedad de trampas que pueden agruparse del modo siguiente:

w Estructurales, originadas por deformación de las capas sedimentarias des-pués de su deposición. Las más frecuentes son las de tipo anticlinal cerradolateralmente por el buzamiento de las capas y verticalmente por una rocacobertera y en segundo lugar, las trampas por fallas. En este caso el cierreen todas las direcciones se consigue en el salto de falla, por el enfrentamien-to del almacén con una roca impermeable y por el propio buzamiento de lascapas. También los movimientos diapíricos generan una gran variedad detrampas unas anticlinales y otras por cierre lateral contra la columna de sal.

w Estratigráficas, originadas por cambios laterales y verticales de las caracterís-ticas de las rocas almacenes o bien por acuñamiento de estas. La trampa sueleformarse cuando desaparece la continuidad de la roca porosa permitiendo laacumulación de hidrocarburos aún en ausencia de deformaciones estructura-les. Existe una gran variedad de trampas estratigráficas, tales como lentejonesde arena, arrecifes recubiertos de formaciones impermeables y otros.

w Trampas mixtas, originadas por una combinación de las anteriores.


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Contacto petróleo/gas (GOC�

Gas

Petróleo

Agua

Contacto petróleo/agua (WOC�

Cierre

Split point

Roca c

obert

era

Figura 2.2.

2.3. La exploración de hidrocarburos

2.3.1. Las geociencias

Son, fundamentalmente, la geología, la geoquímica y la geofísica.

La Geología permite conocer la existencia de cuencas sedimentarias, las rocasque las rellenan, su configuración estructural y la posibilidad de que existantrampas petroleras así como su distribución en el tiempo.

La Geoquímica, se basa en el hecho de que los hidrocarburos entrampados enprofundidad migran a través de microfisuras, produciendo anomalías geoquí-micas. Su campo de aplicación va desde la detección de indicios de hidrocar-buros en superficie, al registro de señales de su presencia, que pueden serdesde anomalías microbiológicas hasta alteraciones minerales y geotermales.Un estudio geoquímico necesita llevar a cabo un programa de muestreo muyequilibrado, que permita separar el llamado ruido de fondo de las anomalíaspropiamente dichas para poder así establecer, la verdadera distribución deéstas en el área. Normalmente el tamaño de las anomalías detectadas esta liga-do con el de la acumulación en profundidad. La geoquímica ayuda a identifi-car las rocas madre y a conocer las rutas migratorias y las edades en que estasse produjeron.

La Geofísica estudia la evolución de parámetros físicos como son:

La Magnetometría, basada en la acción del campo magnético terrestre. Lamedición del efecto magnético da información acerca de la profundidad a la quese encuentra el basamento de una cuenca sedimentaria y, consecuentemente, delespesor total de sus sedimentos.

Para medir el efecto magnético generado en las rocas, existen diferentes méto-dos. El más común es medir una componente del campo magnético terrestre a lolargo de perfiles de registro, y combinar varios perfiles paralelos para dibujar unmapa de observaciones magnéticas y establecer las anomalías en el área objetode estudio.

La Gravimetría, que registra las anomalías en el campo gravitatorio, que pue-den evidenciar cambios bruscos en la densidad de los terrenos del subsuelo pró-ximos a los puntos de medida. En particular se ha aplicado en la detección dedomos salinos.


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La Sísmica es, con diferencia, la tecnología más utilizada. Se basa en la detec-ción y registro en superficie de ondas sísmicas provocadas artificialmente pormedio de explosivos o por vibradores. Cuando una onda acústica alcanza lasuperficie de separación de dos capas de litología diferente se produce un cambioen su velocidad, al pasar de una capa a otra, debido a sus diferentes característi-cas físicas, a la par que una parte de la energía acústica se refleja en la superficiede separación y otra se refracta. La cantidad de energía reflejada y refractada esfunción de las impedancias acústicas de las capas4. Cuanto menor sean sus dife-rencias, mayor será la energía refractada.

En los casos en que la onda sísmica pasa de una capa a otra de mayor índice derefracción, a partir de un cierto ángulo de incidencia, llamado critico, se produ-cirá una reflexión total. Esto define dos tipos de sísmica, la sísmica refracción queestudia el comportamiento de las ondas sísmicas refractadas por encima delángulo crítico y la sísmica reflexión que lo hace sobre las ondas reflejadas que nosuperan dicho ángulo.

De acuerdo con lo anterior,para registrar en sísmica refle-xión la disposición del equipodebe cumplir que la distanciadesde el punto de tiro y el deregistro sea variable, pero sinsuperar aquella a partir de lacual se empiezan a registrarondas de refracción. En lamodalidad de sísmica refrac-ción, como sólo deben regis-trarse las ondas refractadas, ladistancia entre dichos puntosdebe ser mayor (distancia críti-ca), figura 2.3. Esta última es

poco o nada utilizada en la prospección de hidrocarburos porque su poder deresolución es bajo a las profundidades normales de trabajo en este campo.

Los métodos sísmicos, pueden emplearse tanto en tierra como en mar y permitenconocer la disposición estructural y litológica del subsuelo hasta varios kilómetros


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Figura 2.3.

4 La impedancia acústica de un medio queda determinada por el producto de su densidad y la velocidad del sonido en el medio.

de profundidad. La figura. 2.4 muestra el funcionamiento de la sísmica reflexión,herramienta fundamental en la prospección de hidrocarburos. Las ondas elásticasgeneradas en el punto de tiro se reflejan en los diferentes estratos, vuelven a super-ficie y se registran en los geófonos o hidrófonos, según sea en tierra o en mar,conectados a la estación receptora. Las señales recibidas son procesadas en equi-pos especiales de computación, dando como resultado final las llamadas seccionessísmicas, obtenidas de la suma de todos los registros de cada perfil, representandoun corte vertical del subsuelo en tiempo. En la sección sísmica de la figura 2.5, pue-den verse una serie de reflectores continuos a distintas profundidades que separanlas distintas formaciones litológicas, observándose igualmente un anticlinal falla-do. A partir de las secciones sísmicas se obtienen mapas de isocronas (tiempos),que se convierten en isobatas (distancias), de acuerdo con las velocidades de pro-pagación de las ondas en los terrenos atravesados.

Hasta la década de los 70 del siglo XX, los registros sísmicos se obtenían en dosdimensiones (sísmica 2D). A finales de la década de los 80, la posibilidad de dis-poner de potentes y rápidos computadores hizo posible realizar en pocos días cál-culos que anteriormente requerían meses, lo que permitió el desarrollo de la sís-mica tridimensional 3D. La sísmica 3D permite una mejor definición del modelogeológico y del potencial petrolero del área estudiada y posibilita una mejor ubi-cación de los pozos de exploración con la consiguiente mejora del factor de éxito.La calidad de la sísmica 3D, unida a otras tecnologías, ha permitido que el factorde éxito en los sondeos exploratorios haya pasado de 1 a 6 hace cincuenta años ade 1 a 3 en la actualidad. Desde el punto de vista económico esta evolución esmuy importante dado que en la exploración de hidrocarburos el componente máscaro, es con diferencia, la realización de los pozos exploratorios.

Un nuevo avance es la sísmica 4D en la que la cuarta dimensión es el tiempo.Para ello se realizan registros de sísmica 3D en distintos periodos y estas secciones


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Figura 2.4.Figura 2.5.Fuente: Repsol. Structural models

se tratan en potentes computadores que proporcionan imágenes de los movi-mientos de los fluidos de gran utilidad para los responsables de la explotaciónde yacimientos.

Las Diagrafías eléctricas, que permiten el registro en profundidad de algúnparámetro de las formaciones litológicas atravesadas por un sondeo en el entor-no del mismo, como son porosidad, saturación en hidrocarburos, espesor de lascapas, litología, características de los fluidos encerrados, etc, fundamentales parala determinación de las reservas de hidrocarburos en los yacimientos. La técnicaconsiste en realizar a lo largo del pozo, entre otros, registros sónicos, nucleares yeléctricos (resistividad o conductividad), cuya combinación permite un mejorconocimiento de las formaciones atravesadas.

2.3.2 Los sondeos terrestres

Los equipos más utilizados en la perforación, tanto de sondeos exploratorios,cuyo fin es investigar el potencial petrolero de una trampa, como de producción,a realizar después de un descubrimiento comercial de hidrocarburos, son losrotativos (figura 2.6). En ellos, la herramienta de perforación esta situada en elextremo de una serie de varillas huecas (sarta) de las que algunas de ellas (las-trabarrenas) están destinadas a dar peso sobre la herramienta de perforación. Elsistema de varillas se desliza a través de una mesa de rotación situada en el piede la torre, que hace girar una varilla de sección cuadrada o exagonal. La sartaestá suspendida por un sistema de cables. Los motores del equipo suelen ser decombustión interna, si bien también se usan motores eléctricos alimentados conelectricidad generada en el propio emplazamiento del pozo. La torre de perfora-ción tiene una altura de unos 40 m. Por el interior de la tubería circula el lodo deperforación, que sale por el espacio anular comprendido entre ésta y el pozoarrastrando los fragmentos de la roca producidos durante la perforación y líqui-dos, en su caso, de la formación. Los sistemas de seguridad consisten en un con-junto de válvulas, operadas hidráulicamente, que pueden cerrar el pozo si sedetecta una entrada de fluido indeseable o un incremento de la presión.

El 60 % de las herramientas de perforación son triconos, llamados así por estarformados por tres piñas o conos, dotados de dientes. Cada tricono rota sobre sueje. También existen brocas compactas que son herramientas de corte que llevanincrustadas en su cuerpo pastillas de tungsteno y a veces diamantes industriales.Estas últimas admiten más peso y permiten más revoluciones, lo que las haceidóneas para perforar formaciones compactas y homogéneas de grandes espeso-res y también para la perforación de sondeos desviados.


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Los lodos de perforación consisten fundamentalmente en una suspensión dearcilla en agua con aditivos que aporten ciertas propiedades. Los lodos refrige-ran la herramienta de corte, arrastran a la superficie los fragmentos de roca ycontrolan la estabilidad de las paredes del pozo evitando derrumbes. Aunque enla mayor parte de los casos se utilizan lodos de suspensión en agua, en ocasio-nes se utilizan aceites sintéticos o aire. Las principales características del lodo sonla densidad, la viscosidad y el pH. El lodo al llegar a la superficie pasa por unaserie de equipos de limpieza (tamices, ciclones, desarenadores, etc.) para extraerlos elementos sólidos arrastrados y eventualmente el gas o petróleo que puedacontener. Una vez limpio, se reinyecta al circuito de lodos.

A medida que avanza la perforación se instalan tuberías de acero de diáme-tros decrecientes con la profundidad, no solo para mantener las paredes delpozo, sino también, para aislar los posibles almacenes y extraer después, en sucaso, de forma selectiva los fluidos que contienen. Los tubos se cementan a lasparedes introduciendo cemento por el interior de la tubería y retornando porel espacio anular.


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Figura 2.6.

Para tener un conocimiento más preciso de las formaciones, se extraen “testi-gos”. Para ello se utiliza una herramienta que es un cilindro hueco de 9 metrosde longitud, equipado en su parte inferior de una corona de diamantes que actúacomo elemento de corte. A veces en el curso de la perforación, o al final de lamisma, se realiza la llamada “prueba de producción” (DST), consistente enponer el pozo en producción a través de la tubería de perforación, para compro-bar la presencia o no de fluidos en la formación probada, su capacidad de pro-ducción y las presiones inicial y final de la misma después de producir una can-tidad determinada de fluido.

Alcanzada la profundidad final, se procede al abandono del pozo si es seco,adoptando las medidas de seguridad adecuadas, o se realiza la llamada opera-ción de completación, es decir se le dota del equipo necesario para producirpetróleo o gas de forma estable y segura.

En la década de los 80 del pasado siglo se introdujo, en los equipos de perfo-ración, una nueva herramienta denominada “Top Drive System” (TDS) comosustituto del método convencional de arrastre de la columna de perforaciónpor la mesa de rotación. Su éxito fue inmediato y hoy día es el método predo-minante en los equipos de perforación marina. Consiste en usar en lugar de lamesa de rotación, un motor eléctrico o hidráulico situado sobre la tubería deperforación, que produce directamente la rotación de la misma, a la par que sepuede bombear continuamente lodo dentro de las varillas tanto mientras seperfora, como durante la operación de extracción y bajada de la columna deperforación. Este método posee ventajas sobre el convencional, como son,reducir el tiempo en los añadidos de nueva tubería de perforación, eliminar lanecesidad de reorientar la herramienta de apriete de la misma en cada cone-xión, disminuir los riegos de seguridad y mejorar el control del pozo, al no per-der la posibilidad de circular el lodo en caso de agarre del tren de perforación,reduciendo así el coste total del sondeo.

Un último avance en el sistema de subida y bajada de la columna de perfo-ración es el denominado “Dual Elevator System” (DES), que utiliza dos eleva-dores automáticos en las operaciones estándar de perforación. Se controla conuna sola persona y realiza las funciones de conexión y desconexión de tuberíaautomáticamente. El sistema puede trabajar tanto con las varillas de perfora-ción como con la tubería de revestimiento, y soportar pesos de hasta 750 Tn.Esta herramienta se está montando actualmente en los equipos de perforaciónmarina más avanzados que permiten trabajar en las condiciones más difíciles.


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2.3.2. Los sondeos marinos

Los primeros sondeos marinos se realizaron en la década de los años 1950desde plataformas apoyadas en pilotes en zonas de poca profundidad. Desdeentonces se han realizado enormes progresos superando en la actualidad los3.000 m de lámina de agua. Las reservas descubiertas en aguas profundas (entre400 y 1.500 m de profundidad) y ultraprofundas (más de 1.500 m) han aumenta-do rápidamente en los últimos años evaluándose las reservas recuperables entre160 y 300 Gb de petróleo convencional, cifra que se compara con unas reservastotales recuperables de unos 1.250 Gb.

La figura 2.7 muestra las profundidades de lámina de agua máximas alcanza-das en el mundo, tanto en exploración como en producción. Puede apreciarseque en exploración se han superado los 3.000 m y en producción los 2.750 m.

A continuación se describen los equipos utilizados en la perforación marina:

w Plataformas sumergibles, para profundidades inferiores a 10 m. Hoy díason poco empleadas. Van provistas de depósitos que mediante el llenado deagua se hunden en su lugar de ubicación hasta apoyarse en el fondo.


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Figura 2.7Fuente: World Energy Outlook 2008 (AIE)

w Plataformas auto elevadoras (“Jack-Up”). Se utilizan hasta profundida-des de 300 m (figura 2.8). Están formadas por una cubierta, donde seubica la torre de perforación y los módulos auxiliares, fijada a unas patas(normalmente tres) que se apoyan en el fondo del mar. Estas plataformasse trasladan hasta su ubicación y allí se posicionan descendiendo laspatas mediante un mecanismo de cremallera.

w Plataformas semisumergibles. (figura 2.9). Pueden alcanzar, ancladas, profun-didades en torno a los 1.000 m de lámina de agua y superar los 3.000 m conposicionamiento dinámico, consistente en utilizar hélices laterales que sitúanla plataforma en la vertical del pozo. Se colocan sobre grandes cilindros hue-cos de acero, que pueden rellenarse de agua para su hundimiento parcial.

w Barcos de Perforación. Son barcos preparados con equipo de perforaciónque, al igual que las plataformas semisumergibles, pueden trabajar ancla-dos a profundidades del orden de los 200 m o posicionados dinámicamen-te en cuyo caso pueden alcanzar profundidades superiores a los 3.000 m.

2.4. La producción de hidrocarburos

Las reservas de hidrocarburos, es decir la parte recuperable de ellos que hay“in situ” en una trampa, se calculan en función del volumen de los espacios va-cíos, de la saturación de hidrocarburos en ellos y de su factor de recuperación, yse evalúan en términos de probabilidad a partir de la información disponible


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Figura 2.8. Plataforma auto elevadora. Figura 2.9. Plataforma semisumergible.

antes y durante la vida del yacimiento. Se clasifican en tres categorías: re-servas probadas, probables y posibles que son las que tienen la probabilidadde cumplirse de al menos el 90 %, el 50 % y el 10 % respectivamente. Parala producción de hidrocarburos se utilizan las técnicas que se describen acontinuación:

2.4.1. Recuperación primaria, secundaria y terciaria

La denominación de recuperación primaria se aplica a los hidrocarburos obte-nidos exclusivamente con la energía propia del yacimiento. Los mecanismos deproducción primaria se basan en el empuje del agua, del gas y la compactación.

La recuperación por empuje de agua (“waterdrive”) es la más efectiva de losmecanismos de recuperación primaria. El agua empuja al petróleo o al gas hacialos pozos de producción y va ocupando los espacios antes ocupados por loshidrocarburos. En este proceso una parte de estos queda retenida en los porosmás pequeños. A medida que progresa la producción va aumentando el conte-nido en agua, hasta llegar un momento en que la explotación deja de ser renta-ble. Este mecanismo se da preferentemente en almacenes uniformes, de buenapermeabilidad y conectados hidráulicamente a un acuífero importante, y permi-te alcanzar factores de recuperación5 altos, situados entre el 25 % y el 65 % delpetróleo y entre el 50 % y el 60 % del gas.

En la recuperación por expansión de la capa de gas (“Gas cap drive”), esteempuja el petróleo hasta los pozos de producción. Su eficacia es limitada porquela presión del gas declina con cierta rapidez, variando el factor de recuperaciónentre el 20 % y el 40 % del petróleo

El mecanismo natural de producción más frecuente es por empuje de gasdisuelto (“Solution gas drive”). Al abrirse los pozos de producción el gas disuel-to se expande y empuja al petróleo hacia esos pozos. El factor de recuperaciónpara el petróleo en estos yacimientos se sitúa entre el 5 % y el 25 %.

La compactación (“Compaction drive”) se da en almacenes poco profundosque no están bien consolidados, caracterizándose por una caída rápida de la pre-sión y un bajo factor de recuperación.


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5 Factor de recuperación es el porcentaje de hidrocarburos “in situ” recuperado.

En la práctica es frecuente queconcurran dos o más de estosmecanismos naturales de pro-ducción, en los que como pro-medio la recuperación para elpetróleo se sitúa en el 30 % ypara el gas en el 75 %. Cuando laenergía del yacimiento es insufi-ciente para subir el petróleo a lasuperficie se recurre al bombeoque puede ser, mecánico, conbomba vertical (figura 2.10)colocada en la parte inferior dela tubería y accionada mediantevarillas por un balancín situadoen la superficie, hidráulico,mediante una bomba centrifugaaccionada por un motor eléctri-co sumergible, o mediante lainyección de gas (“Gas Lift”) enla tubería de producción, a finde reducir el peso de la columnade petróleo.

La recuperación secundaria consiste en mantener la presión en el yacimientomediante la inyección de agua a través de los pozos inyectores o de algún gas quepuede ser un hidrocarburo gaseoso o un gas inerte. Como gas inerte se emplea enocasiones el CO2 secuestrado de las plantas de centrales térmicas de generaciónde electricidad. En Estados Unidos hay varios miles de kilómetros de CO2ductosque transportan el CO2 desde las centrales a los yacimientos.

La figura 2.11 muestra la producción secundaria de petróleo en un yacimientoen Oman mediante la inyección de agua en los sondeos coloreados en negro y laextracción de petróleo en los sondeos coloreados en rojo.

La recuperación terciaria o asistida, EOR (“Enhance Oil Recovery”), se aplicageneralmente cuando el yacimiento se encuentra en su etapa final, después de larecuperación secundaria y en ocasiones directamente desde el principio, talcomo sucede con los petróleos muy pesados.


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Figura 2.10.

Los procesos de recuperación más comunes son los térmicos y se aplican a lospetróleos pesados para disminuir su viscosidad. Esta operación se puede hacermediante inyección de vapor o quemando parte del petróleo en el propio yaci-miento. El vapor se puede inyectar en el pozo productor, manteniéndolo hastaque caliente el petróleo colindante, iniciando entonces la producción, o a travésde pozos de inyección, para intentar conseguir un barrido del petróleo. El segun-do procedimiento térmico es la inyección de oxigeno o aire para producir la com-bustión “in situ”, este es caro y de difícil control.

Otra técnica de recuperación terciaria es la inyección de gases que mejoren lamovilidad del petróleo, no sólo por empuje, sino también por reducir la viscosi-dad del mismo. También pueden inyectarse productos químicos que mejoren lamovilidad del petróleo pero son caros y de difícil aplicación.

Actualmente la recuperación terciaria representa solamente el 3 % de la pro-ducción mundial, pero deberá investigarse en esta prometedora tecnología quepodría permitir incrementar sensiblemente el factor de recuperación.


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Figura 2.11Fuente:A Historyof Royal Dutch Shell. Vol.3

2.4.2. Completación de pozos

Se entiende por completación de pozos, el conjunto de trabajos que es precisorealizar para que estén en condiciones de producir hidrocarburos de modo esta-ble y controlado.

Para completar un pozo existen tres alternativas:

w En pozo abierto, es decir sin entubar. No permite aislar las diferentes zonasproductivas y tiene el riesgo de desmoronamientos, pero de ser viable per-mite altas productividades.

w En pozo entubado sin cementar con tubería previamente perforada. Tambiénpermite altas productividades y no tiene los riesgos de la anterior alternativa.

w En pozo entubado con tubería normal cementada, perforando las zonas pro-ductivas.

En cualquiera de estas alter-nativas, el pozo lleva el equi-pamiento básico siguiente quese indica en la figura 2.12: El“packer” de producción, paraaislar la zona productora, latubería de producción queconduce los fluidos a la super-ficie, elementos de control delflujo en el fondo del pozo, ele-mentos de seguridad para pro-teger el pozo de erupcionesincontroladas, la cabeza delpozo que soporta las tuberíasde revestimiento y produccióny el árbol de válvulas (Xmástree) que controla la produc-ción y la seguridad. En com-pletaciones submarinas lacabeza de pozo y el árbol deválvulas se encuentran en elfondo del mar.


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Figura 2.12.

Cuando la productividad de un pozo es baja, como consecuencia de daños pro-ducidos al almacén por los fluidos de perforación, o bien por una reducida per-meabilidad natural, se estimula la productividad por varios procedimientosentre los que destacan los siguientes:

w La acidificación, consistente en la inyección de un ácido, normalmente clor-hídrico, diluido al 15 %, aplicable principalmente en almacenes calcáreos.

w La fracturación hidráulica, consistente en bombear, a través de la tubería deproducción, un fluido, en general agua a presiones capaces de fracturar losalmacenes.

w La Aci-fracturación, que es una combinación de las dos técnicas anteriores.

Los pozos completados se conectan a líneas que conducen los fluidos a las ins-talaciones de separación del agua, petróleo y gas y al posterior tratamiento yalmacenamiento para su comercialización en el caso de hidrocarburos o la rein-yección en su caso del agua.

2.4.3. La producción offshore

Los sistemas de producción en el mar son evidentemente, más complejos, dadala necesidad de disponer de una plataforma en la que se sitúan las instalacionesde superficie. Existen los siguientes tipos de plataforma:

Plataformas fijas de acero clavadas mediante pilotes en el fondo del mar. Laprofundidad del agua puede rebasar los 400 m. El almacenamiento del petróleose realiza en buques tanques o con depósitos anejos a la plataforma o de trans-porte a tierra por oleoductos. El gas se transporta por gasoducto. La figura 2.13muestra el desarrollo del yacimiento de Brent, a una profundidad de 140 m.Puede apreciarse que la plataforma Brent A es fija de acero y que el petróleo sealmacena en un tanque flotante (SPAR) desde el que se transporta en buquestanques, mientras que el gas se transporta a Escocia a través de un gasoducto de280 millas de longitud.

Plataformas fijas de hormigón que reposan directamente sobre el fondo del mar.Normalmente se emplean en yacimientos petrolíferos de gran tamaño pudiendoalcanzar profundidades de hasta unos 400 m. La figura 2.13 muestra la plataformafija de hormigón construida por Shell/Esso en el campo de Cormorant, así comovarios tipos de plataformas fijas de hormigón en Brent B, C, D y en Dunlin.


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Sistemas flotantes, desarrollados inicialmente para poner en producción algunoscampos de forma más rápida y económica que mediante el uso de otras estructuras.Es una técnica actualmente muy utilizada y existen diferentes sistemas como son:

w Tension Leg Platform (TLP), que son estructuras flotantes ancladas perma-nentemente en el fondo del mar mediante tensores cimentados en el lechomarino y fijados en cada una de las esquinas de la plataforma. La primera fueconstruida en el año 1980 por Conoco en el Mar del Norte y las más grandesse han instalado con éxito en profundidades de agua próximas a los 1.300 m.

w SPAR, que son en realidad una variación de las anteriores, alcanzando lami-nas de agua de 3.000 m. Están constituidas por un cilindro vertical flotanteque se hunde unos 200 m. lastrado y anclado al fondo marino mediantecables de amarre. La plataforma va equipada con torre de perforación y conlas instalaciones necesarias para tratamiento de los fluidos.

w Plataformas tipo FPSO (“Floating, Production, Storage and Offloading”)que son buques que contienen una planta de procesado de la produccióninstalada en su cubierta y tanques para almacenar el petróleo.

w Buques de producción, almacenamiento y descarga (fSO). Son grandesembarcaciones con un sistema de anclaje múltiple, diseñado para mantener


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Figura 2.13.Fuente:A Historyof Royal Dutch Shell. Vol.3

al FSO en su posición bajo condiciones ambientales extremas. Van igual-mente dotadas de instalaciones de tratamiento y permiten la producción deyacimientos con lámina de agua entre 500 y 1.800 m.

La perforación y la producción en aguas profundas y ultraprofundas presentangrandes dificultades por la presencia de zonas sobrepresurizadas en las proximi-dades del fondo marino y por la frecuencia de formaciones subcompactadas a lolargo de la columna litológica, aparte de las bajas temperaturas existentes, quedificultan la bombeabilidad de los fluidos y de las altas presiones, que obligan ala utilización de equipos muy resistentes.

En aguas ultraprofundas, las bajas temperaturas y las altas presiones reinantes enel fondo marino, pueden dar lugar a que el petróleo se congele y el gas natural formehidratos de metano, que pueden provocar la obstrucción de las tuberías de produc-ción. Para evitarlo se utilizan técnicas, que van desde inyectar productos químicos acalentar la tubería de flujo con una tubería auxiliar externa. Elevar el petróleo desdeel almacén hasta la superficie exige el empleo de potentes bombas electrosumergi-bles, que tienen un elevado consumo de energía. La instalación de los equipos sub-marinos y su control posterior se hace por control remoto y mediante el empleo derobots o bien, con acceso del personal por medio de cápsulas especiales.

2.5. Economía de la Exploración-Producción

La Exploración- Producción de hidrocarburos se caracteriza por su elevadoriesgo, que tiene como contrapartida la posibilidad de obtener altos beneficios.Los riesgos son de diversa naturaleza, principalmente técnicos y políticos. Encuanto a los técnicos la probabilidad del descubrimiento de una acumulación dehidrocarburos es el producto de PTxPMxPAxPCxPE, donde cada parámetro esla probabilidad de que existan trampa (PT), roca madre (PM), roca almacén,(PA), roca cobertera (PC) y migración de los hidrocarburos (PE).

El proyecto se considera de bajo riesgo técnico, si la probabilidad total es supe-rior a 1/5, medio si se sitúa entre 1/5 y 1/10 y alto riesgo si es inferior a 1/10.

El riesgo económico depende de las reservas estimadas, producción, inversiones,costes operativos, precio de los hidrocarburos, tipo de contrato, fiscalidad y finan-ciación. El riesgo jurídico-contractual depende de la seguridad jurídica del país.

Los costes más importantes son los de geofísica sísmica y los de perforación yvarían ampliamente en función de la demanda de equipos, que es mayor mientras


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más elevado es el precio del petróleo. Así las tarifas diarias de las plataformassemisumergibles de última generación han oscilado entre 250.000 $ en momen-tos de precio normal del petróleo y los 600.000 $ a mediados de 2008 con el petró-leo próximo a los 150 $/b. Igual ha sucedido con los barcos de posicionamientodinámico (entre 190.000 y 650.000 $/día).

Un sondeo marino, de unos 3.000 m de profundidad en aguas someras, tieneun coste de entre 10 y 15 millones de dólares, pudiendo multiplicarse por 7 enaguas profundas, y el coste de un sondeo terrestre de igual profundidad puedesituarse en los 6 millones de dólares.

Se denomina “Finding Cost” de una compañía, al cociente de dividir la inver-sión realizada en exploración por las reservas de hidrocarburos encontradas y seexpresa en dólares por barril. Las mejoras debidas a la sísmica 3D han contribui-do a disminuir estos costes a partir de los años 80 del siglo pasado, pasando, endólares de 2007, de unos 17 $/b en 1981 a 7 $/b en 2001, pero a partir de dichoaño se ha producido un fuerte incremento de dichos costes, como consecuencia,por una parte, del aumento del precio del petróleo, que encareció los equipos desísmica y perforación por la mayor demanda de estos y por otra parte, por laextensión de la exploración hacia áreas más inaccesibles que obliga a la utiliza-ción de equipos más sofisticados.

La inversión necesaria para extraer un barril de petróleo (“Development Cost”)varía enormemente de un yacimiento a otro, desde el orden de 2 $/b en OrienteMedio hasta más de 20 $/b en aguas ultraprofundas.

Los costes de desarrollo de nuevos campos en cuencas que ya están en producción,se reducen significativamente por dos razones: el mejor conocimiento de las caracte-rísticas técnicas y el aprovechamiento de instalaciones ya existentes. Así en el Marde Norte, los “Development Cost” bajaron de los 20 $/b en 1980 a los 6 $/b en 1997.

Una vez completado un yacimiento de hidrocarburos, el coste necesario paraproducir un barril equivalente de petróleo (“Lifting Cost”) varía entre 4 $ enOriente Medio y unos 10 $ en el Mar del Norte.

Como es natural el coste total de un barril producido será la suma de los tres cos-tes anteriores. En todo caso se debe señalar que a pesar de los avances técnicos los“Finding”, “Development” y “Lifting Costs” se verán incrementados en el futurodado que la búsqueda de hidrocarburos se hará en lugares cada vez más inaccesi-bles, exigiendo equipos de sísmica, perforación y producción cada vez más com-plejos, lo cual hará más caro el aprovisionamiento de hidrocarburos al mercado.


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Capítulo 3. El petróleo.Situación actual

3.1 Características

3.1.1. Características del petróleo

Los crudos tienen características físicas y químicas muy diferentes según elyacimiento del que provienen e incluso dentro de un mismo yacimiento. Su com-posición química es muy compleja y depende de la etapa de evolución del kero-geno en que se encuentra. El conocimiento de estas características físico–quími-cas condiciona su tratamiento inicial, la manipulación y el precio. Se presentacasi siempre en forma líquida con viscosidad variable y olor también variable: asulfuro de hidrógeno, a hidrocarburos o a otros productos químicos.

Al estar formados principalmente por hidrocarburos, su densidad será tantomás elevada cuanto mayor sea la relación C/H. Normalmente varía entre 0,80 y1, equivalentes a 45º y 10º API respectivamente1. Existen, sin embargo, algunoscrudos con densidades que están fuera de estos intervalos, tal como alguno deAlaska (48,2º API) y el crudo Bradley Canyon de California (6º API). Los crudospueden clasificarse del modo siguiente:

1 Equivalencia entre densidad y grados API : d15,6 ºC/15,6 ºC = 141,5

131,5 + ºAPI


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Capítulo 3. El petróleo.Situación actual

Cuadro 3.1. Clasificación de los crudos por su densidad

º API d 15,6 ºC/15,6ºC

Ligeros > 40º API < 0,825

Medios 30º a 40º API 0,825-0,875

Pesados 10º a 30º API 0,875-1,000

Ultrapesados < 10º API > 1,000

Algunos crudos característicos tienen las densidades que figuran en el cuadro 3.2:

El petróleo está compuesto preferentemente de hidrocarburos, es decir, susmoléculas están constituidas por carbono e hidrógeno. Éstos se clasifican en lassiguientes familias:

w Alifáticos saturados; parafinas lineales y ramificadas (isoparafinas), talescomo el metano, etano, propano, n-butano, isobutano, n-pentano, etc.

w Hidrocarburos cíclicos saturados o naftenos, tales como el ciclopentano,ciclohexano o metil ciclopentano.

w Hidrocarburos aromáticos, es decir, hidrocarburos cíclicos poliinsaturados,presentes en gran proporción en los crudos de petróleo. Los más ligeros(benceno, tolueno y xileno) son materias primas fundamentales para lapetroquímica y contribuyen a aumentar el índice de octano de las gasolinas,mientras que los más pesados son perjudiciales por su impacto medioam-biental, su capacidad para formar coque, etc.

w Alifáticos insaturados u olefinas, caracterizadas por la existencia de doblesenlaces. Los componentes más ligeros son también excelentes materias pri-mas para la industria petroquímica (etileno, propileno, etc.).

El petróleo

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Cuadro 3.2 Densidad de algunos crudos representativos.

º API d 15,6 ºC/15,6 ºC

Hassi Messaoud (Argelia) 44,5 0,804

Bu- Attifel (Libia) 40,6 0,822

Bonny Light (Nigeria) 37,6 0,837

Kirkuk (Irak) 36,0 0,845

Ekofisk (Mar del Norte - Noruega) 35,7 0,846

Arabian Light (Arabia Saudita) 33,4 0,858

Kuwait (Kuwait) 31,1 0,870

Boscan (Venezuela) 10,0 1,000

w Existen en el petróleo otros compuestos distintos de los hidrocarburos entrelos que destacan:

a Compuestos de azufre: El contenido en peso de azufre varía entre el 0,1 %y el 8 %. El azufre puede estar contenido en forma inorgánica (azufre ele-mental, SH2, oxisulfuro de carbono) u orgánica, intercalado en hidrocar-buros saturados (mercaptanos de fórmula R-SH), disulfuros, insertadoen ciclos aromáticos, etc. En general su concentración aumenta con ladensidad. Así, el Boscan tiene el 5,5 % de azufre; el Kuwait el 2,5 %; elArabian Light 1,8 % y el Bonny Light o Hassi Messaoud en torno al 0,1 %.

a Compuestos oxigenados.

a Compuestos nitrogenados.

a Compuestos organometálicos.

En las fracciones más pesadas de los petróleos crudos, existen moléculas que esdifícil aislar y caracterizar, tales como los asfaltenos, constituidos por acumula-ciones de láminas poliaromáticas unidas por cadenas saturadas, cuyo peso mole-cular puede variar de 1.000 a 100.000, y las resinas que tienen un fuerte carácteraromático y peso molecular entre 500 y 1.000.

Además, los crudos contienen pequeñas cantidades de agua, sedimentos ysales, estas últimas disueltas en su mayor parte en el agua. Estos productos pue-den deteriorar los equipos por corrosión, erosión, taponamiento, envenenamien-to de catalizadores, etc. El agua se encuentra en parte disuelta y en parte emul-sionada y su contenido es bajo a la salida de los yacimientos pero se incrementadurante el transporte y almacenamiento, pudiendo llegar al 3 %. Los sedimentosson finas partículas de arena, lodos de perforación, restos de rocas y metales pro-venientes de la erosión de los oleoductos y tanques de almacenamiento. En cuan-to a las sales, aunque su contenido es solamente de algunas ppm, plantean pro-blemas en el tratamiento de los crudos. Predominan los cloruros junto al sulfatocálcico y el carbonato cálcico.

Entre las propiedades físicas del petróleo, además de la densidad, son relevan-tes el punto de congelación (“Pour Point”) y la viscosidad. Cuando un petróleose enfría aparece primero un aumento de la viscosidad, después, si el descenso dela temperatura es suficiente, aparece el espesamiento, aproximándose al estado


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sólido. El punto de congelación se sitúa entre –60 ºC y +30 ºC, guardando unacierta correlación con la densidad. Por ejemplo, en el Boscan es +15 ºC, Kuwait–12 ºC y Hassi Messsaoud –60 ºC. A su vez, la viscosidad a diferentes tempera-turas es importante porque la pérdida de carga en las tuberías es proporcional aella y condiciona las especificaciones de las bombas y de los intercambiadores.La viscosidad es función de la temperatura y de la composición del petróleo.

3.1.2. Características de los productos petrolíferos

a) Gases licuados del petróleo (GLP)Son mezclas de propano (C3H8) y butano (C4H10) que se encuentran en estado

gaseoso en condiciones normales de presión y temperaturas (1 bar, 20 ºC), pero quetienen la propiedad de pasar al estado líquido a presiones relativamente bajas. Soninertes, estables a la oxidación, fácilmente combustibles, inodoros y no tóxicos. El60 % de la producción mundial de GLP se obtiene asociado al petróleo o al gas natu-ral en los yacimientos de hidrocarburos y el 40 % restante en los procesos de refino depetróleo. El cuadro 3.3 recoge las principales propiedades del propano y del butano:

La combustión estequiométrica de 1Nm3 de propano da los siguientes productos:

1 m3 C3H8 + 23,8 m3 Aire (5 m3 O2 + 18,8 m3 N2) == 3 m3 CO2 + 4 m3 H2O + 18,8 m3 N2 + 21.860 kcal (PCI)

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Cuadro 3.3. Principales propiedades físicas de los GLP.

Propano Butano

Densidad en estado líquido a 15 ºC, kg/l 0,505 0,582

Densidad en estado gaseoso a 1 bar, kg/Nm3 1,964 2,590

Punto de ebullición, ºC -42,2 -0,5

Presión mínima de licuación, bar 8 2

Límites de inflamabilidad 2,4 % a 9,5 % 1,9 % a 8,4 %

Poder calorífico superior, Kcal/kg 12.012 11.826

Poder calorífico superior, Kcal/Nm3 23.590 30.630

Poder calorífico inferior, Kcal/kg 11.057 10.920

El butano comercial en España es una mezcla de propano y butano en la que elprimero no supera el 20 %, conteniendo además otros hidrocarburos en propor-ciones muy inferiores. El butano comercial se odoriza con mercaptano parahacerlo perceptible. Los depósitos de butano deben tener un llenado que nosupere el 85 % para evitar que su dilatación, por aumento de la temperatura,pueda producir la rotura del depósito. La presión en el interior del recipiente,mientras contenga gas en estado líquido, depende solamente de la temperatura,con independencia del volumen que contenga, (a 20 ºC el propano tiene una pre-sión de 11 kg/cm2 y el butano de 3,5 kg/cm2, mientras que a 38 ºC estas presio-nes son de 17 y 5,1 bar respectivamente).

El punto de ebullición es una propiedad esencial para la utilización de los GLPen sus aplicaciones energéticas. En interiores se utiliza normalmente el butano,cuya temperatura de ebullición es de 0 ºC aproximadamente mientras que enexteriores se usa el propano, debido a que su temperatura de ebullición es delorden de –42 ºC, que no se alcanza nunca en la mayor parte de los climas.

b) GasolinasEs el combustible utilizado en los motores de explosión y se obtiene por mez-

cla de distintos componentes producidos en los procesos de refino del petróleo.Desde el punto de vista químico, se trata de una mezcla de hidrocarburos conátomos de carbono comprendidos entre C4 y C11 que destilan entre 35 y 210 ºCtales como parafinas, isoparafinas, olefinas, aromáticos y naftenos, junto conotros componentes que se verán más adelante.

Una caracterización fundamental de las gasolinas es el Índice de Octano oNúmero de Octano, que indica la tendencia a la detonación del combustible. Enlos motores de explosión, la chispa que se produce en la bujía origina un encen-dido que se propaga de una manera ordenada a través de la cámara de combus-tión (figura 3.1: combustión normal). La detonación se produce cuando una frac-ción de la mezcla aire-carburante explota de manera violenta antes de ser alcan-zada por el frente de llama (figura 3.1: combustión anormal), dando lugar a unruido característico denominado “picado”. La detonación es un factor limitantede la potencia, pudiendo además acabar produciendo graves averías en el motor.

Los hidrocarburos isoparafínicos, aromáticos y olefinas tienen un poder anti-detonante superior a sus homólogos parafínicos normales. La resistencia de unagasolina a la detonación se expresa por el Índice de Octano, definido como elporcentaje en volumen de isooctano (2,2,4 trimetil pentano) en una mezcla deisooctano y n-heptano, que, en condiciones normalizadas, iguala la intensidad


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de detonación de la gasolina ensayada. Al primero se le asigna el índice 100 y alsegundo el índice 0. Existen dos Índices de Octano según el procedimiento demedida: el RON (Research Octane Number) que indica el poder antidetonanteen condiciones de velocidad moderadas, representativas de la conducción enciudad, y el MON (Motor Octane Number) que se relaciona con las condicionesde servicio, más severas, representativas de la conducción en carretera. Cuandono se especifica el Índice de Octano se entiende que es el RON.

El componente principal de una gasolina es la nafta reformada, obtenida porreformado catalítico de la nafta pesada, fracción obtenida entre 70 ºC y 160 ºC enla destilación atmosférica. Este proceso incrementa el Índice de Octano desdevalores inferiores a 50 hasta valores de RON entre 97 y 100, como consecuenciade la transformación de los hidrocarburos parafínicos y nafténicos en aromáti-cos. Otro componente mayoritario es la nafta obtenida en el “Cracking”Catalítico en lecho Fluido (FCC) con un RON del orden de 92.

El resto de los componentes de las gasolinas son correctores de la densidad,diluyentes de los aromáticos, correctores de la presión de vapor y mejoradores delÍndice de Octano; Metil Terbutil Eter (MTBE), Etil Terbutil Eter (ETBE), TeramilButil Eter (TAME).

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Figura 3.1. Combustión normal y anormal en los motores de combustión.

Las características más importantes de la gasolina son las siguientes:

w La densidad que se sitúa entre 720 y 775 kg/m3. No es una propiedad críti-ca desde el punto de vista del comportamiento del producto si bien en losmodernos motores de inyección tiene cierta importancia en su regulación.

w El Número de Octano: La gasolina de mayor consumo, la Eurosuper oPremium, tiene un RON mínimo de 95 y un MON mínimo de 85. El RONde la nafta reformada suele estar comprendido entre 97 y 100, conteniendouna densidad elevada y un porcentaje de aromáticos del orden del 50-70 %en volumen. Por razones medioambientales este porcentaje no debe superarel 35 % en volumen. El ajuste de densidad y de aromáticos se realiza conotros componentes más ligeros (nafta ligera de destilación directa de menorÍndice de Octano), recurriendo a los componentes mejoradores del Índice deOctano ya citados para restituir los valores mínimos especificados.

w La combustión y el poder calorífico: Dadas las limitaciones en la composi-ción de la gasolina, la presencia de compuestos oxigenados en su formula-ción actual y los análisis efectuados en los últimos años en múltiples esta-ciones de servicio, se llega a la siguiente fórmula empírica representativa dela gasolina española: C7,23 H12,96 O0,06. De acuerdo con esta composición setendrá la siguiente reacción de combustión:

C7,23 H12,96 O0,06 + 10,44 O2 → 7,23 CO2 + 6,48 H2O1 vol de combustible = 10,44 vol. O2 ~ 49,71 vol. aire

Relación aire/combustible = 14,3/1 (en masa)

que para una densidad de la gasolina 0,745 g/cm3 supone que 1 litro degasolina desprende en su combustión 2,354 kg de CO2. La UE ha marcadoel objetivo de reducir las emisiones de CO2 hasta alcanzar 130 g de CO2/kmcomo media en los automóviles de nueva matriculación, lo que equivale aun consumo máximo de 5,52 litros a los 100 km.

w Oxigenados: (ETBE, MTBE, TAME, etc.). Aportan octanos a la mezcla, redu-cen la densidad y son diluyentes de los aromáticos y del benceno.

w Volatilidad: Para que un motor arranque fácilmente tanto en invierno como enverano, la gasolina debe ser lo bastante volátil como para formar una mezclaaire-combustible suficientemente rica en ambas estaciones. Si la volatilidad es


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muy elevada se puede producir la interrupción total o parcial del flujo degasolina del depósito al motor, motivada por la formación de tapones devapor, fenómeno que se denomina “Vapor Lock”. Para evitar estos proble-mas, la gasolina debe tener una curva de destilación y una presión de vaporcomprendida entre unos límites bien definidos en las especificaciones.

w Estabilidad: Las gasolinas deben ser estables durante su almacenamientopara lo que es preciso evitar las reacciones de oxidación de las olefinas. Paraello se ha limitado su presencia en la gasolina y se han introducido en laespecificación dos ensayos que reproducen la tendencia a la formación degomas (periodo de inducción) y la medida de cantidad de gomas existentesen un momento dado (gomas actuales). La estabilidad de la gasolina puedeser mejorada con aditivos antioxidantes y desactivadores de metales.

c) QuerosenosA diferencia de los motores de combustión interna, los reactores de aviación están

recorridos por un flujo gaseoso continuo, careciendo de interés las característicasquímicas relativas al autoencendido. Las propiedades determinantes de un carbu-rante para reactores están ligadas a la composición de la mezcla aire-carburante, laradiación de la llama y la formación de residuos carbonosos. Además, en los vue-los a gran altura la temperatura exterior se sitúa entre –40 y –50 ºC, por lo que elpunto de cristalización (“Freezing Point”), debe situarse por debajo de –47 ºC.

El queroseno se obtiene de la fracción de destilación atmosférica comprendidaentre 145 y 240 ºC más o menos ampliada según las circunstancias. El rendimien-to en este corte depende mucho de la naturaleza del crudo pero siempre sesobrepasa el 6 % que representa su demanda en Europa sobre el total de crudoconsumido. En España en 2008 ascendió a algo más del 7 %.

Para que la combustión se desarrolle satisfactoriamente, el queroseno debemezclarse íntimamente con el aire. En la pulverización y penetración del chorrode carburante influyen propiedades como la volatilidad, la tensión superficial yla viscosidad. Estas consideraciones explican la fijación de las especificacionespara el JET A1, relativas a la densidad (entre 775 y 840 kg/m3), a la curva de des-tilación (más del 10 % a 205 ºC y punto final inferior a 300 ºC) y a la viscosidadcinemática, inferior a 8 mm2/s a –20 ºC.

En cuanto al comportamiento en frío, el cumplimiento de la especificación(punto de cristalización inferior a –47 ºC) se hace dificil cuando el queroseno

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contiene pequeñas cantidades de agua disuelta que se deposita en finas gotasque comienzan a helarse a una temperatura próxima a los 0 ºC. Para evitarlo seañaden aditivos antihielo que absorben el agua y bajan el punto de congelación.

Por otra parte los combustibles de los reactores circulan a través de zonas calien-tes del avión pudiendo alcanzar temperaturas elevadas. Es necesario controlar laestabilidad térmica, especialmente en los vuelos supersónicos en los que el calen-tamiento cinético provoca una elevación de la temperatura de los depósitos.

Los querosenos corresponden a la fracción hidrocarbonada C10-C13, tienen uncontenido en aromáticos inferior al 25 % en volumen para minimizar la forma-ción de humos y depósitos carbonosos durante su combustión, y un contenidode azufre inferior al 0,3 % en peso.

d) GasóleosExisten tres tipos de gasóleos: A, B y C, que se formulan con fracciones de petró-

leo que destilan entre 180 y 400 ºC. Los dos primeros se usan en motores diésel -elA se utiliza en vehículos particulares o turismos y vehículos comerciales, y el B enusos agrícola y marino-, mientras que el C es el empleado en calefacción.

En los motores diésel se inyecta primero el aire, se comprime y cuando el pis-tón está próximo a alcanzar el punto muerto superior se inyecta el combustibleque ha de inflamarse en el menor tiempo posible. Se denomina retraso de encen-dido el tiempo que transcurre entre la inyección del gasóleo y el momento en quese inicia la combustión. El retraso se divide en dos partes: el físico, o tiempo quetarda el gas oil en vaporizarsey ponerse sus moléculas encontacto con el oxígeno delaire, y el químico o tiempo enque una vez producido dichocontacto se produce la reaccióncombustión. Ambos tiemposson del mismo orden.

En la figura 3.2. se recoge elcorte de un motor de combus-tión interna en el que puedenobservarse algunos de susprincipales elementos constitu-yentes.


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Figura 3.2. Corte de un motor de compresión.

Este retraso ha de ser muy reducido ya que cuanto mayor sea, menor será elnúmero de revoluciones que podrá alcanzar el motor. Esto es importante enmotores diésel pequeños que no pueden tener grandes cilindradas y cuya poten-cia está basada en gran parte es sus rpm.

Para disminuir el retraso físico se recurre a aumentar la presión de inyección,y con ello disminuir el tamaño de las gotas, y a aumentar la turbulencia en lacámara de combustión; y para disminuir el retraso químico, se recurre a los com-ponentes que reaccionan más rápidamente con el oxígeno. Los componentes queeran perjudiciales en los motores de explosión por su tendencia a auto inflamar-se, especialmente las n-parafinas, son excelentes componentes de los gasóleos.

Para favorecer el autoencendido, sobre todo en condiciones difíciles como elarranque en frío, es necesario adoptar una relación de compresión elevada,generalmente comprendida entre 15 y 22. Esta particularidad y otras considera-ciones termodinámicas explican que los motores de compresión tengan altosrendimientos.

Las propiedades más importantes que deben cumplir los Gasóleos A son lassiguientes:

w La densidad, comprendida entre 820 y 845 kg/m3. La importancia de unvalor mínimo de la densidad se explica por la búsqueda de una potenciasuficiente del motor para igual inyección volumétrica de gasóleo y la fija-ción del límite máximo tiene la finalidad de evitar humos a plena carga porun incremento de la riqueza media en la cámara de combustión.

w La curva de destilación, asociada a características de volatilidad muy preci-sas para lograr la pulverización en gotas muy finas. Según la especificaciónactual, el 65 % del gas oil debe destilar por encima de 250 ºC para evitar quesea demasiado ligero, mientras que el 85 % debe hacerlo por debajo de 350 ºCy el 95 % en volumen debe destilar por debajo de 360 ºC, para evitar la pre-sencia de compuestos pesados de combustión más difícil, que pueden darlugar a inquemados y a sus emisiones a la atmósfera.

w La viscosidad, comprendida entre límites precisos, dado que si es demasia-do alta deteriora la calidad de la pulverización, y si es demasiado bajapodría provocar el gripado de la bomba de inyección.

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w El comportamiento a baja temperatura. El gasóleo debe atravesar un filtrode malla muy fina antes de pasar por la bomba de inyección. La presenciade hidrocarburos parafínicos en el gasóleo puede provocar su cristalizacióna bajas temperaturas y obstruir el filtro, lo que supondría la inmovilizacióndel vehículo. De aquí la necesidad de adoptar especificaciones muy estric-tas en materia de comportamiento en frío del gasóleo. Para mejorar dichocomportamiento se puede rebajar el punto final de destilación evitando lapresencia de n-parafinas de alto peso molecular, que son las de peor com-portamiento en frío, rebajar el punto inicial consiguiendo una dilución den-parafinas con parte del corte de queroseno o elegir fracciones más nafté-nicas y aromáticas. Otra posibilidad, que es la utilizada actualmente, es laincorporación de aditivos llamados fluidificantes.

w El número de cetano, que refleja lo favorable que es la estructura química ala inflamación. Se eligen dos hidrocarburos puros, el n-hexadecano (n-para-fina de 16 carbonos, llamada también cetano), al que se atribuye un núme-ro de cetano igual a 100 y el alfa-metilnaftaleno que recibe el número 0. Ungasóleo tiene un número de cetano X si se comporta igual que una mezclabinaria del X % en volumen de n-cetano y (100-X) % de alfa-metilnaftaleno.Las especificaciones europeas imponen en zonas templadas un número decetano mínimo de 51. El número de cetano no tiene incidencia directa sobreel rendimiento del motor. No obstante, si es inferior al exigido, supondrá unarranque más difícil en frío, ruido más intenso al ralentí en frío y emisionesmás elevadas en el arranque.

w El azufre contribuye a la formación de partículas, uno de los contaminantesproducidos por los motores diésel, a través de la formación de sulfatos. Estambién un veneno para los catalizadores de gases de escape, impidiendo lareducción de los NOx y además contribuye a la formación de la denomina-da lluvia ácida. Por dichas razones medioambientales, este elemento seencuentra limitado a 10 ppm como máximo desde el 1 de enero de 2009.

w Aditivación. Los gasóleos actuales llevan incorporado un paquete de aditi-vos que les confieren numerosas propiedades que no pueden ser mejoradasmediante el refino o que se conseguirían a un alto coste. Estos paquetesaportan las siguientes propiedades: capacidad detergente-dispersante, buencomportamiento en frío, buena lubricidad, reducción de espumas, buenaseparación del agua, capacidad anticorrosiva, propiedades antioxidantes yelevado número de cetano.


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El gasóleo B, para uso agrícola y marino, es algo más tolerante en su intervalode densidad, admitiendo una curva de destilación algo más pesada y un mayorcontenido de azufre. Para diferenciarlo del gasóleo A o de automoción, llevaincorporado un colorante rojo. Para detectar mezclas con el gasóleo A lleva asi-mismo incorporado un trazador fiscal.

Para calefacción se usa un gasóleo con menores exigencias (gasóleo C), más denso,más viscoso y que destila a temperaturas superiores a los gasóleos anteriores.

e) FuelóleosLos fuelóleos son los productos obtenidos a partir de residuos de destilación

atmosférica y de vacío mezclados con productos más ligeros de baja calidad. Elrango de destilación de los fuelóleos comprende el intervalo 175 a 600 ºC y susmoléculas pueden tener de 20 a 70 átomos de carbono.

Los fuelóleos tienen dos aplicaciones fundamentales: como combustible indus-trial y como carburante para navíos propulsados por motores diésel lentos y degran potencia (bunker marino). En España, el consumo de bunker se ha estabili-zado mientras que el consumo industrial ha disminuido considerablemente, sus-tituido principalmente por el gas natural. El bunker marino representó en 2007el 64 % del consumo total de fuelóleos.

Las principales propiedades de los fuelóleos son las siguientes:

w El contenido de azufre es la especificación más importante por el impactomedioambiental de las emisiones de SO2, especialmente en las proximida-des de las grandes ciudades. La reglamentación europea establece un lími-te máximo de 1.700 mg de SO2 por Nm3 de gases emitidos en los sistemasde combustión industrial de potencia inferior a 300 MW, y de 400 mg/Nm3

para las superiores a 500 MW, variando linealmente entre ambas. Para cum-plir estos límites, se formula en España el fuelóleo BIA (Bajo Índice deAzufre) con un contenido máximo en este elemento del 1 %. También pue-den consumirse fuelóleos de alto azufre dotando a las instalaciones indus-triales de unidades de desulfuración de los gases de combustión tal comoocurre en las centrales eléctricas alimentadas con carbón.

w La viscosidad, que condiciona la temperatura a la que deben ser calentadoslos fuelóleos para la adecuada pulverización en los quemadores. Según eltipo de quemadores la viscosidad cinemática exigida varía entre 15 y 70 mm2/s.

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La viscosidad cinemática máxima del fuelóleo a 50 ºC es de 380 mm2/s.Existen ábacos para calcular a qué temperatura hay que calentar un fueló-leo para obtener una buena pulverización según su viscosidad. En elsupuesto de un fuelóleo con viscosidad de 200 mm2/s a 50 ºC y que va a serpulverizado por un sistema mecánico con vapor que exija una viscosidad de35 mm2/s, sería preciso calentarlo a unos 90 ºC.

w El poder calorífico, que en fuel oil el BIA es como mínimo de 10.000 kcal/kgpara el PCS y 9.500 kcal/kg para el PCI.

Por último existen límites máximos en el contenido en sedimentos potencialesque pueden crear dificultades en la manipulación del fuelóleo y de contenido enmetales (vanadio, níquel y radio) por la formación de sales corrosivas.

Los fuelóleos marinos se clasifican en RMF (“Residual Marine Fuels”) yDMF (“Distillate Marine Fuels”) y se comercializan en España con la denomi-nación de IFO (“Intermediate Fuel Oil”) siendo una mezcla de gasóleo y fue-lóleo. Por ejemplo, el IFO 180 (DMF) tiene una viscosidad máxima a 50 ºC de180 cSt, un contenido máximo de azufre del 4,5 % en peso y el IFO 380 (RMF)tendría una viscosidad a 50 ºC máxima de 380 cSt y azufre máximo del 4,5 %en peso.

f) Coque de petróleoLas unidades de coquización, alimentadas con residuo de vacío, producen

coque de petróleo y destilados medios que posteriormente se refinan. El coquetal como sale del coquizador se denomina coque verde y tiene un contenido enpeso del 85-90 % de carbono y en torno al 5 % de hidrógeno y azufre, además detrazas de metales (vanadio, níquel, etc.).

El coque verde se utiliza sobre todo en la fabricación de cemento y en la gene-ración de electricidad en los IGCC (gasificación integrada con ciclo combinado).El consumo de coque en España es muy alto (superior a 4,4 millones de tonela-das en 2008).

g) Aceites lubricantesLos aceites lubricantes se obtienen por mezcla de los aceites base de destila-

ción a vacío del crudo reducido y aditivos específicos para cada aceite, quepueden variar desde menos del 1 % para algunos aceites industriales hasta el10-20 % en los aceites multigrados de motor. Según su procedencia pueden ser


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aceites vegetales: colza, palma, algodón, etc., aceites animales: esperma deballena, sebo de buey, etc. y aceites minerales, como son los derivados delpetróleo, que son los más utilizados. En España su consumo es del orden de500.000 t/año.

Para proteger el motor o la máquina y contribuir a prolongar su vida en servi-cio, los lubricantes desarrollan varias funciones: proteger contra el desgaste,reducir el rozamiento, contribuir al equilibrio térmico, ayudar a la máxima estan-queidad, evacuación de impurezas y proteger contra la corrosión.

La alta tecnología asociada a los lubricantes actuales se basa en tres factores:el crudo de origen, que es fundamentalmente parafínico; el refino, que elimi-na selectivamente los componentes de peores propiedades y que con la hidro-genación a alta presión permite obtener bases lubricantes con cada vez menosazufre, mayor índice de viscosidad y menor contenido en hidrocarburos aro-máticos, y los aditivos, cada vez más variados, complejos y adaptados a lafunción específica que debe cumplir cada aceite. Esto ha permitido prolongarlos periodos de cambio, que han pasado de 3.000/4.000 km en los años 60/70a los 20.000/30.000 km en la actualidad. Otro avance importante ha sido eldesarrollo de los aceites multigrado que, por su buen comportamiento visco-simétrico en frío y en caliente, evitan la operación de tener que cambiar elaceite del motor al cambiar de estación climatológica como fue habitual hastala década de los 70.

Las mayores prestaciones exigidas a los aceites de motor han conducido a quelas bases producidas con los esquemas de los años 60/70, basadas en el refinocon furfural, hayan dejado prácticamente de utilizarse siendo sustituidas pau-latinamente por las bases hidrogenadas. Aun así, no todas las propiedades exi-gidas actualmente a los lubricantes pueden conseguirse vía refino, habiendosido necesario introducir bases sintéticas, fundamentalmente ésteres y polial-faolefinas que permiten trabajar a los aceites de motor en condiciones muy seve-ras y con ahorro simultáneo de combustible, como es el caso de los “FuelEconomy Oils”. Otras tendencias para los aceites de motor del futuro son la dis-minución del contenido en metales y la reducción de elementos como el azufrey el fósforo. En el campo de los aceites industriales se están incorporando éste-res sintéticos y ésteres vegetales que aportan mayor resistencia al fuego, propie-dad importante para aplicaciones tales como son los aceites aislantes o de trans-formadores y los utilizados en minería, mayor estabilidad a la oxidación ymayor biodegradabilidad.

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h) BetunesEl betún es el producto sólido o semisólido, natural u obtenido a partir del resi-

duo de vacío en las refinerías, soluble en sulfuro de carbono y tetracloruro decarbono. Los betunes de destilación suelen ser los más adecuados para suempleo en carreteras. Para la fabricación de láminas impermeabilizantes se utili-zan betunes oxidados o modificados con polímeros.

Los betunes son materiales termoplásticos de comportamiento reológico muycomplejo. A bajas temperaturas y pequeños tiempos de carga, el betún presentaun carácter elástico, mientras que a temperaturas moderadamente elevadas otiempos de aplicación muy largos, desaparece prácticamente la elasticidad y elbetún fluye y se deforma permanentemente.

Existe cierta confusión sobre lo que es el betún, y el término se emplea habitual-mente como sinónimo de alquitrán, brea, asfalto. En la terminología española, elbetún es un producto derivado del crudo de petróleo, mientras que las breas y losalquitranes son productos derivados del carbón, siendo el asfalto una mezcla for-mada por betún y materia mineral inerte, denominada agregado o áridos, en elque el betún se encuentra en un porcentaje aproximado del 4,7-5,2 sobre mezcla.

Químicamente son productos muy complejos en los que se encuentran cuatrofamilias de compuestos: Asfaltenos, Resinas, Naftenoaromáticos y Parafinas, enproporciones adecuadas para conferir al betún su estructura coloidal.

En los últimos años se han desarrollado ligantes con características reológicasy mecánicas superiores a las de los ligantes convencionales mediante la incorpo-ración de polímeros a un betún normal. Los polímeros más utilizados son el cau-cho sintético SBS y el copolímero EVA. Entre sus numerosas aplicaciones desta-can las mezclas drenantes con las que se obtienen pavimentos más silenciosos,menos 3-5 dB (A) en seco, y con alta capacidad de evacuación de agua (ausenciade proyección de agua al paso de vehículos).

Para poder utilizar el betún a temperatura ambiente y evitar la formación dehumos producida durante la fabricación, transporte y extendido de las mezclas encaliente, se recurre a las emulsiones bituminosas aplicadas en riegos con gravilla encarreteras de trafico ligero y medio. Algunas de las tendencias futuras van dirigi-das hacia el desarrollo de emulsiones capaces de soportar tráficos más pesados ypoder ser utilizadas en autovías y autopistas, a la obtención de betunes que puedanser utilizados a temperaturas menores con menor producción de humos que losactuales y al reciclado de pavimentos envejecidos a mayores dosis que los actuales.


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3.2 Aplicaciones del petróleo

Las tres aplicaciones más importantes de los derivados del petróleo son lassiguientes:

- Sector de automoción.- Materias primas petroquímicas.- Combustible.

El petróleo es en la actualidad prácticamente insustituible en el transporte. Enefecto, aporta el 94 % de la energía consumida por este sector, no habiendo varia-do esta participación en los últimos 20 años. Por otra parte, los derivados delpetróleo representan el 99 % del consumo de energía en carretera y el 100 % enel transporte aéreo.

La segunda aplicación en la que el petróleo es insustituible es la petroquímica.Las plantas de olefinas a partir de las naftas producen etileno, propileno y buta-dieno, que son materias primas de una amplia gama de productos muy utiliza-dos en la industria y la edificación. También a partir de la naftas se producenaromáticos (benceno, toluenos y xilenos) cuyos derivados son también amplia-mente utilizados.

La tercera aplicación tiene lugar en la generación eléctrica, la industria, la cale-facción y en otros usos domésticos. En estas aplicaciones se ha producido de unmodo continuo su sustitución por otros combustibles por ser más limpios, másmanejables o sencillamente para moderar el consumo de petróleo cuyo límite deproducción podría alcanzarse en pocos años.

En lo que se refiere a la generación eléctrica, desde las crisis del petróleo de losaños 70 del pasado siglo, los países industrializados han ido sustituyendo losfuelóleos por otras energías distintas de los hidrocarburos (energía nuclear, car-bón o energías renovables) o por gas natural. En 1990, el 11 % de la generaciónmundial de electricidad se realizaba con productos petrolíferos, habiendo des-cendido esta participación al 6 % en 2008. En el mismo periodo, la reducción hasido del 9 % al 4 % en la UE y del 4 % al 2 % en Estados Unidos.

En el resto de la industria se ha producido igualmente un importante descen-so del consumo de fuelóleos especialmente por razones medioambientales. Allídonde llega la red de gasoductos de un país desarrollado, se produce la sustitu-ción del fuelóleo por gas natural.

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En cuanto a los sectores doméstico y comercial la inercia al cambio ha sidomayor, no obstante lo cual, el gas natural va sustituyendo progresivamente algasóleo C y a los gases licuados del petróleo.

Como ejemplo de la evolución citada en los tres sectores de consumo, puedeanalizarse lo ocurrido en España. El consumo de fuelóleos en 1975, excluido elsuministro a bunker marino, fue de 22,3 millones de toneladas, equivalentes al51 % del consumo de productos petrolíferos, incluidos los no energéticos (naftas,lubricantes, asfaltos, etc.). En 2008, este consumo fue solamente de 4 millones detoneladas, poco más del 5 % del consumo total. Esta sustitución ha sido especial-mente acusada en la generación de electricidad. En España, en 1975, el 40 % dela producción eléctrica se realizaba con productos petrolíferos, fuelóleo en lapenínsula y gasóleos en el área extrapeninsular. En 2008 esta participación hadescendido a menos del 4 %.

Fruto de esta evolución ha sido el uso creciente del petróleo consumido en eltransporte, comparado con el consumo total. En 1990 se destinaba al transporteel 46 % del consumo total de petróleo y en la actualidad esta participación haaumentado hasta el 52 % (el 66 % en Estados Unidos y el 54 % en la UE).

En España el cambio ha sido espectacular por la creciente motorización, yacomentada, y por la sustitución del petróleo por otras fuentes de energía. El con-sumo de productos petrolíferos en el transporte, incluido el bunker marino,representó el 31 % en 1975 y el 71 % en 2008.

En resumen, de un modo progresivo, el petróleo se está sustituyendo comocombustible en todas sus aplicaciones, reservando su uso al transporte y lapetroquímica.

3.3 El transporte de petróleo

El petróleo, a diferencia del gas natural, se transporta sin dificultad por víamarítima a grandes distancias. También se transporta por oleoducto, preferente-mente entre países vecinos o en el interior de un país. Existen en el mundo400.000 km de oleoductos, de los que 100.000 están en Estados Unidos, 70.000 enRusia y 40.000 en los países de la OPEP. El transporte por oleoducto es más segu-ro, menos contaminante y más económico para distancias limitadas. Sin embar-go, tiene el inconveniente de que reduce la flexibilidad en los abastecimientosque hoy es determinante en la optimización de los sistemas de refino.


115

En el año 2007, el comercio de petróleo entre países ascendió a casi 2.000 millo-nes de toneladas, cerca del 50 % del consumo mundial. La figura 3.3 muestra lasprincipales rutas del transporte de petróleo, que es especialmente intenso en elEstrecho de Ormuz y en el de Malaka, el 22 % del consumo mundial en el prime-ro y el 18 % en el segundo.

Los buques petroleros se diseñan en función del tráfico al que están destinados,clasificándose del modo siguiente en función del peso muerto:

w Panamax (45.000 a 75.000 t.): estos buques están diseñados para ajustarse alas limitaciones del Canal de Panamá. Debido a su pequeño tamaño, se uti-lizan en áreas reducidas, principalmente en el Caribe, con orígenes tanto delAtlántico como del Pacífico (Venezuela, Colombia, Ecuador, Perú), con des-tino al Golfo de Méjico.

w Aframax (75.000 a 120.000 t.): diseñados principalmente para los merca-dos del Mediterráneo y del Noroeste de Europa. No suelen realizar viajestransoceánicos.

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Figura 3.3. Principales rutas mundiales de transporte de petróleo.Nota: Sólo se incluyen las principales rutas. Los datos del Estrecho de Ormuz, Bad el Mandeb, Canal de Suez y Estrecho deMalaka incluyen todas las rutas y no sólo las presentadas en esta página.Fuente: BP Statistical Review 2007; IEA; Análisis BCG.

w Suezmax (120.000 a 200.000 t): son petroleros más versátiles, desplazándosecontinuamente entre distintos mercados.

w “Very Large Crude Carriers” (VLCC) (200.000 a 325.000 t): se dedican prin-cipalmente a los transportes de petróleo con origen en el Golfo Pérsico ydestino al Lejano Oriente (Corea, Japón, etc.) y a la costa del Pacífico de losEstados Unidos. Estos buques adquirieron un gran desarrollo con motivodel cierre del Canal de Suez, que obligó a realizar el transporte a Europa víael Cabo de Buena Esperanza, incrementando el recorrido en viajes simplesde 4.400 a 11.200 millas en el Mediterráneo y de 6.500 a 11.300 millas en elNoroeste de Europa.

Los graves accidentes ocurridos en el transporte marítimo de petróleo, algu-nos con importantes repercusiones medioambientales, tales como el delpetrolero Exxon Valdez en 1978 y la necesidad de moderar el coste del trans-porte, ha orientado los nuevos diseños en dos direcciones fundamentales:

w Reducción del consumo de bunker marino. Los nuevos diseños, tanto de losbuques como de los motores, han permitido que se haya pasado de un con-sumo en 1975 de 180 toneladas por día a 14 nudos de velocidad en un buquetanque de 240.000 tpm, a 90 toneladas/día a la misma velocidad para unbuque tanque de 300.000 tpm en la actualidad. Esto significa un consumo porunidad transportada y día que es hoy un 40 % del que había hace 30 años.

w Incremento de la seguridad:

a Doble casco. Desde 1996 estos buques son construidos con un doblefondo de 3 m de profundidad y dobles costados con una separaciónigualmente de 3 m. Estos buques llevan lastre segregado en el doblefondo y en los espacios vacíos del doble costado.

a Diseños que permiten navegar con seguridad con cualquier tanqueparcialmente lleno. El riesgo de explosión por vapores de la carga seminimiza incorporando gas inerte.

a Programas sofisticados de monitorización, alarmas y control de todotipo para prevenir situaciones de peligro desde el punto de vista delfuncionamiento del petrolero y de su seguridad.


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Las compañías petroleras han pasado progresivamente de tener flota propiapara una gran parte de sus necesidades a tener la mayor parte o toda la flota con-tratada. Incorporan sistemas de control muy estrictos en materia de seguridad dela misma, adoptando rigurosos criterios de contratación e inspección.

Para satisfacer las necesidades de transporte marítimo, existen distintas moda-lidades de contratación, que se describen a continuación:

w Fletamento “Spot”, en el que se contrata un buque para la prestación de unservicio de transporte concreto.

w Fletamento por viajes “COA’s” (“Contract of Affreightment”). En este con-trato entre fletador y armador, éste se compromete a realizar el transportede un número de cargas durante un periodo determinado.

w “Time Charter”. Es la contratación por un tiempo determinado, que sueleser superior a tres meses, de un buque tripulado. El flete se establece engeneral por día de alquiler y la gestión operativa corresponde al armadormientras que la comercial corresponde al fletador.

w Casco desnudo (“Bare Boat”), por el que se alquila un barco sin tripulaciónpor un tiempo determinado, generalmente largo plazo. La gestión operati-va y comercial corresponde al armador. Es una alternativa frente a la adqui-sición en propiedad de los buques.

Para el establecimiento de los fletes en el transporte de petróleo se ha creadoel sistema “Worldscale” que proporciona una referencia universal, aplicableanualmente, para cualquier ruta posible. Es una publicación independienterevisable anualmente, que establece el “flat” en $/t para cada viaje redondo, esdecir la distancia en millas desde el puerto de carga al de descarga y retorno.

En el mercado, el flete se fija en términos porcentuales del “Worldscale”. Porejemplo, 116 WS significa que el flete es un 116 % del valor indicado en el librode “Worldscale” para un viaje cualquiera.

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3.4. El refino del petróleo

La industria del refino empieza en Estados Unidos a mitad del siglo XIX, sus-tituyendo al carbón como materia prima para la fabricación de combustibles,productos para iluminación (gas, keroseno, ceras), para fines medicinales (para-fina) y como sustituto de grasas vegetales para lubricación. Los principales pro-cesos de refino, derivados de la industria del carbón, eran la separación por des-tilación discontinua y el tratamiento con ácido sulfúrico para decolorar y de-sodorizar. En 1873 en Estados Unidos había 110 refinerías, con una capacidadtotal de unos 47.000 barriles por día, mientras que en 2007 había 131 refineríascon una capacidad total de 17,5 millones de barriles día.

El descubrimiento de los motores de combustión interna y de los motores a reac-ción permitió la popularización del automóvil y el desarrollo de la aviación en laprimera mitad del siglo XX. A su vez, la necesidad de combustibles para los vehí-culos militares cada vez más sofisticados (tanques, aviones, reactores) durante la1ª y 2ª guerras mundiales, transformaron la industria del refino, impulsando eldesarrollo tecnológico y dando un carácter estratégico a esta industria.

A principios del siglo XX se desarrollaron los procesos de destilación en conti-nuo con alambiques conectados entre sí, en cada uno de los cuales se volvía adestilar el producto de la destilación anterior. Al poco tiempo, aparecieron losprocesos de destilación continua en columna. Aparecieron también los primerosprocesos de “cracking” térmico para obtener mayor cantidad de productos lige-ros. La mayor parte de los procesos de refino actuales se desarrollaron entre 1930y 1960 con la introducción del “cracking” catalítico, el reformado catalítico y el“hydrocracking”, y desde entonces ha habido un perfeccionamiento continuo enlos materiales, las máquinas, la instrumentación y los catalizadores. Los materia-les son capaces de trabajar en condiciones cada vez más severas de temperatura,presión y corrosividad; las máquinas son cada vez más veloces, con mejores ren-dimientos y más fiables; los progresos de la electrónica han conducido a unaautomatización cada vez más sofisticada de los equipos productivos, que otor-gan a las unidades una gran versatilidad en el aprovisionamiento de materiasprimas y permiten modificar dentro de ciertos límites, la estructura de la produc-ción y las especificaciones de los productos.

En el último cuarto del siglo XX, como consecuencia del encarecimiento del petró-leo por la crisis de 1973, el reto de la industria de refino fue incrementar la eficienciaenergética y operativa a la vez que se adaptaba la estructura de producción a lamenor demanda de fuelóleos. En los últimos 20 años del siglo XX, se incrementó la


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complejidad de las refineríaspara poder satisfacer la crecientedemanda de productos ligeros,procesando crudos cada vezmás pesados y llegando a refine-rías sin producción de fuel oilcon unidades de “conversiónprofunda”, como las de coquiza-ción y de gasificación (IGCC). Lafigura 3.4 corresponde a laRefinería de Puertollano.

La figura 3.5 muestra la evolución de la estructura de la demanda mundial deproductos petrolíferos. Puede apreciarse que el consumo de productos pesadosha evolucionado desde el 41 % en 1973 al 15 % en 2010, y la de destiladosmedios del 30 al 45 %.

En este mismo período, el impacto ambiental del uso de los productos petrolí-feros hizo necesario reducir el contenido de azufre en combustibles y carburan-tes para reducir las emisiones de SO2 a la atmósfera.

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Figura 3.4. Refinería moderna.

Figura 3.5. Estructura de la demanda mundial de productos petrolíferos (% en peso).

La reducción desde valores del 0,3 % (3.000 ppm) en el gasoil A y del 0,1 %(1.000 ppm) en la gasolina en los años 80 del pasado siglo hasta los 10 ppm deambos carburantes en 2009, ha supuesto un reto para la industria del petróleopor la importante inversión que ha tenido que acometer para conseguir estasespecificaciones tan restrictivas (figura 3.6).

3.4.1. Los procesos de refino

Las refinerías de petróleo constan de un conjunto de procesos con un ciertogrado de integración entre sí, pero con flexibilidad para poder ser adaptados adistintas materias primas y a distintas demandas de productos. Los principalesprocesos de refino se pueden clasificar en los siguientes grupos:

w Separación: mediante procesos físicos sin alterar la composición original. Elmás usado es la Destilación. También se usan la Extracción por disolventes,la Cristalización, la Absorción y la Adsorción.

w Transformación: se modifica la composición química original buscando adap-tar la calidad y cantidad de los productos a la demanda. Hay que destacar los


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Figura 3.6. Evolución del contenido de azufre en combustible.

procesos de reordenación molecular (reformado, isomerización), de conver-sión (“cracking”, “hydrocracking”, gasificación) y de síntesis (alquilación,ETBE, TAME).

w Acabado: hidrotratamiento, endulzamiento.

w Protección del medio ambiente: desulfuración de gases y tratamiento deaguas residuales.

w Otros: sistemas auxiliares, mezcla y almacenamiento de productos.

a) Procesos de separaciónLa Destilación o fraccionamiento es el proceso más utilizado y permite separar

los productos por su punto de ebullición. Se basa en la distinta composición dellíquido y el vapor de una mezcla de varios componentes con distintos puntos deebullición cuando alcanzan el equilibrio a una temperatura y presión determina-das. Véase como ejemplo el diagrama de equilibrio de la figura 3.7.

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Figura 3.7. Diagrama de equilibrio líquido-vapor. Mezcla de dos componentes.

Este diagrama representa el comportamiento de una mezcla de dos componen-tes de distinto punto de ebullición. Se parte de una mezcla líquida a T0 con el 20 %de componente ligero y 80 % de componente pesado y se calienta hasta T1,cuando se alcanza el equilibrio, el vapor contiene un 65 % de componente lige-ro y sólo un 35 % de componente pesado. Si ahora se condensa el vaporenfriándolo hasta una temperatura inferior a T2, se tendrá un líquido destila-do con el 65 % de componente ligero. A este proceso se le llama destilaciónsimple o de una etapa, o de un plato teórico. Si se repite el proceso variasveces, con el producto obtenido de la anterior destilación, aumenta la purezadel componente ligero. Este proceso de varias etapas sucesivas se conocecomo destilación fraccionada (figura 3.8). La destilación fraccionada puedetambién realizarse en un único proceso mediante el uso de una columna dedestilación con reflujo, que reproduce las distintas etapas teóricas de equili-brio líquido-vapor.

En la columna se establece un gradiente o diferencia de temperatura entre elfondo a mayor temperatura (donde se aporta calor) y la cabeza, más fría (refri-geración, condensación de vapores y aportación de reflujo frío). Las columnas dedestilación tienen en su interior unos dispositivos para facilitar el contacto de losvapores, que ascienden desde el fondo de la columna hasta su cabeza, con el


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Figura 3.8. destilación fraccionada.

reflujo líquido que fluye desde la cabeza hasta el fondo. Estos dispositivos pue-den ser platos perforados, platos de válvulas o rellenos diversos (mallas, anillos,rellenos estructurados, etc.).

En la figura 3.9 se representaun esquema de la circulación delíquido y vapor por una colum-na con platos. Mediante unrebosadero y un vertedero semantiene un nivel de líquido encada plato. El vapor asciende yborbotea a través de los orificioso válvulas del plato. De estaforma se consigue un contactoefectivo entre líquido y vapormediante el cual la parte másligera del líquido se transfiere alvapor y la parte más pesada delvapor se transfiere al líquido,

llegando a una composición de líquido y vapor cercanos al equilibrio en cada plato.Dependiendo del tipo de plato o relleno utilizado, se puede tener una mayor omenor eficiencia. Cuanto mayor sea la eficiencia, se necesitará menor número deplatos o menor altura de relleno para alcanzar el fraccionamiento deseado.

La destilación primaria del crudo a presión atmosférica originalmente era unproceso discontinuo que se realizaba en alambiques (“still”) y sólo permitía unaseparación grosera (figura 3.10).

Los procesos actuales de destilación fraccionada continua en columnas de pla-tos y con reflujo permiten una separación mucho más fina.

En la destilación primaria a presión atmosférica (“topping”), en primer lugarse somete el crudo a un proceso de desalado (lavado con agua y separaciónelectrostática de la emulsión agua-crudo a temperaturas entre 80 y 120 ºC),para evitar la corrosión y el ensuciamiento de los equipos por las sales delagua disuelta con el crudo en los procesos de extracción y transporte.Después, se precalienta con las corrientes de productos fraccionados y se llevahasta unos 370 ºC en un horno de tubos. El crudo caliente se introduce en lacolumna, donde se vaporiza la parte más ligera, quedando sin vaporizar el“residuo atmosférico” o fuel-oil. Desde la cabeza de la columna se establece

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Figura 3.9. Detalle de una columna de destilación.

un reflujo líquido que en contacto con los vapores que ascienden por la colum-na permiten un mejor fraccionamiento de las corrientes extraídas, más ligerascuanto más cerca de la cabeza. En la figura 3.11 se muestra un esquema sim-plificado de una unidad de “topping”.


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Figura 3.11. Destilación atmosférica de crudo (“Topping”).

Figura 3.10. Alambique para destilación atmosférica.Fuente: Boverton Redwood B, Petroleum Treatise, Londres, 1913.

La temperatura de salida del horno de 370 ºC es la máxima que se puede alcan-zar sin que se produzca descomposición (“cracking”) de los productos pesados,dando lugar a componentes indeseados, coloración, etc.

En el cuadro 3.4 se indican los productos y rendimientos de la destilación pri-maria de un crudo Arabia Ligero.

Por el fondo de la columna se obtiene el Residuo Atmosférico, que tiene unrango de ebullición a partir de 370 ºC y supone un 45,7 % en peso del crudo. Elresiduo contiene la mayor parte del azufre total del crudo (en este caso el 80 %).A medida que se asciende en la columna de destilación los productos son másligeros. Por encima de la alimentación se obtiene la fracción de gasoil (240-370 ºC),con contenido de azufre y densidad ligeramente inferiores a los del crudo. Algomás arriba se extrae la fracción de keroseno (160-240 ºC), ya con poco azufre ypor la cabeza de la columna se obtiene la nafta (C5-160 ºC), junto el GLP (C3 yC4) y el fuel gas (C1 y C2) que se separan después.

Para poder profundizar más en la separación por destilación se recurre a la des-tilación a vacío. El residuo atmosférico se calienta hasta cerca de 400 ºC y seintroduce en una columna de destilación a una presión de 15 a 20 milímetros demercurio, vaporizándose una parte del residuo atmosférico y obteniendo, comodestilados, gasoil ligero y gasoil pesado de vacío y por el fondo de la columna elresiduo de vacío. El vacío de la columna se consigue mediante eyectores devapor. La columna tiene un diámetro muy grande en la zona de vapores paraminimizar la pérdida de carga y lechos de relleno o platos perforados por lamisma razón (figura 3.12).

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Cuadro 3.4. Rendimientos Destilación Atmosférica

Carga Productos

Nombre Crudo Arabia Res. Gasoil Keroseno Naftas GLP Fuel gasLigero Atmosférico

% peso 100 45,7 22,3 14,8 16,1 1 0,1

Rango ebullición ºC - 370+ 240-370 160-240 C5-160 C3-C4 C1-C3

Densidad, g/cm3 0,8592 0,9667 0,855 0,7917 0,7154

Contenido Azufre % 1,9 3,4 1,45 0,14 0,04 - -

En el cuadro 3.5 se pueden ver los rendimientos de los productos obtenidos enla destilación a vacío de un residuo atmosférico de crudo Arabia Ligero.

El Residuo de vacío (538+) representa el 48 % en peso de la alimentación y elGasoil de vacío (370-538 ºC) un 52 %. Este último puede obtenerse en un solocorte o en varios, según la aplicación que vaya a tener. Por la cabeza de la colum-na sólo se obtiene gas incondensable y vapor de agua.


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Cuadro 3.5. Rendimientos Destilación a Vacío

Carga Productos

Nombre Res. Atmosférico Residuo Vacío Gasoil Vacío

% peso 100 48 52

Rango ebullición ºC 370+ 538+ 370-538

Densidad, g/cm3 0,9667 1,0199 0,9216

Contenido Azufre % peso 3,41 4,2 2,6

Figura 3.12. Destilación a vacío.

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Otros procesos de separación son:

w La Extracción por disolventes, usada para separar el asfalto que contiene elresiduo de vacío mediante disolución con propano de los productos noasfálticos, o para separar los componentes aromáticos de los lubricantes(Extracción con furfural).

w La Cristalización, usada para separar las parafinas o ceras de los lubrican-tes. La base lubricante que contiene parafinas se diluye con un disolventefluido y de muy bajo punto de congelación (mezcla de metil etil cetona ytolueno). Enfriando la disolución hasta -15 ó -20 ºC, cristalizan las parafinasque se separan por filtración. Una vez recuperado el disolvente, el aceite sinlas parafinas tiene propiedades de congelación muy baja (-10 a -15 ºC).

w La Absorción con aminas para separar el ácido sulfhídrico de los gases derefinería. Los gases ácidos se lavan en una columna de absorción con ami-nas. Se utiliza mono o di etanolamina (MEA o DEA), que absorbe el sulfhí-drico del gas ácido. La amina se regenera en una columna en la que el SH2

se desabsorbe por calentamiento.

w La Adsorción con tamices moleculares, lechos de zeolitas u otros materialescon capacidad de adsorción selectiva, utilizados para separar tipos dehidrocarburos (separación de normal parafinas) o para purificación degases (hidrógeno).

b) Procesos de transformaciónLos procesos de transformación alteran la composición química de los com-

puestos presentes en las distintas fracciones del crudo, con el objeto de adaptarla calidad del producto a la especificada o de conseguir mayor cantidad de unproducto utilizando productos excedentes o de menor valor añadido.

Procesos de reordenación molecular: hay una transformación de las moléculasde los hidrocarburos presentes en la fracción de carga, pero no hay una reduc-ción considerable del número de átomos de carbono inicial de dichas moléculas.

El proceso más común es el Reformado Catalítico, que utiliza como carga lafracción de nafta pesada con el objeto de incrementar su número de octano y uti-lizarla como componente de gasolinas. La nafta precisa un hidrotratamiento pre-vio para reducir el contenido de azufre por debajo de 0,5 partes por millón.

Durante el proceso de reformado se producen reacciones de deshidrogenaciónde naftenos, isomerización de ciclopentanos y parafinas y un ligero “hydrocrac-king” (“Cracking” con hidrógeno). Se obtienen como productos nafta reformadade alto Índice de Octano (100), fuel gas, GLP e hidrógeno. El proceso consta detres reactores en serie, rellenos de catalizador, con un horno cada uno para con-trolar las distintas reacciones. Se mantiene una recirculación de hidrógeno paracontrolar la reacción y mejorar la duración del catalizador. El catalizador es unsoporte de alúmina clorada con un metal (originalmente platino) en cantidadesentre 0,2 y 0,6 % en peso, dispersado sobre la alúmina. Los catalizadores actua-les son bimetálicos, es decir constan de platino y otro metal (Renio, Estaño, Iridioo Germanio) disperso sobre la alúmina. Estos catalizadores son más duraderos.Los productos obtenidos se separan por destilación.

La figura 3.13 corresponde a un reformado de tipo semiregenerativo. Cada cier-to tiempo hay que parar la unidad de proceso y proceder a la regeneración delcatalizador. Actualmente se han desarrollado procesos de reformado con regene-ración continua del catalizador que permiten ciclos de operación muy prolonga-dos. El proceso de reformado catalítico es también importante para la refinería porla producción de hidrógeno que se utiliza en otros procesos (hidrotratamiento,


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Figura 3.13. Reformado catalítico.

hidrocraqueo...). Con ciertas modificaciones, este proceso puede ser utilizadopara la fabricación de hidrocarburos aromáticos (benceno, tolueno y xileno)como materia prima para petroquímica.

En el cuadro 3.6 se indican los rendimientos típicos de un reformado catalítico.Estos rendimientos varían en función de la composición de la carga, del tipo de cata-lizador y de la severidad (Índice de Octano deseado).

Otro proceso de reordenación molecular es la Isomerización, que se aplica a lanafta ligera, previamente desulfurada, para mejorar su número de octano y uti-lizarla como componente de gasolina. El proceso es similar al reformado, con unsolo reactor o dos en serie, y en condiciones de presión y temperatura que favo-recen la isomerización de los hidrocarburos C5 y C6 presentes en la carga. El cata-lizador es de platino sobre soporte de zeolita o de alúmina. El proceso tiene unpequeño consumo de hidrógeno, ya que se produce un ligero “hydrocracking”.Como se observa en el cuadro 3.7, debido a este “hydrocracking”, el rendimien-to del isomerato es del 98 % en peso con una pequeña producción de GLP y Fuelgas. El isomerato tiene un Índice de Octano sensiblemente superior al de la naftaligera, consecuencia del mayor contenido de isómeros.

Procesos de conversión, cuyo objeto es transformar las fracciones pesadas(Gasoil de Vacío, Residuo Atmosférico, Residuo de Vacío...), en productos másligeros y de mayor valor. Fundamentalmente consisten en romper las moléculasde mayor número de átomos de carbono (“cracking”) convirtiéndolas en molé-culas de tamaño y rango de ebullición similar a los de las fracciones destiladasdel petróleo (naftas, kerosenos, gasóleos).

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Cuadro 3.6. Rendimientos Típicos Reformado Catalítico

Carga Productos

Nombre Nafta Nafta GLP Fuel gas Hidrógenopesada reformada

% peso 100 83 9 6 2

Rango ebullición ºC 80-160 40-185 C3-C4 C1-C2 H2

Densidad, g/cm3 0,740 0,796

Número de Octano 50 98 - - -

Los primeros procesos de conversión se basaron en el “cracking” térmico , esdecir: la rotura o descomposición de las moléculas pesadas cuando se someten atemperaturas superiores a los 400 ºC. En la actualidad se usan procesos como lacoquización y el “visbreaking” (reducción de viscosidad).

Describiremos como más sim-ple el proceso de CoquizaciónRetardada (figura 3.14), aunqueexisten otros procesos de coqui-zación.

La alimentación a la unidad esResiduo de Vacío. Se precalientaa unos 400 ºC y se introduce enuna columna de destilación, enla que se vaporiza la fracciónmás ligera del residuo de vacío.El fondo de la columna se calien-ta en un horno hasta unos 500 ºC.El horno se diseña para evitar que se deposite coque en los tubos. A continuación elproducto caliente pasa a unas cámaras, con un tiempo de residencia grande, dondetiene lugar el “cracking” y la formación de coque. Por la cabeza de la cámara el pro-ducto del “cracking” se envía a la columna de destilación, en la cual se fracciona,obteniendo fuel gas, GLP, Nafta ligera, Nafta pesada, Gasoil ligero y Gasoil pesado.

El coque se va depositando en la cámara hasta llenarla. La unidad dispone dedos o tres cámaras de coquización. Mientras una está en servicio, la que está llena


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Cuadro 3.7. Rendimientos Típicos Isomerización

Carga Productos

Nombre Nafta Isomerato GLP Fuel gas Hidrógenoligera

% peso 100 98 1,2 1 -0,2

Rango ebullición ºC C5-80 C5+ C3-C4 C1-C2 H2

Densidad, g/cm3 0,650 0,647

Nº de Octano 68 88 - - -

Figura 3.14. Coquización retardada.

de coque se vacía mediante un sistema de corte con agua a alta presión y quedaen reserva para el siguiente ciclo.

Los rendimientos mostrados en el cuadro 3.8 corresponden a un residuo de vacíode Crudo Arabia. Con crudos más pesados, el rendimiento en coque aumenta, dis-minuyendo el rendimiento en productos ligeros. Los productos obtenidos, aunquede rango de ebullición similares a las fracciones petrolíferas, tienen un alto conteni-do de azufre y de hidrocarburos olefínicos poco estables, por lo que requieren dehidrotratamiento posterior para eliminar el azufre y dar estabilidad a los productos.

El proceso de “visbreaking” oviscorreducción consiste en un“cracking” térmico suave quetiene por objeto reducir la vis-cosidad de la carga (ResiduoAtmosférico o Residuo de Va-cío) para reducir la cantidadde fluidificante necesario pa-ra la formulación del fuel oil(figura 3.15).

La carga se calienta en el horno hasta unos 410 ºC y pasa a un recipiente llama-do “soaker”, donde se ajusta el tiempo de reacción y la intensidad del “cracking”,pero evitando la formación de coque. Los productos obtenidos se fraccionan enuna columna de destilación.

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Figura 3.15. Viscorreducción.

Cuadro 3.8. Rendimientos Típicos Coquización

Carga Productos

Nombre Residuo Coque Gasoil Naftas GLP Fuel gas SH2

Vacío

% peso 100 24 46 20 3 6 1

Rango ebullición ºC 538+ - 180-380 C5-180 C3-C4 C1-C2 -

Densidad, g/cm3 1,0199 - 0,880 0,740 - - -

Contenido Azufre % peso 4,2 6 2,5 0,4 - - -

La reducción de la viscosidad depende de la naturaleza de la carga, ya que hade ser compatible con la estabilidad del fuel oil obtenido. Para cargas muyparafínicas la reducción de viscosidad alcanzable es mucho mayor que paracargas con asfaltenos. Se consigue un rendimiento en productos ligeros delorden del 20 % (gasoil y naftas).

El proceso de “Cracking”Catalítico (figura 3.16) se desa-rrolló a partir de la década delos 40 del siglo pasado y hasido durante muchos años elprincipal proceso de conver-sión. Los catalizadores favore-cen las reacciones químicas deisomerización, ciclación y aro-matización, que permiten obte-ner mayor cantidad de compo-nentes de gasolinas y gasóleosde mejor calidad que los proce-sos de “cracking” térmico. Los catalizadores más usuales son de zeolita, arcilla yalúmina en forma de polvo fino y poroso. El catalizador se desactiva por depo-sición de carbón (coque) sobre su superficie y se regenera por combustión. Elproceso de “cracking” catalítico más utilizado es el de lecho fluidizado o FCC, enel que el catalizador es regenerado en continuo.

La carga (gasoil de vacío), precalentada en el horno, se inyecta en el “riser”, con-ducto por donde asciende el catalizador regenerado caliente. Las reacciones se pro-ducen en el “riser” en unos segundos a temperaturas del orden de 500 ºC. Los pro-ductos del “cracking” se separan del catalizador en el separador, desde donde van ala columna de fraccionamiento.

El catalizador fluye hasta el regenerador, donde se produce una combustióncon aire del coque depositado en el catalizador, produciendo más energía de laque necesita el proceso, energía que se recupera para otros consumos de la refi-nería. El catalizador regenerado va al “riser” donde se inyecta la carga, cerrandode esta forma el ciclo.

El FCC fue concebido en principio para producir componentes de gasolinas, aun-que modificando las condiciones de operación y el catalizador utilizado se puedeincrementar la producción de gasoil, o la de olefinas ligeras (etileno, propileno,


133

Figura 3.16. Cracking Catalítico Fluido (FCC).

butenos). Aunque la carga más usual es gasoil de vacío, también existen unida-des diseñadas para residuo atmosférico (RFCC).

El cuadro 3.9 contiene los rendimientos típicos de un FCC para máximaproducción de destilados. El “slurry” o “decanted oil” es el producto máspesado, con alto contenido de azufre y con algún arrastre de partículas finasdel catalizador. Se usa como combustible mezclado con otros componentesde fueloil. El “light cycle oil” (LCO) es un componente de gasoil, aunquenecesita un hidrotratamiento previo para eliminar el azufre. La nafta es uncomponente de gasolinas con buen Número de Octano. Las especificacionesactuales de gasolinas y gasóleos, muy exigentes en el contenido de azufre,han hecho necesario desulfurar previamente el gasoil de vacío que se alimen-ta al FCC.

Los procesos de “cracking” térmico o catalítico eliminan carbono de los pro-ductos en forma de coque, consiguiendo mejor relación H/C que la carga. El“hydrocracking” o Hidrocraqueo (figura 3.17) es un proceso de “cracking” cata-lítico con aportación de hidrógeno, con el que se consigue obtener productosligeros de mejores características, con bajo contenido de azufre, sin olefinas, yaque los dobles enlaces se saturan con hidrógeno y con mayor conversión ymayor relación H/C. Este proceso nació comercialmente en 1960 y se ha exten-dido en el último cuarto del siglo XX al crecer la demanda de destilados medios(keroseno y gasoil) con especificaciones de azufre más severas.

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Cuadro 3.9. Rendimientos Típicos FCC

Carga Productos

Nombre Gasoil Coque Slurry LCO Nafta GLP Fuel SH2

Vacío Gas

% peso 100 5,2 12,8 21 42,7 13,5 3,5 1,3

Rango ebullición ºC 375-550 - 360+ 220-360 C5-220 C3-C4 C1-C2 -

Densidad, g/cm3 0,935 - 1,096 0,961 0,763 0,563 - -

Contenido Azufre % peso 2,8 - 5,16 3,08 0,1 - - -

Número de octano - - - - 93,2 - - -

Índice de cetano - - - 18,3 - - - -

En el proceso tienen lugarsimultáneamente reacciones de“cracking”, de isomerización, dehidrogenación de olefinas y aro-máticos y de desulfuración. El“hydrocracking” se realiza enreactores a alta presión (100-200 atmósferas) a temperaturasentre 300 y 475 ºC, con cataliza-dores de doble función: sílice yalúmina para el “cracking”, ysulfuros de metales pesadospara la hidrogenación. Se necesi-ta una importante aportación de hidrógeno, del orden del 2 % al 4 % de la carga, quees función del grado de conversión, y del contenido de aromáticos, olefinas y azufrede la carga. El proceso de “hydrocracking” puede realizarse en un solo paso (con-versión 40-50 %) o con reciclo del residuo (conversión 95 %). En la figura, vemos elesquema de un “hydrocracking” con reciclo. La carga se mezcla con hidrógeno y secalienta en el horno hasta la temperatura necesaria para la reacción, y de allí pasa alos dos reactores en serie. Como las reacciones de “hydrocracking” e hidrogenaciónson exotérmicas, es necesario enfriar el reactor por medio de inyecciones de hidró-geno más frío (“quench”) para controlar la temperatura. El efluente del segundoreactor va a un sistema de separación del hidrógeno, que elimina el SH2 y el fuel gas.El hidrógeno purificado se recircula inyectándolo a la carga, junto con el hidrógenode aportación, ya que es necesario mantener una relación elevada de hidrógeno fren-te a los hidrocarburos para obtener la conversión adecuada. El efluente libre dehidrógeno va a una columna de destilación donde se separan las distintas fracciones.El residuo de la destilación se recircula a la entrada al segundo reactor.

La calidad de los productos obtenidos permite su uso directo como componen-te de gasóleos, kerosenos y gasolinas, excepto la nafta pesada que requiere unreformado catalítico posterior para elevar su número de octano.

Como puede observarse en el cuadro 3.10, el residuo obtenido en un “hydro-cracking” con reciclo es de un 3 % y se usa como fuel oil de bajo contenido deazufre. El rendimiento en destilados medios (gasoil y keroseno) es más del 60 %,y el de naftas de cerca de un 30 %.

El “Hydrocracking” suave o “Mild Hydrocracking” es un proceso sin reciclo amenor presión (100 atm) y con una conversión de un 20 % a un 30 %, que se usa


135

Figura 3.17. Hydrocracking.

cuando es necesario desulfurar la alimentación del FCC y se requiere incremen-tar la producción de destilados medios.

También hay procesos de “hydrocracking” orientados a la fabricación de baseslubricantes a partir del residuo, o a materias primas para producción de olefinas.

La gasificación de los residuos más pesados y menos valiosos (coque, residuosasfálticos, residuos pesados de “visbreaking”), mediante la oxidación parcial -proceso aplicado al carbón desde hace ya bastantes años-, resurgió en la indus-tria de refino en la última década del siglo XX coincidiendo con el desarrollo delas centrales eléctricas de ciclo combinado con turbina de gas.

El proceso de IGCC (de las iniciales en inglés de Gasificación Integrada con CicloCombinado), partiendo de hidrocarburos pesados o coque de petróleo, medianteuna combustión parcial con defecto de oxígeno, obtiene un gas pobre o gas de sín-tesis, compuesto de H2 y CO, que se envía a una central de ciclo combinado con unaturbina de gas especial para producir electricidad (figura 3.18).

El residuo se gasifica por oxidación parcial con oxígeno procedente de unaplanta de fraccionamiento de aire. Los residuos sólidos de la oxidación soncenizas ricas en metales que pueden ser recuperados. El gas, después de eli-minar el azufre en forma de SH2, contiene principalmente CO y H2, conpequeñas cantidades de metano y nitrógeno, que puede ir en su totalidadcomo combustible al ciclo combinado, o recuperar parte del hidrógeno para suuso en la refinería.

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Cuadro 3.10. Rendimientos Típicos Hydrocracking (Reciclo)

Carga Productos

Nombre Gasoil Residuo Gasoil Keroseno Nafta Nafta GLP FuelVacío ligera pesada Gas

% peso 100 3 27,69 36 28,9 3,8 3,8 0,42

Rango ebullición ºC 375-550 380+ 260-380 150-260 C5-85 85-150 C3-C4 C1-C2

Densidad, g/cm3 0,935 0,842 0,820 0,801 0,665 0,749 - -

Contenido Azufre %p. 2,8 - - - - - - -

Número de octano - - - - 80 - - -

Índice de cetano - - 65 - - - - -

Las emisiones de gases a la atmósfera son fundamentalmente CO2 y agua, porlo que es fácil separar y recuperar el CO2 para evitar la emisión de gases deefecto invernadero. El proceso total es complejo y requiere una gran inversión(~ 1.000 millones de euros). Hay un gran número de IGCC de carbón o coque depetróleo en Estados Unidos, pero sólo hay cinco en operación en refinerías euro-peas, cuatro de ellos en Italia.

Procesos de síntesis: son procesos en los que a partir de la unión de dos molécu-las de compuestos ligeros se obtiene una molécula mayor y de características másadecuadas a los requerimientos del producto final. El más antiguo es la alquilación,que consiste en la unión de una molécula de isobutano con otra molécula de C3 óC4 olefínico, catalizada por ácido sulfúrico o ácido fluorhídrico. El producto obteni-do, llamado alquilato, es una mezcla de hidrocarburos ramificados C7 y C8 con unalto índice de octano, apto para la formulación de gasolinas.

Otro proceso muy utilizado es la síntesis de éteres. El más usual es a partir de iso-buteno y etanol o metanol. La materia prima para el proceso es la fracción C4 del“cracking” catalítico (FCC) a la que se añade etanol formándose el etil terbutil étero ETBE, que tiene un elevado índice de octano y se usa como componente de gaso-lina (figura 3.19). La parte de fracción C4 que no reacciona (sólo el isobuteno reac-ciona) se llama refinado y puede utilizarse como carga a una unidad de alquilación.


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Figura 3.18. Gasificación Integrada con Ciclo Combinado (IGCC).

Si en lugar de etanol utiliza-mos metanol, se formaría elmetil terbutil éter o MTBE,también apto para gasolinas,pero que está cayendo en des-uso por problemas ambienta-les debido a su solubilidad enel agua.

En España, la mayor partedel ETBE que se produce en lasrefinerías es “Bio-ETBE”, yaque el etanol utilizado en lareacción es “Bioetanol”, proce-dente de cereales.

El TAME o teramil metil éter, se obtiene por la reacción de metanol con olefi-nas terciarias de la fracción C5 del FCC. En el cuadro 3.11 se comparan las carac-terísticas de los distintos éteres:

c) Procesos de acabadoLos procesos de acabado sirven para eliminar compuestos indeseables en los

productos acabados. El hidrotratamiento (figura 3.20) se utiliza para eliminar elazufre de los componentes de gasolinas, kerosenos y gasóleos, así como para

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Figura 3.19. Proceso de producción de ETBE.

Cuadro 3.11. Propiedades de los éteres

Propiedades MTBE ETBE TAME

Peso Molecular 88,2 102,2 102,2

Punto de ebullición ºC 55,3 72 86,3

Contenido de oxígeno %peso 18,2 15,7 15,7

Número de Octano Research 118 119 109

Número de Octano Motor 101 103 99

Presión de Vapor (hPa @ 20 ºC) 270 128 90

Solubilidad en agua (g/l) 42 12 11

hidrogenar los hidrocarburosolefínicos de los productos decracking para darles estabili-dad. El proceso se lleva a cabomezclando hidrógeno con lacarga, y después de calentarloen un horno, se introduce enun reactor con catalizador deCobalto-Molibdeno o Niquel-Molibdeno. Se producen reac-ciones de desulfuración, desni-trificación y un ligero “crac-king”. La presión y temperatura de operación dependen del producto que se ali-mente al proceso, pudiendo variar desde 320 ºC y 15 atmósferas para una naftahasta 360 ºC y 80 atmósferas para un gasoil de vacío.

El esquema de proceso es similar al de los procesos de “hydrocracking” peromás simple, ya que al no haber más que un ligero “cracking”, la sección de frac-cionamiento es un “stripper” para eliminar los productos ligeros: SH2, NH3,gases, y una fracción ligera denominada “wild nafta”, del rango de ebullición dela nafta. El producto desulfurado se obtiene por el fondo del “stripper”.

En el cuadro 3.12 se muestran los rendimientos típicos del hidrotratamientode keroseno.

El consumo de hidrógeno y la producción de ácido sulfhídrico dependen delazufre eliminado de la carga. Los rendimientos de “wild nafta” y fuel gas son


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Cuadro 3.12. Rendimientos Típicos Hidrotratamiento

Carga Productos

Nombre Keroseno Keroseno Wild Fuel SH2 H2

desulfurado nafta Gas

% peso 100 99,4 0,1 0,4 0,16 -0,05

Rango ebullición ºC 160-240 160-240 C5-160 - - -

Densidad, g/cm3 0,7917 0,7877 0,7000 - - -

Contenido Azufre % peso 0,14 - - - - -

Figura 3.20. Hidrotratamiento.

muy pequeños, y el del producto desulfurado del orden del 99 %. Para un hidro-tratamiento de gasoil que necesita mayor presión y temperatura, se incrementa-rán la producción de “wild naft”, fuel gas y sulfhídrico, así como el consumo dehidrógeno. El producto desulfurado estará en el orden del 95 %.

Otro de los procesos de acabado es el endulzamiento, que consiste en eliminarlos mercaptanos (compuestos de azufre de carácter ácido) que se encuentran enlas fracciones ligeras del petróleo crudo o que se producen en los procesos de“cracking”. El proceso consiste en extraer los mercaptanos con sosa y oxidarloscon aire en presencia de un catalizador. Los mercaptanos se transforman endisulfuros que se decantan de la sosa.

d) Procesos de protección del medio ambienteLos procesos de refino producen compuestos indeseables que por su carácter

nocivo para el medioambiente deben ser eliminados de los efluentes líquidos ogaseosos.

El gas combustible o fuel gas que se produce en los distintos procesos de refino,especialmente en los de hidrotratamiento y “cracking”, contiene ácido sulfhídrico(SH2). Si este fuel gas ácido se enviase directamente a los hornos como combustible,el sulfhídrico se convertiría en SO2 que iría a la atmósfera. Para evitarlo, los gases áci-dos se tratan en una planta de Aminas (figura 3.21), en la que el fuel gas ácido pasapor una columna de relleno en la que el SH2 es absorbido por una amina, normal-mente Monoetanolamina (MEA) o Dietanolamina (DEA).

El fuel gas dulce (sin sulfhídrico) ya está listo para su uso como combustible. Laamina rica en sulfhídrico pasa al regenerador, donde al calentar la amina se produ-ce la desabsorción del SH2. La amina pobre se reenvía al absorbedor. El sulfhídricose envía a una planta de recuperación de azufre en la que se puede llegar a recupe-rar más del 99 % del sulfhídrico en forma de azufre elemental sólido para otros usos.

Los distintos procesos de refino utilizan agua (desalado) o vapor de agua(“stripping”) que entran en contacto con los hidrocarburos. Una vez separada, elagua ha de recibir un tratamiento para su reutilización o vertido final. Las plan-tas de tratamiento de efluentes líquidos o aguas residuales de una refinería nor-malmente realizan una primera separación agua-hidrocarburo por decantaciónen balsas API, después se eliminan los sólidos e hidrocarburos en suspensiónmediante floculación y flotación con aire, y finalmente se somete el agua a un tra-tamiento biológico para adecuar los vertidos a la legislación. El agua tratadapuede reutilizarse en parte para algunos procesos como el desalado de crudo.

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e) Otros procesosAdemás de los procesos citados, existen otros procesos en la refinería como los

servicios auxiliares: calderas de vapor, cogeneración, torres de refrigeración, airepara instrumentos y servicios, sistemas contra incendios, y los sistemas de mez-cla, almacenamiento y movimiento de productos: instalaciones portuarias pararecepción y entrega de productos, oleoductos, cargaderos, tanques, centros debombeo, blending en línea.

3.4.2 La configuración de las refinerías

Una refinería consta de una combinación de algunos de los procesos quehemos visto en el apartado anterior. Su configuración depende de los crudosque procese y de la demanda de productos que vaya a satisfacer, tanto en can-tidad como en calidad. Las configuraciones se han hecho cada vez más comple-jas, debido a las mayores exigencias de calidad y al incremento de la demandade productos ligeros. Además, la dificultad creciente de acceder a suministrosestables de un tipo de crudo en los países no productores ha hecho que las refi-nerías tengan configuraciones flexibles que permitan procesar un rango ampliode crudos.


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Figura 3.21. Tratamiento con Aminas.

A continuación se verán configuraciones típicas de refinerías empezando porlas más simples.

w La refinería de “Hydroskimming”. Es el esquema más simple, sin proce-sos de conversión, con una producción importante de fuel oil. Consta dela destilación atmosférica de crudo (“topping”), un reformado catalíticopara producir componentes de gasolina y una o varias unidades de hidro-tratamiento y endulzamiento para reducir el contenido de azufre de losproductos ligeros.

Este esquema fue habitual en los años 50-60 del pasado siglo, mientras hubosuministro barato de crudo y demanda de fuel oil.

En la figura 3.22 vemos el esquema y los rendimientos típicos de una refi-nería de “hydroskimming” procesando crudo de Arabia Ligero. Comopuede observarse, cerca del 50 % de la producción es fuel oil.

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Figura 3.22. Refinería de Hydroskimming.

w La refinería de conversión. A medida que se fue incrementando el consumode carburantes las refinerías se hicieron más complejas, añadiendo procesosde conversión para obtener más cantidad de productos ligeros (más valio-sos) mediante la destilación a vacío del residuo atmosférico y el “cracking”del gasoil de vacío. El proceso de cracking que primero se empezó a utili-zar, sobre todo en Estados Unidos fue el FCC orientado a producción degasolinas, y a partir de los años 70-80 el “hydrocracking”. A medida que lasespecificaciones de los carburantes fueron más severas en cuanto al conte-nido de azufre, se hizo más frecuente el “hydrocracking”, si bien las refine-rías que ya disponían de FCC optaron por desulfurar la alimentación a estaunidad. Se verán dos configuraciones entre todas las posibles, la refineríacon Hidrotratamiento de la carga a FCC mediante un “mild hydrocracker”(figura 3.23) y la refinería con “hydrocracker” (figura 3.24).

Ambas configuraciones tienen rendimientos de fuel oil en torno al 30 %,obteniéndose más gasolinas en la configuración con FCC y más destiladosmedios (keroseno y gasoil) en la configuración con “hydrocracking”.


143

Figura 3.23. Refinería de Conversión con FCC.

w La refinería de conversión profunda. Como la demanda de fuel oil se ha idoreduciendo drásticamente en los últimos 15 años, al ser sustituido por gasnatural, todavía es necesario profundizar más en la conversión para obtenermás productos ligeros a partir del fuel oil. La vía más frecuente en la industriade refino es la coquización, que aprovecha el residuo de vacío para obtenerproductos ligeros, obteniendo un residuo sólido rico en carbón, azufre ymetales: el coque de petróleo. En los esquemas adjuntos vemos cómo resultala configuración de conversión profunda en un esquema de FCC (figura 3.25)y en uno de “hydrocracking” (figura 3.26).

La producción de gasolinas, kerosenos y gasóleos se incrementa de formasustancial, más orientado a gasolinas el esquema de FCC y más orientado adestilados medios el esquema de “hydrocracking”. En ambos casos la pro-ducción de fuel oil se reduce de forma importante, menos del 2 % de la pro-ducción total. La producción de coque es de un 6,6 % para el caso con crudoArabia Ligero.

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Figura 3.24. Refinería de Conversión con Hydrocracking.

Los esquemas de conversión profunda, a la vez que obtienen mayor conver-sión para un crudo determinado, permiten utilizar crudos más pesados (ymás baratos) para satisfacer la demanda de productos finales. En el caso deEspaña, importadora neta de carbón, la producción de coque tiene su mer-cado en la industria cementera para los hornos de “clinker”. En la industriade refino americana, en la que abundan unidades de coquización, el coquede petróleo tiene un valor residual.

Otra vía para la conversión profunda es la oxidación parcial de los residuospesados para producir gas de síntesis (CO + H2) y su combustión en una turbi-na de gas de ciclo combinado para producir electricidad. Este proceso (IGCC)se ha utilizado en varias refinerías europeas, en especial en Italia, donde habíaconversión térmica suave (“visbreaking”) del residuo de vacío. En la figura 3.27se muestra un esquema de conversión profunda con IGCC en un esquema derefinería con FCC.


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Figura 3.25. Refinería de Conversión Profunda con FCC.

El IGCC permite generar electricidad de forma eficiente y limpia, ya que elazufre y los metales contenidos en el residuo pesado se separan antes de lacombustión. También se puede recuperar y purificar todo o parte del hidró-geno del gas producido para atender a los consumos de la refinería.

La elección del esquema de conversión profunda depende de la configura-ción existente en la refinería, de los mercados disponibles, del coste de lainversión, de la disponibilidad de espacio, permisos medioambientales etc.,por lo que cada caso es único y precisa de una solución diferente.

w Las refinerías de productos no energéticos. Hasta ahora nos hemos centradoen los procesos y esquemas de refino relacionados con la producción de com-bustibles y carburantes, pero hay también una gran cantidad de refinerías queproducen bases para aceites lubricantes o materias primas petroquímicas,

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Figura 3.26 Refinería de Conversión Profunda con Hydrocracking.

aprovechando las ventajas que supone la integración de los distintos proce-sos en un mismo emplazamiento industrial.

a) La refinería de aceites lubricantesLos aceites lubricantes se componen de una base (o mezcla de bases) lubrican-

te de origen petrolífero y de aditivos o compuestos químicos que mejoran suspropiedades de uso. Las bases lubricantes requieren unas características espe-cíficas que podemos resumir:

a Viscosidad elevada entre 3 y 45 cSt a 100 ºC.a Fluido hasta temperaturas inferiores a –10 ºC.a Elevada resistencia a la oxidación.a Viscosidad poco sensible al cambio de temperatura (Índice de Viscosidad

mayor de 95).a Baja volatilidad y alto punto de inflamación (> 220 ºC).a Carecer de sustancias contaminantes que formen espumas o emulsiones.


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Figura 3.27. Refinería de Conversión Profunda con IGCC.

Estos requerimientos se cumplen para fracciones del petróleo del rango degasoil de vacío pesado, con poco contenido de aromáticos y sin parafinas linea-les pesadas de alto punto de congelación. La materia prima más frecuentementeutilizada es el residuo atmosférico de crudos de base parafínica.

El proceso a seguir es la destilación a vacío para separar fracciones estrechas dela viscosidad adecuada, y una separación del asfalto contenido en el residuo devacío por una precipitación con propano (desasfaltado).

Una vez obtenidas las fracciones de rango de destilación y viscosidad adecuada,hay que eliminar los componentes aromáticos de bajo índice de viscosidad median-te una extracción con un disolvente selectivo (furfural) y eliminar las parafinas debajo punto de congelación por cristalización y filtración (desparafinado).Posteriormente se da un tratamiento de acabado (hidroacabado) para mejorar laestabilidad y resistencia a la oxidación de las bases. En la figura 3.28 se muestra unesquema simplificado de fabricación de bases para aceites lubricantes.

Como subproductos de la fabricación de Aceites Bases Lubricantes se obtienenParafinas, Extractos Aromáticos y Asfaltos, productos bases para la fabricaciónde especialidades químicas de alto valor añadido.

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Figura 3.28. Refinería con Lubricantes.

Con el desarrollo del “hydrocracking” se ha extendido cada vez más la utilizacióndel residuo de esta unidad como materia prima para la fabricación de bases lubri-cantes. Es un producto con bajo contenido en aromáticos y con punto de congela-ción inferior a las bases procedentes del residuo atmosférico, por lo que no es nece-saria la extracción con furfural e incluso se puede suprimir la etapa del desparafina-do para algunas de las bases. También presentan mejor estabilidad a la oxidación.

Las distintas bases de lubricantes se mezclan en las proporciones adecuadaspara conseguir la viscosidad requerida para cada aplicación y se le incorporanaditivos específicos para conseguir las propiedades necesarias (detergencia,resistencia a la oxidación, mejora del índice de viscosidad…), consiguiendo concuatro o cinco bases fabricar una gran variedad de tipos para los distintos usos(motor, turbinas, aislantes…).

b) La refinería petroquímicaLos productos de una refinería pueden servir de materia prima para la obten-

ción de compuestos petroquímicos básicos, que son a su vez la materia prima -enla industria petroquímica- para una gran cantidad de productos (plásticos,fibras, detergentes, caucho sintético...). De esta forma se aprovechan los benefi-cios de la integración, ya que para la fabricación de estas bases se utilizan proce-sos muy parecidos a los de la refinería de combustibles, y se obtienen subproduc-tos que pueden ser utilizados para la formulación de combustibles y carburanteso para los distintos procesos de la refinería. Podemos distinguir dos tipos funda-mentales de bases petroquímicas que pueden producirse en las refinerías:

a Olefinas: Etileno y Propileno.

a Aromáticos: Benceno, Tolueno y Xilenos.

w La fabricación de olefinas. El proceso de producción de olefinas (figura 3.29)es un “cracking” térmico en presencia de vapor de agua (“steam cracking”)orientado a la producción de etileno (CH2=CH2) y propileno (CH3-CH=CH2). La materia prima puede ser GLP, nafta ligera, nafta pesada, des-tilados medios o residuo de “hydrocracking”. La reacción tiene lugar enhornos a alta temperatura (800-850 ºC), a presiones entre 1,5 y 2,5 kg/cm2 ycon un tiempo de residencia muy pequeño (1 ó 2 décimas de segundo).

Para “congelar” la reacción de “cracking”, la salida de los hornos se enfríarápidamente mediante recuperadores de calor que producen vapor y poste-riormente mediante la inyección de un “quench” de líquido del fondo delfraccionamiento primario ya enfriado.


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El diseño de los hornos es crítico, con una tecnología avanzada para conse-guir una adecuada distribución del flujo y una metalurgia especial, ya quela temperatura en la pared de los tubos es muy alta (950-1.000 ºC). En lostubos de los hornos se deposita coque, lo que hace subir su temperatura, porlo que tienen que limpiarse periódicamente cuando se alcanza la tempera-tura límite del material (1.150 ºC). Esto hace necesario disponer de hornosen reserva. Dependiendo de la alimentación utilizada, se obtienen distintosrendimientos de hidrógeno, fuel gas, etileno, propileno, C4 olefínico y unagasolina con alto porcentaje de aromáticos.

El gas procedente de los hornos, ya enfriado a unos 300-350 ºC, va al frac-cionamiento primario, en el que se condensan y separan los productos máspesados (fuel y gasolina de pirólisis) y la mayor parte del agua procedentedel vapor inyectado al proceso.

El gas no condensado, que contiene hidrógeno, hidrocarburos de menos de4 átomos de carbono y también componentes indeseables, como agua, CO2

y SH2, pasa a la sección de compresión, donde se comprime hasta unos35 kg/cm2 en varias etapas en las que se condensan, extraen y eliminanestos compuestos indeseables.

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Figura 3.29. Steam Cracker.

El gas comprimido y seco va al fraccionamiento secundario, donde se en-cuentra la “zona fría”, que trabaja a temperaturas de hasta –100 ºC, medianteun sistema de refrigeración con etileno, para separar el hidrógeno, metano yetileno. Para el resto de los productos no es necesaria la refrigeración. Algunoshidrocarburos como acetileno, metil-acetileno y propadieno se eliminan porhidrogenación.

Los productos finales obtenidos son hidrógeno, fuel-gas, etileno, propileno,fracción C4 (butenos y butadieno), gasolina de pirólisis (rica en aromáticos:benceno, tolueno, xilenos) y un residuo o fuel de pirólisis que se utiliza comocombustible o para producir negro de humo o coque de recarburación.

Como puede observarse en el cuadro 3.13, los rendimientos de cada pro-ducto dependen de la carga utilizada. En general cuanto más pesada seala carga, el rendimiento de etileno disminuye, aumentando los de Gaso-lina y fuel oil de pirolisis. Los rendimientos máximos en propileno seobtienen con nafta ligera. La gasolina obtenida con cargas más ligerasque la nafta no contiene aromáticos.

La planta de “steam cracking” presenta muchas posibilidades de integra-ción con una refinería, por lo que es frecuente encontrar este tipo de plantasen refinerías o en ubicaciones próximas, que permiten aprovechar las ven-tajas de la integración.


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Cuadro 3.13. Rendimientos Típicos Steam Cracker

Carga

Rendimiento Etano Propano Butano Nafta Nafta GasoilProductos %peso ligera pesada

Hidrógeno 4,5 1,4 1,2 1,1 0,8 0,7

Fuel gas 8,5 33,1 25,5 20,2 14,6 12,4

Etileno 78,0 42,0 41,0 30,5 21,6 18,5

Propileno 2,0 12,0 15,0 21,1 17,1 15,2

Fracción C4= 3,0 5,6 6,6 9,2 8,8 7,5

Gasolina de pirólisis 4,0 5,9 10,7 14,9 27,1 29,7

Fuel oil de pirólisis 0,0 0,0 0,0 3,0 10,0 16,0

En la figura 3.30 se muestra un esquema de planta de olefinas integrada enuna refinería. Además de las ventajas de escala en los servicios comunes(almacenamiento, redes eléctricas, vapor, seguridad contra incendios etc.),existe la flexibilidad de optimizar la carga a la planta así como la utilizaciónen la refinería de muchos de los productos “no petroquímicos”, como elhidrógeno, muy necesario en la refinería para desulfuración, hidrogenacióno hidrocraqueo. De la fracción C4 olefínica se obtienen los butenos parafabricación de ETBE en la refinería y el butadieno para petroquímica. Lagasolina de pirólisis se puede utilizar como componente de las gasolinasdespués de extraer el benceno. El fuel de pirólisis también tiene uso en larefinería como combustible o para coquización.

Los productos petroquímicos obtenidos en el “steam cracker”, principal-mente etileno, propileno, butadieno y benceno se utilizan en la fabricaciónde polímeros plásticos (polietileno y polipropileno), estireno y sus deriva-dos, o caucho sintético.

w La fabricación de aromáticos. La fabricación de aromáticos como productosbase para petroquímica puede realizarse mediante el proceso de reformado

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152

Figura 3.30. Refinería con Petroquímica de Olefinas.

catalítico, orientado a maximizar la producción de aromáticos. Para ello esnecesario modificar las condiciones de operación y disponer de un cataliza-dor específico que favorezca las reacciones de aromatización, con objeto deobtener el máximo rendimiento en benceno tolueno y xilenos. El uso de unanafta con alto contenido de hidrocarburos nafténicos también incrementa laproducción de aromáticos.

Los rendimientos de los distintos productos varían mucho en función de lanaturaleza de la carga, del proceso y catalizador utilizado y de la severidadde la operación.

En la figura 3.31 se muestra la integración de la planta de aromáticos en elcontexto de la refinería. Se obtiene fuelgas, LPG e hidrógeno que se utilizanen la refinería. La corriente de reformado, rica en aromáticos, se procesa endistintas unidades de recuperación y separación de los aromáticos (bencenotolueno y xilenos). La corriente de refinado contiene el resto de hidrocarburosdel reformado y se utiliza como componente de alto octano en la formula-ción de gasolinas.

Los productos obtenidos son la base de la petroquímica de los aromáticos,para la fabricación, entre otros productos, de detergentes, poliésteres, resi-nas, y fibras sintéticas.


153

Figura 3.31. Refinería con Petroquímica de Aromáticos.

3.4.4. La economía del refino

El refino es una industria intensiva en costes de capital, de materia prima y opera-tivos, y con un estrecho margen de beneficio, que puede procesar crudos de muydistinto origen y composición, y con cierta flexibilidad para decidir cómo utilizar losprocesos de la refinería, con el fin de maximizar el resultado. Por lo tanto, factorescomo la localización de la refinería, el coste de la inversión, su porcentaje de utiliza-ción, la gestión de costes o la capacidad de adaptación a las fluctuaciones de los mer-cados de crudo o productos, son la clave para obtener una adecuada rentabilidad.

a) La inversión en la industria de refinoSe ha visto en apartados anteriores, que una refinería puede tener configuraciones

muy diversas, por lo que la inversión necesaria depende de múltiples factores. Enprimer lugar su mercado objetivo y la posibilidad de acceso a las materias primas,que determinarán la capacidad y el esquema o configuración elegido. Las infraes-tructuras de transporte (terminal marítimo, oleoductos, ferrocarril, etc.) paradescarga de crudos o envío de productos pueden ser un apartado importante dela inversión, o sólo un coste de operación si ya existen en la localización escogidapara la refinería.

La capacidad de almacenamiento necesaria se determina por las obligaciones destocks mínimos que imponga la legislación, por la forma de recepción de materiasprimas y envío de productos (continua o por grandes lotes), y por la flexibilidad dela operación (unidades de proceso en línea o con almacenamiento intermedio).

La legislación medioambiental (emisiones a la atmósfera, vertidos de aguasresiduales, derechos de CO2), así como la aplicación de las mejores técnicas dis-ponibles influyen de manera notable en el montante de la inversión y con grandiferencia entre zonas geográficas.

La capacidad de la refinería y la cesta de crudos escogida determinan la inver-sión en cada una de las unidades de proceso. La elección de la tecnología para lasunidades de proceso que lo requieran puede tener relevancia en la inversión. Paragrandes capacidades puede ser necesario duplicar en unidades de menor tamaño,si no es posible la construcción “in situ” o el transporte de grandes equipos (reac-tores, columnas), o si resulta más económico el uso de tamaños estándar.

La localización aislada de una refinería en zonas sin infraestructuras hacenecesaria su autosuficiencia en servicios como electricidad, abastecimiento deagua, suministro de vapor, servicio contra incendios y otros. También este tipo

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154

de localización encarece el coste de mano de obra de la construcción y el trans-porte de los materiales o equipos.

De todo lo expuesto se deduce que no es fácil estimar la magnitud de la inversiónde una refinería sin haber hecho antes un importante trabajo previo de análisis deviabilidad basado en una estimación de costes por grandes partidas, después de una“ingeniería conceptual”, etapa en la que se decide la configuración final de la refine-ría, para después decidir realizar la ingeniería básica y una parte de la ingeniería dedetalle para los equipos más costosos y críticos. Una vez realizada esta parte de laingeniería, que puede representar del orden de un 4 a un 5 % de la inversión total,se está en condiciones de tomar una decisión sobre la continuidad del proyecto.

Las estimaciones basadas en ratios publicados, pueden desviarse en más del50 % sobre la inversión final. Para tener un orden de magnitud de la inversiónen una refinería de un esquema de conversión profunda, basándose en datospublicados de nuevas refinerías en 2008 (figura 3.32), se pueden tomar valoresentre 25.000 y 30.000 $/b, sabiendo que los factores de localización, complejidad,infraestructuras etc. pueden hacer variar estos ratios de forma significativa.

Así, por ejemplo, una refinería de conversión profunda de nueva construcciónde 200.000 barriles/día de capacidad costaría entre 5.000 y 6.000 millones dedólares de 2008.


155

Figura 3.32. Inversión Refinería vs. Capacidad. Datos publicados en 2008.

b) Costes de explotación de una refineríaLos principales costes fijos de una refinería son:

a La amortización: aunque cada tipo de instalación tiene una vida útil dife-rente, puede admitirse un promedio de 15 años.

a Mantenimiento y seguros que se puede estimar en un 3 % anual de lainversión.

a Impuestos y tasas locales.

a Mano de obra propia.

Los principales costes variables de una refinería, que dependen de su configu-ración y de su gestión, son:

a Los autoconsumos de energía (fuel oil, fuelgas) y las mermas (antorcha,deposición de coque y otros), que suponen el mayor coste variable. El totalde autoconsumos y mermas va desde un 3 % del crudo procesado para unarefinería simple (“hydroskimming”) hasta un 7 % para una refinería de con-versión profunda procesando Crudo Arabia Ligero. Cuando se procesancrudos pesados y se fabrican lubricantes, el consumo puede sobrepasar el 10% en peso del crudo procesado. En el caso de España, los autoconsumos ymermas supusieron en 2008 un 7,5 % de la materia prima procesada segúndatos de CORES. En Estados Unidos, en el año 2007, el autoconsumo fue pró-ximo al 10 % del crudo procesado según datos del Departamento de Energía(DOE).

a Consumos de energía externos (electricidad y otros).

a Consumo de agua (proceso, producción de vapor, refrigeración).

a Consumo de productos químicos, aditivos y catalizadores.

El coste de la materia prima es el coste los crudos procesados y de otros produc-tos intermedios. Dependen del precio internacional y de los costes de transporte(flete, oleoducto, etc).

c) Realización por la venta de productosExisten unos mercados internacionales de referencia, con cotizaciones diarias y

una cierta transparencia, lo que permite conocer los precios de los productos.

El petróleo

156

Para el mercado europeo los mercados de referencia (ver figura 3.33) son elNoroeste de Europa (NWE) y el Mediterráneo (MED). Por el flujo de exportacio-nes de gasolina a Estados Unidos, también es importante el mercado en la costadel Golfo de México (USGC). Otros mercados americanos son la Costa Atlántica(USAC) y el Caribe.

El precio de venta de los productos “ex-refinería” en una economía abierta ycon competencia está relacionado con los mercados de referencia y depende dela localización geográfica de la refinería, de la situación del mercado interior(excedentario o deficitario) y de la alternativa del competidor. Así en un hipoté-tico mercado fuertemente excedentario de capacidad de refino, los precios seacercarán a la alternativa de exportar los productos a un mercado de referencia(precio en mercado de destinomenos costes de transporte),mientras que en un mercadodeficitario en refino los preciosse acercarán a la alternativa deimportación (precio en origenmás costes de transporte almercado interior).

En la figura 3.34 se muestracomo ejemplo la alternativade importación más baratapara llegar al mercado deMadrid, que es desde el mer-cado Mediterráneo en barcohasta Valencia (cotización CIFMED) y desde allí transportehasta Madrid. Una refineríaen la costa de levante (Ref.2)podrá vender a CIF MED, yaque su coste de transporte aMadrid es similar al delimportador. Una refinería enel interior de España (Ref.1),cerca de Madrid podrá ven-der ex–refinería al precio CIFMED más el transporte desdela costa a Madrid.


157

Figura 3.33. Principales mercados de referencia para Europa.

Figura 3.34. Alternativa importación mercado Madrid.

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158

d) El margen de refinoEl margen de refino es el margen de contribución, o margen bruto sobre mate-

ria prima menos los costes variables. Representa la parte gestionable en el día adía del negocio del refino, y dada la volatilidad de precios de los últimos años,tiene una repercusión directa en los resultados del negocio.

Normalmente el margen de refino se expresa en dólares por barril de crudoprocesado y suele ser mayor cuanto más compleja es la refinería.

Aunque el margen real de refino depende de múltiples factores -como los crudosutilizados, la configuración de la refinería, su eficiencia, sus rendimientos y costes ylas características de su mercado-, para tener una idea de su evolución se publicandistintos indicadores de margen de refino utilizando un crudo determinado, unaestructura de refinería con rendimientos y costes estándar, una localización genérica(Europa, Estados Unidos, etc.) y los precios de materia prima y productos de cada día.

En la figura 3.35 se muestranlos márgenes de refino en lacosta del golfo de México deEstados Unidos para distintoscrudos y esquemas de refine-ría. El esquema de “cracking”corresponde a un esquema deconversión con FCC y el de“coking” a un esquema de con-versión profunda con FCC yCoquer. Se aprecia una estacio-nalidad por la mayor demandade gasolina en el verano y már-genes negativos para las confi-guraciones de “cracking” en latemporada baja.

En la figura 3.36 se represen-ta la evolución de márgenes derefino en Europa en configura-ción de “cracking”. La configu-ración de “coking” es muchomenos frecuente en Europaque en Estados Unidos.

Figura 3.35. Márgenes de Refino USGC ($/Bbl).Fuente: IEA Oil Market Report.

Figura 3.36. Márgenes de Refino Europa ($/Bbl).Fuente: IEA Oil Market Report.

e) Gestión y optimización del margen de refinoDado que hay muchas alternativas en cuanto a tipos de crudos u otras materias

primas, procesos a utilizar y sus severidades, mezclas a realizar para adaptar losproductos finales a su especificación, precios de los productos en distintos mer-cados etc., la gestión del margen de refino necesita de técnicas de modelizacióny simulación de gran complejidad.

Desde la segunda mitad del pasado siglo se utilizan técnicas matemáticas deprogramación lineal para optimizar el funcionamiento de una refinería. Para ellohay que construir un modelo basado en ecuaciones e inecuaciones (restricciones)lineales que represente el comportamiento de cada unidad de proceso de la refi-nería (rendimiento, consumos de energía y otros costes variables, característicasde los productos intermedios, así como las posibilidades de mezcla, especifica-ciones de los productos finales, demanda de cada producto y precios de todoslos crudos y de los productos finales).

Un modelo de este tipo es un sistema de varios miles de ecuaciones e inecua-ciones con un gran número de soluciones posibles.

La programación lineal permite encontrar una solución que haga máxima unafunción económica (función objetivo) que representa el margen bruto total sobremateria prima y costes variables.

Actualmente estos modelosse pueden generar a partir deuna base de datos y optimizar-se en minutos en ordenadorespersonales potentes. Tambiénse puede optimizar un conjuntoo sistema de varias refinerías.En la figura 3.37 se resume deforma esquemática el conteni-do de un modelo de programa-ción lineal de una refinería.Este tipo de modelos se usatanto para la programaciónestratégica (análisis de alterna-tivas de inversión) como parala programación operativa.


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Figura 3.37. Optimización del margen.

Como los modelos de programación lineal no tienen en cuenta el tiempo, eshabitual utilizar programas de simulación de la refinería para reproducir elcalendario de producción día a día (“scheduling”), teniendo en cuenta limitacio-nes de capacidad de almacenamiento, fechas de recepción de crudos, fechas deentrega de determinados cargamentos de producto, etc. Suelen disponer tam-bién de módulos de optimización por programación lineal para la mezcla de pro-ductos. Con este tipo de programas se comprueba la viabilidad de la solución delmodelo de programación lineal.

f) Ejemplo de costes y márgenes en una refinería típicaComo ejemplo se puede tomar una refinería de nueva construcción de

200.000 b/día de capacidad, situada en la costa del mediterráneo y con unesquema de conversión profunda con “hydrocracker”, correspondiente a lafigura 3.26. La inversión es de 5.500 M$. Se toman como referencia preciosinternacionales medios de 2008 y se supone que todo el mercado es interior aCIF MED. La capacidad utilizada en el año se corresponde con la nominal yel crudo destilado es el Arabia Ligero con los rendimientos indicados en lafigura 3.27. Como simplificación suponemos que no hay variación de existen-cias, es decir: todo el crudo comprado se destila y todo lo producido sevende.

En el cuadro 3.14 se ha realizado un ejercicio simplificado de cuenta deresultados de la refinería. Los valores económicos se expresan en dólaresUSA (Moneda funcional normalmente usada en el negocio del petróleo), asícomo en dólares por barril de crudo procesado, que es como suele expresar-se el margen de refino. Para el crudo Arabia Ligero, 7,3 barriles equivalenaproximadamente a una tonelada, cifra esta que se ha tomado para realizarlos cálculos.

Los costes no energéticos son una estimación sobre costes medios europeos. Elmargen de refino de cerca de 13 $/b está en línea con la estructura de la refine-ría (Conversión profunda con “Hydrocracker” y coquización), ya que los desti-lados medios han tenido márgenes muy elevados en el año 2008. Los autocon-sumos y mermas son el principal coste variable y varían proporcionalmente alprecio del crudo. En este caso representan un 5,9 % del crudo procesado, equi-valente a 5,3 $/b.

En la figura 3.38 se destaca la importancia de los costes energéticos (58 % deltotal de costes antes de amortizaciones) y de los costes de mantenimiento. La

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161

Cuadro 3.14. Ejemplo de Cuenta de resultados y Margen de refino.

Precios Cantidad Valor

$/Tm % peso Miles Mill. $/b% s./crudo Tm $ crudo

Venta de Productos (1)

LPG 800 3,0 % 300 240,00 3,29

Nafta 670 9,0 % 900 603,00 8,26

Gasolina 845 15,6 % 1.560 1.318,20 18,06

Jet Fuel 987 20,8 % 2.080 2.052,96 28,12

Gasoil 900 37,2 % 3.720 3.348,00 45,86

Fuel Oil 513 1,9 % 190 97,47 1,34

Coque 300 6,6 % 660 198,00 2,71

Total (1) 94,1 % 9.410 7.857,63 107,64

Coste Materias primas

Crudo Ar. Ligero 661,02 99,0 % 10.000 6.610,15 90,55

Flete 14,6 146,00 2,00

Hidrógeno 1.200 1,0 % 100 120,00 1,64

100,0 % 10.100 6.876,15 94,19

Costes variables

Electricidad 14,60 0,20

Otros costes variables 36,50 0,50

51,10 0,70

Margen de refino 930,38 12,74

Costes Fijos

Personal 65,70 0,90

Mantenimiento+Seguros 165,00 2,26

Otros costes fijos 21,90 0,30

252,60 3,46

Flujo de caja libre 677,78 9,28

Amortización 366,67 5,02

Resultado 311,11 4,26

(1) Descontados los autoconsumos y las mermas

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162

gestión de estos costes es fun-damental en una refinería, nonecesariamente reduciéndo-los, sino usándolos de formaeficiente, para producir con elmayor valor añadido posibley con una disponibilidad ade-cuada de las instalaciones.

3.4.3. Comparación entre refinerías, “Benchmarking” y competitividad

Las configuraciones de las distintas refinerías son muy diversas y normalmentecon esquemas intermedios o mixtos entre los que se han expuesto anteriormente.Asimismo, para diferentes capacidades, diseños de proceso, año de construcción,zona geográfica de emplazamiento o métodos de gestión, los rendimientos, y loscostes de operación pueden variar sustancialmente. Por ello se recurre a distintasmetodologías para intentar comparar unas refinerías con otras.

Los primeros intentos de normalizar estas comparaciones datan de 1960 con los“Índices de Complejidad” desarrollados por Wilbur L. Nelson, que consisten enunos índices para cada tipo de unidad de la refinería que se multiplican por la capa-cidad del proceso en barriles/día, se suman dichos productos y se divide el resul-tado por la capacidad de la unidad de destilación de crudo. El índice resultante esel Índice de Complejidad de la refinería. Los índices pueden ir desde un valor de 3ó 4 para las refinerías más simples a valores superiores a 10 para refinerías comple-jas. En principio, estos índices se desarrollaron para correlacionar el índice de com-plejidad con la inversión necesaria para construir una refinería.

Los índices se actualizan periódicamente. En el cuadro 3.15 se muestran los másrecientes. Para el caso de España, la complejidad media de sus refinerías en 2007era de 7,5, variando entre 4,6 y 10,1.

La metodología de Nelson, que en principio permite comparar la inversión, se hamejorado y ampliado por la empresa estadounidense Solomon & Associates Inc.,permitiendo realizar un “benchmarking” periódico que dé a conocer a las empresas

Figura 3.38. Estructura de costes de una refinería de ConversiónProfunda.


163

participantes su posición com-petitiva frente al conjunto delos competidores regionales,analizando aspectos como efi-ciencia energética, análisis decostes, mantenimiento, perso-nal, margen bruto, etc. Estasencuestas tienen un carácterconfidencial.

Existen otras compañías comoPFC Energy que realizan estu-dios de “benchmarking” de re-finerías con su propia metodo-logía.

3.5 Transporte y distribuciónde productos petrolíferos

Es el último eslabón de lacadena del petróleo, que hacellegar los productos desde lasrefinerías al consumidor final.Consta en general de dos eta-pas: la logística básica, que es el transporte desde la refinería o la instalación coste-ra hasta instalaciones intermedias de almacenamiento, y la distribución capilar, rea-lizada en general en camiones cisterna desde las instalaciones intermedias hasta elconsumidor final.

Para la logística básica los medios de transporte utilizados son:

w Los oleoductos, capaces de transportar de 12.000 a 25.000 t/día. Son segu-ros, con bajo consumo energético, bajos costes operativos, elevadas posibi-lidades de automatización y respetuosos con el medioambiente. No sonadecuados para el transporte de fuelóleos.

w Los buques–tanque, caracterizados por la gran capacidad de transporte(20.000 a 40.000 t), bajo consumo energético y costes operativos reducidos.

Cuadro 3.15. Índices de complejidad NelsonGeneralizados

Proceso de Refino Índice deComplejidad

Capacidad Destilación 1,00

Destilación a Vacío 2,00

Procesos Térmicos 2,75

Coking 6,00

Cracking Catalítico 6,00

Reformado Catalítico 5,00

Hydrocracking 6,00

Hidrorrefino e Hidrotratamiento 2,50

Alquilación/Polimerización 10,00

Aromaticos/Isomerización 15,00

Lubricantes 60,00

Asfaltos 1,50

Hidrógeno (Mcfd) 1,00

Oxigenados (MTBE/ETBE/TAME) 10,00

Como contrapartida exigen elevada capacidad de almacenamiento en tierra,dependen de las condiciones meteorológicas y tienen riesgos medioambientales.

w El ferrocarril, con capacidad de transporte media (500 a 600 t/viaje), consumoenergético razonable y bajo coste medioambiental. Como contrapartidarequiere una compleja infraestructura para carga y descarga y es irregular enlos horarios. Solamente es económico en el transporte capilar de fuelóleos.

w El camión cisterna tiene capacidad de transporte reducida (25–27 t/viaje), esflexible y puede cargar varios productos diferentes. Como aspectos negati-vos figura que esta afectado por las condiciones meteorológicas y de tráfi-co, tiene un elevado consumo energético, tiene mayor coste que los otrosmedios y también mayor índice de accidentes.

El cuadro 3.16 establece unacomparación del coste que tieneun valor indicativo:

En la mayoría de los paísesavanzados, el oleoducto es elprincipal medio de transportede productos petrolíferos, Así,en Estados Unidos se transpor-ta por oleoducto el 60 % delconsumido, en Francia el 52 %y el España el 46 %.

La red de oleoductos de productos petrolíferos en Estados Unidos tiene unalongitud de 245.000 km, en Francia de 4.900 km y en España de 3.800 km.

El sistema de logística español es uno de los mejores del mundo. En la figura 3.39se refleja la red de oleoductos de la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH)que conecta por tubería las 8 refinerías españolas peninsulares con todas las instala-ciones de almacenamiento de productos, salvo las de Gijón y Motril que son abaste-cidas por buques tanque.

Los oleoductos solamente transportan productos claros. Los fuelóleos son dis-tribuidos directamente desde las refinerías por buques tanque, ferrocarril ocamiones cisterna.

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Cuadro 3.16. Costes de logísticas de hidrocarburos

c€ x t x Km

Buque 0,6-3,6 En función del tamaño

Oleoducto 1,2-2,4 En función del diámetro

Ferrocarril 5,0-7,0

Camión 3,6-5,7 Para distribucionescisterna menores de 150 Km

El sistema de logística básica está totalmente automatizado tanto en la opera-ción de los oleoductos como en la de las instalaciones de almacenamiento y segobierna desde un “dispatching” central (figura 3.40). La tarifa media practica-da en 2008 incluyendo en la misma la recepción, almacenamiento, transporte,expedición y carga de productos claves a los camiones cisterna asciende a7,645 €/m3 equivalente aproximadamente al 0,7 % del precio de venta al públi-co de estos productos.

3.6. Economía de la cadena de petróleo

El cuadro 3.17 refleja la economía de la cadena del petróleo desde el terminalde carga en Irán hasta la venta de los productos ex-refinería.

A efectos comparativos, se han considerado fechas en las que el precio FOB delpetróleo ha variado muy poco (entre 57,92 $/b y 61,53 $/b). El flete Sidi Kerir-península en $/b, aunque sea muy bajo en comparación con el precio del petró-leo, fluctúa de manera importante influenciado por la oferta-demanda de trans-porte marítimo. La crisis económica mundial y la menor demanda de petróleo


165

Figura 3.39. Red Logística de CLH.

actuales hacen que en mayo de 2009 el flete haya sido el 57 % del practicado enseptiembre de 2006, en pleno auge de la economía mundial.

Los costes adicionales varían poco en el transcurso del tiempo: de 0,63 $/b enagosto de 2005 a 0,70 en mayo de 2009.

La realización ex-refinería de los productos petrolíferos ha venido fuertementeinfluenciada por los precios internacionales afectados por la evolución de la eco-nomía mundial. Por ello, el margen de una refinería española de alta conversiónse ha degradado desde un valor anormalmente alto de 9,93 $/b en agosto de2005 a valores negativos en mayo de 2009.

El margen de refino está muy influenciado por el grado de utilización de sucapacidad nominal que en la OCDE ha descendido desde el 89 % en diciembrede 2006 hasta el 80 % en marzo de 2009.

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Figura 3.40. “Dispatching” Central CLH.


167

Cuadro 3.17. Crudo Irán pesado

May-09 Oct-08 Abr-07 Sep-06 Ago-05

Precio crudo

Precio FOB ($/bbl) 59,35 60,31 60,43 57,92 61,53

Flete Sidi kerir ($/bbl) 0,87 1,83 1,30 1,53 1,07

Precio CIF ($/bbl) 60,22 62,14 61,73 59,45 62,60

Costes adicionales

Tasa de mercancías + gastos de compra ($/bbl) 0,17 0,16 0,17 0,16 0,15

Costes financieros ($/bbl) 0,10 0,11 0,10 0,10 0,11

Costes variables de proceso ($/bbl) 0,43 0,40 0,42 0,40 0,38

Total costes ($/bbl) 0,70 0,66 0,69 0,66 0,63

Productos

Realización productos (*)($/bbl) 60,34 67,68 66,9 62,61 73,16

Margen ($/bbl)

-0,58 4,88 4,48 2,50 9,93

Capítulo 4. El gas natural.Situación actual

4.1 Introducción

Aunque el gas natural era utilizado en las proximidades de los yacimientosdesde hace mucho tiempo, el rápido crecimiento en su consumo sólo fue posiblecon la puesta a punto de técnicas de transporte adecuadas, capaces de llevarloeconómicamente y de forma segura en grandes cantidades hasta los mercadosconsumidores.

El principal constituyente del gas natural es el metano, que representa general-mente entre el 66 y el 98 % del volumen total de la mezcla, razón por la que seemplea a menudo la palabra “metano” para denominar al propio gas natural y“metaneros” a los buques que lo transportan en fase líquida. Los otros hidrocar-buros gaseosos que están presentes en proporciones decrecientes son el etano,propano y butano que, conjuntamente, pocas veces sobrepasan el 15 % del total(cuadro 4.1).


171

Capítulo 4. El gas natural.Situación actual

Cuadro 4.1. Composición de distintos gases naturales

Componentes Dachava Hassi R’Mel Slochteren Zelten Kansas Alberta% Volumen Siberia Argelia Holanda Libia EE.UU. Iran Canadá

Metano 98,0 89,5 81,9 66,2 67,6 73,0 90,0

Etano 0,7 7,0 2,7 19,8 6,2 21,5 -

Propano - 2,0 0,4 10,6 3,2 - 8,0

Butano - 0,8 0,1 2,3 1,3 - -

Pentano y superiores - 0,4 0,1 0,2 0,5 - -

H2S - - - - - 5,5 1,0

CO2 0,1 0,2 0,8 - 0,1 - 0,5

N2 1,2 0,1 14,0 0,9 21,1 - 0,2

La composición del gas natural es muy diferente según su procedencia. El gasasociado al petróleo es húmedo, es decir: contiene hidrocarburos condensables.El gas no-asociado puede ser húmedo pero también estar constituido casi ínte-gramente por metano, con pequeñas cantidades de etano, en cuyo caso se ledesigna como gas seco.

El gas natural es transportado a altas presiones desde los yacimientos a laszonas de consumo o zonas costeras, donde se instalan las plantas de licuación,mediante gasoductos, tuberías de acero al carbono de gran diámetro, normal-mente subterráneas.

Los costes de transporte y almacenamiento de los hidrocarburos gaseosos sonmuy superiores a los de los hidrocarburos líquidos, por cuya razón la economíade la explotación de un proyecto de gas natural se ha apoyado en la existencia yla proximidad de un mercado, situación que está cambiando con el desarrollodel gas natural licuado.

Una vez que el gas ha sido extraído de los pozos y antes de iniciarse su trans-porte hacia los puntos de consumo, suele ser necesario realizar una serie de tra-tamientos, con objeto de reducir el contenido de agua e hidrocarburos pesados aniveles que eviten el peligro de formación de hidratos y condensaciones en lastuberías. Otros tratamientos conciernen a la eliminación de dióxido de carbonoy de nitrógeno para ajustar las características de combustión del gas y, porsupuesto, la eliminación del sulfuro de hidrógeno que puede formar ácidoscorrosivos en concentraciones superiores a 5 mg/m3.

Para la realización de estos tratamientos, las principales operaciones son laseparación de condensados, la desulfuración, y eventualmente la descarbona-tación. Impulsado por las presiones de formación en los yacimientos -que pue-den alcanzar valores de 250 bar e incluso superiores-, el gas procedente de lospozos pasa en primer lugar a los separadores, donde su velocidad cae brusca-mente provocando la condensación de una parte de los componentes en esta-do gaseoso. Del condensado resultante, el agua es separada por simple decan-tación, enviando el resto a las unidades de desgasolinado, dependiendo lostratamientos posteriores de su composición y de las especificaciones del gaspara la venta. Si el contenido en sulfuro de hidrógeno es elevado, se envía aunidades desulfuradoras para su eliminación mediante un proceso de absor-ción química, en el que resulta como subproducto azufre elemental, cuyasventas pueden servir para cubrir los costes del proceso de separación.

El gas natural. Situación actual

172

4.2 Características del gas natural

Se ha visto en el cuadro 4.1 que la composición a pie de pozo de los distintos gasesnaturales varía en una horquilla amplia. De ahí que el poder calorífico superioroscile en una gama entre los 35 y los 47 MJ/m3, ( 8.373 y 11.244 kcal/Nm3).

En el cuadro 4.2 se indican las principales propiedades de los componentes quemás abundan en la composición de los distintos gases.

El gas natural es un producto incoloro, inodoro y no tóxico, más ligero que elaire (densidad relativa respecto del aire 0,64 aprox. según composición). Lasposibles fugas se dispersan rápidamente en el aire y para su percepción debe serodorizado con un compuesto especial a base de mercaptanos. Es inflamable sola-mente en mezclas con aire en concentraciones entre el 5 %-15 % (metano) y no seconsidera explosivo.

En fase líquida como GasNatural Licuado (GNL), seencuentra a una temperaturaaproximada de -161º C y ocupaun volumen 600 veces menorque en fase gaseosa.

En la figura 4.1 se indican lasprincipales características delGNL.


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Figura 4.1. Composición (mol %) y Propiedades Típicas del GNL.

Cuadro 4.2. Propiedades de los principales hidrocarburos contenidos en el gas natural

Nombre Composición Temperatura Temperatura Poder caloríficode evaporación ºC de ignición ºC kcal/Nm3

Metano CH4 -161,5 595 9.520

Etano C2 H6 -88,6 515 16.820

Propano C3 H8 -42,1 470 24.230

i-Butano i-C4 H10 -11,7 462 32.020

n-Butano n-C4 H10 -0,5 365 31.780

Se almacena en fase líquida en depósitos con aislamiento especial, a presionesligeramente superiores a la atmosférica. Los derrames de GNL no son contami-nantes, evaporándose rápidamente si son pequeñas cantidades y fluyendo antesde vaporizarse si son grandes. Un derrame sobre agua puede acabar en una rápi-da transición o cambio de fase.

El gas natural licuado es criogénico y en contacto con materiales no criogénicospuede causar fracturas y grietas. En contacto con la piel puede provocar quema-duras criogénicas.

Pequeños derrames de GNL se evaporan rápidamente provocando una nubede vapor frío:

- Aspecto parecido a la niebla.- Más ligero que el aire a temperatura superior a - 80 ºC.- No deja residuos en la tierra ni en el agua después de la dispersión.- Las nubes de vapor pueden migrar si no entran en ignición.- No es explosivo, a menos que la ignición se produzca en un espacio confinado.

En el cuadro 4.3 se comparan distintos combustibles líquidos desde el punto devista de la seguridad.

Es sabido que, si se aporta calor a una sustancia, su temperatura aumenta. Esteprincipio tiene una excepción en los puntos en los que se produce un cambio deestado. La energía necesaria para cambiar la disposición de las moléculas rompien-


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Cuadro 4.3. Propiedades de los combustibles líquidos, desde el punto de vista de la seguridad

Propiedades GNL GLP Gasolina Fuel Oil

Tóxico No No Sí Sí

Cancerígeno No No Sí Sí

Vapor inflamable Sí Sí Sí Sí

Forma nubes de vapor Sí Sí Sí No

Temperatura muy fría Sí Sólo si están No Norefrigerados

do la cohesión previa al pasar de líquido a vapor, se denomina calor latente deebullición, o de fusión al pasar de sólido a líquido. Para transformar 1 m3 de GasNatural Licuado o GNL a fase gas a -161 ºC y a presión atmosférica se necesitan50 millones de calorías mientras que para aumentar 100 ºC la temperatura de esamisma masa se necesitan solamente 20 millones de calorías.

En la figura 4.2 se muestran las propiedades del metano en un diagrama Presión-Volumen, o diagrama de Andrews. Se observa que, al comprimir el gas isotérmica-mente a -161 ºC desde el punto A, al llegar al punto B empieza a condensarse y apa-rece una fase líquida. Al continuar la compresión aumenta el porcentaje de gas licua-do hasta llegar al punto C, manteniéndose la presión aproximada de 1 bar hasta quese agota la fase gas. El líquido ocupa un volumen 600 veces inferior al ocupado enfase gas. Los puntos B formanuna campana hasta encontraruna isoterma que es tangente ala curva en un solo punto K(punto crítico). La temperaturade esa curva se denomina tem-peratura crítica, y la presión y elvolumen correspondientes, pre-sión crítica y volumen crítico.

Así pues, se denomina tem-peratura crítica (Tc) aquellapor encima de la cual no esposible la licuación de un gaspor efecto de la compresión atemperatura constante, y pre-sión crítica (Pc) aquella porencima de la cual no es posiblela licuación por enfriamiento apresión constante.

Por último y con objeto defacilitar una mejor comprensiónde los conceptos manejados alhablar del gas natural y del gasnatural licuado, en la figura 4.3se muestra la terminología utili-zada para el gas natural.


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Figura 4.2. Diagrama P-V. Haz de isotermas.

Figura 4.3. Terminología del Gas Natural.

Conviene prestar atención a la terminología anglosajona del gas natural, parano confundir conceptos. En el cuadro 4.4 se indican las equivalencias en inglésde la terminología en español.

4.3 Aplicaciones del gas natural

El gas natural es una fuente de energía versátil que puede ser utilizada enámbitos muy variados. Sus usos más extendidos están en el sector doméstico,la industria y la generación eléctrica. En el futuro, las crecientes exigencias enla protección del medio ambiente podrían conducir a una mayor utilización enel sector del transporte.

La figura 4.4 muestra la estructura del consumo de gas natural en España y enel Mundo en 2008. Puede apreciarse que en ambos casos el porcentaje de gasnatural utilizado en la generación eléctrica (incluida la cogeneración) es similar.El sector doméstico-comercial incluye la agricultura y el transporte.

A continuación se describen los usos del gas natural en cada uno de estos sectores.

4.3.1. CombustibleEl gas natural, por su eficiencia y por sus especiales características de com-

bustión, se emplea en los tres sectores económicos clásicos: doméstico, comer-cial e industrial.


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Cuadro 4.4. Terminología anglosajona del Gas Natural

Concepto Siglas Siglas en inglés Término inglés

Gas Natural GN NG Natural Gas

Gas Natural Licuado GNL LNG Liquefied Natural Gas

Gases Licuados del Petróleo GLP LPG Liquefied Petroleum Gas

Líquidos del Gas Natural LGN NGL Natural Gas Liquid

Gas Natural Comprimido GNC CNG Compressed Natural Gas

Gas Natural Sintético GNS SNG Synthetic Natural Gas

Gas To Liquids GTL GTL Gas-To-Liquids

w En el sector doméstico se utiliza preferentemente para calefacción, cocina,calentamiento de agua y climatización (aire acondicionado y refrigeración),habiéndose dado un gran paso con las calderas de condensación de alto ren-dimiento. En el futuro se prevén otras aplicaciones como lavadoras, lavava-jillas, secadoras, aparatos de aire acondicionado y micro-cogeneracióndoméstica, basada en pilas de combustible.

Los electrodomésticos se mejoran día a día con el fin de utilizar el gas natu-ral de forma más eficiente y segura. Los costes de mantenimiento del mate-rial y equipos que funcionan con gas natural son generalmente más bajosque los de otras fuentes de energía.

w Los principales usuarios comerciales de gas natural son los proveedores deservicios de comida, el sector hotelero, los hospitales y los edificios de ofici-nas. Las aplicaciones comerciales del gas natural incluyen la climatización, elcalentamiento de agua, la cocina o la calefacción, la cogeneración (calor y elec-tricidad) y la trigeneración (generación de energía eléctrica, térmica y frío).

w Las aplicaciones industriales más importantes son la producción de vapor,la cocción de productos cerámicos, productos alimenticios, tratamientos desecado directo, sistemas de calefacción, generación eléctrica (cogeneración ytrigeneración) y hornos de fusión. Puede ser igualmente utilizado para elreciclado de residuos, para la incineración, el secado y la deshumificación.

Además es la materia prima más utilizada para la fabricación de Hidrógenoy de ciertos productos químicos, especialmente fertilizantes.


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Figura 4.4. Consumo de gas natural por sectores en el año 2008.

4.3.2 Generación eléctrica

El sector de más fuerte potencial de crecimiento para el gas natural es el sec-tor eléctrico. Esto es debido a la aparición en los años 80 de la tecnología delas Centrales de Ciclo Combinado. Estas Centrales, que asocian una turbinade gas con una turbina de vapor utilizando el calor residual de los gases deescape de la primera, utilizan como combustible principal el gas natural y secaracterizan por su fiabilidad, su flexibilidad operacional, su bajo coste deinversión y un rendimiento energético elevado, actualmente del 56-58 % peroen el futuro, con nuevos diseños de los álabes y refrigeración de éstos convapor, podrá llegar al 65 % con unas emisiones algo superiores a 300 gramosde CO2/kWh.

En España todas las centrales eléctricas construidas desde el año 2002 son deciclo combinado con gas natural o utilizan energías en régimen especial. En elaño 2008 el gas natural fue la principal fuente de generación eléctrica, el 39,2 %,seguido de las energías renovables que aportaron el 19,3 %.

Las energías renovables, con un notable crecimiento en España, tienen momen-tos de baja o nula generación de electricidad, por lo que necesitan una energía desoporte que permita asegurar siempre el suministro eléctrico a las redes de trans-porte y distribución. En este sentido, las centrales de ciclo combinado con gasnatural, por su bajo coste de capital y porque permiten un arranque y una cone-xión muy rápida a las redes eléctricas, son la mejor solución de respaldo paraasegurar la continuidad del suministro de electricidad.

La previsión de la Planificación Energética en España (figura 4.5) indica queen 2020, cerca del 30 % de la generación eléctrica será producida con gasnatural.

4.3.3 Las pilas de combustible

Las pilas de combustible representan una tecnología de generación eléctricafundamentada en principios radicalmente distintos tanto de la generación con-vencional como de la cogeneración y del ciclo combinado, al producir electrici-dad por transformación directa de la energía química mediante un proceso elec-troquímico en el que el hidrógeno es el principal elemento reaccionante.

Las pilas de combustible son dispositivos electroquímicos que permiten combi-nar el hidrógeno obtenido a partir del gas natural en la mayoría de los casos con


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el oxígeno contenido en el airepara producir electricidad, calory vapor de agua (figura 4.6). Laspilas funcionan sin combus-tión, por lo que no contaminan.Una pila de combustible puedeser utilizada con rendimientosmucho más elevados que losmotores de explosión pues elcombustible es directamentetransformado en electricidad.Además no posee piezas móvi-les, lo que la convierte en unafuente de energía relativamen-te silenciosa.

Su principio de funcionamien-to es inverso al de una electró-lisis. En la electrólisis del aguase separa este compuesto en


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Figura 4.5. Evolución de la estructura de generación eléctrica.Fuente: Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, 2009.

Figura 4.6. Esquema de pila de combustible.

sus dos componentes, hidrógeno y oxígeno, mientras que en una pila de com-bustible se obtiene una corriente eléctrica por medio de la reacción entre estosdos gases.

El uso de las pilas de combustible ofrece la ventaja de que la única emisión pro-ducida es vapor de agua.

Las pilas de combustible son una tecnología del futuro, ofreciendo ventajas entérminos ecológicos, aunque deben mejorar sus costes para ser competitivas conla cogeneración descentralizada. El gas natural es uno de los múltiples combus-tibles a partir del cual las pilas de combustible pueden funcionar.

La figura 4.7 muestra laPlanta de producción de hidró-geno, a partir de gas natural,que ha estado funcionando enlas cocheras de la EmpresaMunicipal de Transportes deMadrid para el suministro a losautobuses provistos de pilas decombustible. El coste de adqui-sición de estos autobuses escinco veces superior al de losautobuses de gasoil.

4.3.4. Los vehículos a gas natural

El alto índice de octano del metano (en torno a 120) y la escasa contamina-ción de los productos residuales hacen del gas natural un excelente carbu-rante.

Los vehículos de gas natural (VGNs) sólo pueden competir con otros carburan-tes mediante reducción de los impuestos que gravan a éstos. El uso de VGNspara transporte urbano, recogida de basuras, etc., tiene justificación en ciudadespor su ventaja medioambiental. Sin embargo, los consumos de gas en esta apli-cación son todavía reducidos.

El gas natural puede ser utilizado como combustible por los vehículos a motorde dos maneras: como gas natural comprimido (GNC) o como gas natural licua-do (GNL), siendo la primera la más utilizada.


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Figura 4.7 Planta de producción de hidrógenoFuente: Fidel Valle. Gas Natural sdg

La adaptación de los motoresde ciclo Otto para sustituir lagasolina por combustibles ga-seosos es muy sencilla. Consisteúnicamente en la instalación deun depósito especial de combus-tible (para repostado a granel) ode la colocación de botellas degas, la sustitución del carbura-dor convencional por un vapori-zador y la regulación del avanceal encendido.

El parque automotriz quefunciona en el mundo con gasnatural supera en la actuali-dad los 9,5 millones de vehí-culos con más de 14.500 esta-ciones de servicio, habiendocrecido a tasas del 30 % anualy acumulativo desde el año2000 (ver figura 4.8). Se espe-ra alcanzar los 50 millones devehículos funcionando congas natural en el horizontedel año 2020.

En el cuadro 4.5 se indican losprincipales países por númerode vehículos a gas natural. Enpaíses como Pakistán, Argen-tina, Brasil e Irán se concentramás de la mitad de la flota mun-dial de vehículos de gas natural.En España el parque es muymodesto, del orden de los 1.900vehículos, principalmente flotasde autobuses urbanos (más de400 en Madrid) y camiones pararecogida de basuras, y hay unas


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Cuadro 4.5

País Nº de vehículos Nº de estacionesa gas natural de servicio

1. Pakistán 2.000.000 2.600

2. Argentina 1.745.677 1.801

3. Brasil 1.588.331 1.442

4. Irán 1.000.000 500

5. India 650.453 463

6. Italia 580.000 700

7. China 400.000 1.000

8. Colombia 280.340 401

9. Bangladesh 150.253 337

10. Thailandia 127.735 303

11. Ucrania 120.000 204

12. EE.UU. 110.000 1.100

13. Rusia 103.000 226

14. España 1.863 42

Otros países 754.723 3.469

Total 9.612.375 14.570

Figura 4.8. Evolución del número de vehículos a gas natural en elmundo.Fuente: IANGV

42 estaciones de servicio ubicadas en las principales capitales como Madrid yBarcelona.

Por zonas geográficas, el crecimiento ha sido dispar destacando Asia con uncrecimiento acumulativo anual superior al 50 % en los últimos cinco años, segui-da de Sudamérica con un 25,9 %, África con un 19,3 % y Europa con un 15,4 %(figura 4.9).

4.3.5. Gas-To-Liquids (GTL)

Una de las aplicaciones que previsiblemente tendrá un desarrollo futuro es laconversión “Gas-To-Liquids” (GTL), es decir: la transformación de gas naturalen petróleo sintético. La tecnología del GTL supondrá una alternativa al GNLpara explotar reservas de gas que no pueden ser comercializadas económica-mente por gasoducto o como GNL por su lejanía o por su escaso volumen. Elpetróleo sintético obtenido es excelente para producir gasóleos de alto índicede cetano y nulo contenido en azufre.


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Figura 4.9. Crecimiento anual del número de vehículos a gas, por zonas geográficas.

En la figura 4.10 se reprodu-cen esquemáticamente las prin-cipales fases de proceso para laobtención de GTL.

El GTL tiene las ventajas dediversificar la materia prima uti-lizada para el transporte porcarretera y producir un petróleosintético del que se puede extraerun gasóleo de excelente calidad.

El interés en desarrollar pro-yectos de GTL está incrementán-dose gracias a las mejoras tecno-lógicas, al crecimiento de lasreservas de gas en zonas alejadas y al encarecimiento de los precios de los produc-tos petrolíferos. Todas las plantas en operación, en construcción o planificadas,están basadas en la tecnología Fischer-Tropsch, originariamente desarrollada en ladécada de 1920. Recientes avances técnicos, incluidas mejoras en los catalizadores,han incrementado los rendimientos reduciendo los costes de capital y de operación.

En la figura 4.11 se indican los principales proyectos de GTL existentes en elmundo.


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Figura 4.10. Proceso para obtención de GTL

Figura 4.11. Principales Proyectos de GTLFuente: Deutsche Bank

El escaso número de plantas de GTL es el reflejo de varios factores (figura 4.12),principalmente la alta inversión requerida, la elevada intensidad energéticadel proceso con aproximadamente un 40 % de consumos propios con la con-siguiente producción de CO2 y el hecho de que, salvo en el caso de Shell, Sasoly Chevron, se trata de tecnologías aún no probadas. La volatilidad de preciosdel petróleo constituye un elemento disuasorio para la construcción de estasplantas.

4.4 La cadena del gas

El transporte de gas natural entre los países productores y consumidores serealiza mediante conexión directa por gasoducto o por vía marítima, en formade gas licuado (GNL). En el segundo caso, la cadena del gas consta de lossiguientes elementos:

- Gasoducto terrestre o submarino para transportar el gas extraído desde elyacimiento hasta la costa.

- Planta de licuación en la costa del país exportador.- Buques metaneros para el transporte marítimo.- Planta de recepción, almacenamiento y regasificación en la costa del país

receptor.


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Figura 4.12Fuente: Deutsche Bank

En el caso del transporte internacional por gasoducto, existen estaciones demedida en la frontera de los países atravesados, conectándose directamente a lasredes de transporte y distribución del país receptor.

La figura 4.13 muestra los elementos de la cadena de aprovisionamiento enambos casos.

Las inversiones requeridas son muy elevadas, por lo que su realización estásubordinada a las existencia de vínculos comerciales de largo plazo entre vende-dores y compradores. Los primeros requieren garantías de pago para los volú-menes contratados, estableciendo cláusulas “take or pay”.

4.4.1 La cadena del GNL

A finales de los años 30 del pasado siglo comenzó a licuarse el gas natural enEstados Unidos para su almacenamiento temporal, pero un accidente ocurrido enun depósito de GNL en Cleveland en 1940 retrasó la aplicación de esta tecnología


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País exportador

Países de tránsito

País comprador

Figura 4.13. Elementos de la Cadena de Aprovisionamiento.

Conexión directa por Gasoducto Vía Marítima GNL

Gasoducto Nacional

Planta de Licuación

Gasoducto Internacional

Estación de medidaInternacional

Yacimientos

Plantas de Tratamiento

Transporte marítimoen aguas internacionales

Gasoducto Internacional

Estación de medidaen frontera

Almacenamientos subterráneos

Planta de Regasificacióny Gasoducto nacional

Estación de medida fiscal

Gasoducto nacional

hasta 1959, año en que se realizó el primer transporte marítimo experimental deGNL entre Lake Charles (EE.UU.) y Canvey Island (Gran Bretaña) en un buquede carga seca, adaptado para el transporte de GNL.

El éxito de las experiencias realizadas llevó a numerosas compañías a interesar-se por este sistema y así, en 1964, entró en servicio la primera cadena comercialde transporte de GNL entre Arzew, en Argelia, y los puertos de Le Havre, enFrancia, y Canvey Island en el Reino Unido.

En lo que a España se refiere, la primera Planta de almacenamiento y regasifica-ción, se construyó en Barcelona, destinada inicialmente a la recepción de GNL pro-cedente de Libia y de Argelia. La Planta de Barcelona entró en operación en 1969.Posteriormente se han construido varias Plantas en diferentes puntos de la costaque entraron en operación en: Huelva en 1988, Cartagena en 1989, Bilbao en 2003,Sagunto en 2005 y El Ferrol en 2007, y está en construcción la de El Musel, enAsturias. Asimismo están en fase de proyecto dos Plantas de Regasificación en lasIslas Canarias (Arinaga en Gran Canaria y Granadilla en Tenerife).

La figura 4.14 recoge el esquema simplificado de la cadena de GNL.


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Figura 4.14. Esquema de la Cadena del Gas Licuado.

a) Plantas de LicuaciónEn las Plantas de Licuación, el gas natural en estado gaseoso se convierte en

estado líquido, enfriándolo por debajo de su temperatura crítica. El enfriamien-to del gas para lograr su licuación1 puede realizarse de dos formas:

w Por contacto con otro fluido más frío.

w Por expansión (efecto Joule-Thomson).

Para la realización de esta operación de licuación, los procedimientos son en laactualidad perfectamente conocidos, utilizándose para la producción del fríobien un ciclo frigorífico con expansión libre con expansión mecánica en turboex-pansor, o bien los denominados ciclos en cascada.

El empleo de uno u otro sistema de licuación depende esencialmente de la fina-lidad de la planta, que puede ser el suministro en períodos de puntas, o biensuministro continuo para cubrir una carga de base. En este último caso, dondelas instalaciones son de grandes dimensiones, los únicos procedimientos em-pleados son los de cascada, que son en esencia los siguientes:

w Ciclo en cascada clásica, utilizando varios fluidos refrigerantes trabajandoen estado puro (propano, etileno, metano).

w Ciclo en cascada integrada que utiliza un fluido refrigerante único, com-puesto de una mezcla de elementos constituyentes del gas natural y, even-tualmente, de nitrógeno.

En los procesos usados en las primeras unidades de licuación en Arzew(Argelia) y Kenai (Alaska) fueron utilizados tres refrigerantes en cascada (propa-no, etileno y metano). Estos procesos han ido evolucionando a favor del procesoen cascada modificado, que utiliza los tres refrigerantes puros antes citados oprocesos con un refrigerante puro y otro mezcla de gases o refrigerante mixto, ovarios refrigerantes mixtos.


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1 Además de la palabra licuación, puede emplearse también el término licuefacción, que tiene el mismo significado, es decir la con-versión de gas en líquido. Sin embargo en este informe se ha preferido utilizar el término licuación ya que se adapta a la definiciónde “licuación de gas natural” del Diccionario Español de la Energía, editado con la colaboración de la Real Academia de Ingenieríay del Instituto de la Ingeniería de España, si bien ambas expresiones, Plantas de Licuación y Plantas de Licuefacción son empleadashabitualmente.

Actualmente, la capacidad de un tren de tamaño medio se sitúa entre 3,8 y5,2 millones de t/año o su equivalente de 5,3 a 7,2 bcm/año, con una horquillade inversión de 2.700 a 3.600 millones de US$.

La inversión unitaria decrece conforme aumenta el tamaño de los trenes, albeneficiarse de las economías de escala. En abril de 2009 entraron en operacióndos megatrenes en Qatar (Proyecto Qatargas-2) con una capacidad unitaria de7,8 Mt/año (10,8 bcm/año) y un coste del proyecto integrado de 8.500 M$(4.250 M$ por tren). Está previsto que en 2009 entren también en operación otrosdos trenes de 7,8 Mt/año en Qatar (Proyecto RasGas 3) con un coste total de cercade 9.650 M$ (4.825 M$ cada tren) y un nuevo tren (Qatargas-3) de 7,8 Mt/año en2010 con un coste estimado de 4.700 M$. Estas cifras pueden variar sensiblementeen función de las condiciones de mercado, coste de las materias primas, escasezde proveedores de materiales y bienes de equipo, escasez de mano de obra cua-lificada en los países donde se ubican estas plantas, condiciones logísticas y deentorno, etc.

El gas de alimentación de las plantas de licuación se suele suministrar a tempe-ratura ambiente, que es la que tiene en el gasoducto de transporte en la entradaa planta, y a presiones que dependen de las condiciones de trabajo de la red degas. Los ciclos de licuación suelen operar en rangos de presiones de 50 a 70 bar,por lo que si la presión de la red es inferior a la requerida en el proceso, es nece-sario instalar una unidad de compresión a la entrada de planta para disponer depresión suficiente de gas para permitir su circulación en todas las unidades detratamiento.

El gas natural, antes de ser licuado, tiene que someterse a una serie de proce-sos de purificación para eliminar los hidrocarburos pesados, los contaminantesy trazas de humedad que no hayan sido eliminadas en las plantas de tratamien-to a pie de pozo. Ello es debido a que las restricciones de calidad del gas para sulicuación son más exigentes que las del transporte por gasoducto.

Los tratamientos habituales son:

w Decantación y filtración para eliminar líquidos y sólidos (“slug-catcher”).

w Eliminación de gases ácidos, que pueden congelarse en etapas posterioresmediante calentamiento y absorción en lecho de aminas. Las aminas seregeneran de forma continua.


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w Eliminación de la humedad por absorción en glicoles, por refrigeración, poradsorción en diversos compuestos o mediante tamices moleculares. Losproductos auxiliares deben regenerarse periódicamente.

w Eliminación del mercurio, ya que ataca el aluminio con el que están fabrica-dos algunos equipos. Se utiliza una filtración con carbón activo y compues-tos de azufre que es necesario cambiar periódicamente.

w Otros sistemas auxiliares tratan los subproductos obtenidos, ya sea para sudestrucción o para su aprovechamiento.

En la figura 4.15 se represen-ta, en un esquema simplifica-do, el diagrama de proceso deuna planta de licuación.

El gas tratado y seco se pre-enfría hasta una temperaturaentre -20 y -35 ºC para separarpor condensación los hidrocar-buros más pesados que puedenpresentar riesgos de congela-ción en el proces o criogénico.El condensado se envía a unaunidad de fraccionamiento enla que se separan el metano,etano, propano y butano contenidos en el condensado y el resto de la corrientese envía a tanques de almacenamiento. Parte del etano y propano se utilizancomo refrigerantes en la unidad de licuación y el resto de los mismos junto conel butano se reinyectan a la corriente de gas para aumentar el poder calorífico delmismo.

En la unidad de licuación se alcanzan temperaturas inferiores a -160 ºC que,como se ha dicho anteriormente, es la temperatura a la que se licua el metano ala presión atmosférica. El proceso de licuación se basa en los ciclos frigoríficos.El calor requerido para la vaporización de los refrigerantes (etano, propano,nitrógeno o una mezcla de ellos) se obtiene del metano a refrigerar. El refrigeran-te en forma gaseosa se condensa mediante refrigeración con aire o con agua, rei-niciándose el proceso.


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Figura 4.15. Unidades de una Planta de Licuación.

Los ciclos frigoríficos pueden ser simples o de varias etapas. Cuantas más etapastiene un ciclo de refrigeración más eficaz es el proceso. En la figura 4.16 se puede

observar la evolución en la efi-ciencia de los diferentes proce-sos en la reducción de la super-ficie existente entre la curva dela derecha que representa elenfriamiento teórico del gasnatural y el conseguido por lasdiferentes tecnologías utilizadasen los procesos de licuación.

La línea negra de la figura 4.16representa la curva de enfria-miento del gas natural y lasotras curvas y tramos escalo-nados muestran los niveles deenfriamiento de los fluidosrefrigerantes en cada uno delos procesos de licuación.

El refrigerante utilizado para conseguir el pre-enfriamiento es normalmente elpropano (C3), con el que se consiguen temperaturas de hasta –35 ºC. El enfria-miento posterior se consigue con otros refrigerantes como el etileno y el metanoutilizados en el proceso en cascada de ConocoPhillips o con un refrigerante mixto,MR, utilizado por Air Products APCI (C3-MR). Otros procesos más recientes uti-lizan dos o más refrigerantes mixtos (DMR o “Dual Mixed Refrigerant” de Shell,MFC o Mixed Fluid Cascade de Linde y DMR de Axens Liquefin).

Otro dato importante a destacar es el gran consumo de energía que requiereel proceso de licuación por lo que, de utilizarse el propio gas natural comocombustible para la generación de la energía eléctrica necesaria en el proceso,el porcentaje de autoconsumo de gas en estas plantas puede alcanzar valoressuperiores al 10 %.

Más del 80 % de las Plantas de Licuación existentes en el mundo utilizan el pro-ceso de Air Products de refrigerante mixto con preenfriamiento por propano (C3-MR), pero en varias Plantas en construcción, está aumentando la participaciónde otros procesos, tales como el de Phillips en cascada de refrigerantes puros, elde Linde en cascada de refrigerantes mixtos y el de Shell.


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Figura 4.16. Curvas de Enfriamiento en Procesos de Licuación.MR: Refrigerante Mixto (mezcla de N2 , metano, etano y propano).DMR: Refrigerante Mixto Dual.

En las figuras 4.17 y 4.18 se muestra el esquema de proceso de licuación en cas-cada y una fotografía de la Planta de Kenai en Alaska, en operación desde 1969.

Las Plantas de GNL en operación, en construcción y en proyecto, se recogen enla figura 4.19. De dicha figura puede deducirse el impulso que en el futuroadquirirá el comercio internacional de GNL.


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Figura 4.18. Planta de Licuación deKenai (Alaska)Fuente: Phillips y elaboración propia.

Figura 4.17. Proceso de licuación en cascada de la Planta deKenai (Alaska).Fuente: Phillips-Bechtel Global LNG Alliance y elaboración propia.

Figura 4.19. Localización de Plantas de Licuación en el mundo.Fuente: CERA y elaboración propia.

b) El almacenamiento de GNLLos tanques de almacenamiento realizan una función de pulmón permitiendo

un funcionamiento continuo del proceso de licuación frente al transporte pormetanero que es discontinuo, y en las plantas de recepción permiten paliar lasirregularidades inherentes al proceso discontinuo de aprovisionamiento porbarco o a la ruptura más o menos prolongada del aprovisionamiento.

Un depósito de almacenamiento está determinado por su forma, sus dimensio-nes geométricas, su presión y la temperatura del producto almacenado. La formaesférica es la mejor adaptada al aislamiento, pero para capacidades que sobrepa-sen los 15.000-20.000 m3 se recurre a la forma cilíndrica. Para poder mantener elgas en el depósito en estado líquido y a baja temperatura, los tanques de alma-cenamiento se componen de tres elementos principales (figura 4.20):

w El recipiente interno, destinado a contener el gas licuado a temperatura crio-génica, totalmente aislado y separado por este aislamiento de cualquier con-tacto con el exterior. Este contenedor primario está constituido por materialesaceptados y comprobados para poder trabajar a bajas temperaturas, teniendo


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Figura 4.20 Sección de un tanque de almacenamiento de contención total.

adecuadas características mecánicas y de estanqueidad. Los materiales quecumplen estos requisitos son básicamente los siguientes: el hormigón preten-sado, la chapa de acero aleado al 9 % Ni, el aluminio y el acero inoxidable.Para depósitos de grandes dimensiones, el aluminio presenta el inconvenien-te de tener un coeficiente de contracción muy elevado comparado con losdemás materiales citados, a la vez que es un material muy difícilmente solda-ble. El acero inoxidable, a su vez, tiene un coste muy elevado por lo que estosdos materiales quedan prácticamente descartados en muros y fondo.

w El aislante, que rodea totalmente el recipiente interno o contenedor prima-rio. Los materiales aislantes más utilizados son la perlita que es una cenizavolcánica que, expandida en hornos especiales, produce un material conuna gran capacidad de aislamiento y se coloca en el espacio anular entre lostanques interior y exterior, el vidrio celular o “foam-glass” para el aisla-miento del fondo en forma de ladrillos aislantes y la lana de vidrio que colo-cada en varias capas sobre el techo de aluminio suspendido de la cúpula delos tanques evita la aportación de calor en la parte superior del tanque inte-rior, reduciendo la tasa de formación de boil-off.

w El recipiente externo, que sirve para contener el aislante antes descrito y esestanco a los vapores de GNL, estando normalmente a temperatura ambien-te. El recipiente externo puede realizarse en acero al carbono y en hormigónpretensado. Los primeros no son capaces de retener una posible fuga deltanque interior, al fragilizarse el acero al carbono en contacto con el líquidoa bajas temperaturas, por lo que para evitar este problema es necesarioconstruir un cubeto de retención con capacidad suficiente para poder reco-ger todo el contenido del tanque. En los recipientes externos realizados enhormigón pretensado, este recipiente incorpora funciones de contenedorsecundario en caso de rotura del tanque interior y se proyecta con exigentesrequisitos de seguridad incorporando a las funciones de contenedor secun-dario las de protección frente a derrames de GNL procedentes de depósitosadyacentes, radiaciones térmicas debidas a fuego externo o interno, explo-siones o impactos de elementos de sabotaje, aviación, etc.

Las principales variantes en la concepción de los sistemas de contención delos tanques son las siguientes (figura 4.21):

w Depósitos aéreos a presión atmosférica con recipiente interno “autoportante”,es decir capaz de contener la carga hidrostática del GNL y recipiente externometálico (contención simple) o de hormigón pretensado (doble contención).


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w Depósitos aéreos llamados de “membrana”, en los que se utilizan las técnicasde los buques metaneros. El contenedor primario se realiza bien metálico conchapa delgada, bien en materia plástica de pequeño espesor y su única funciónes la de estanqueidad, ya que la carga hidrostática del líquido se transmite a tra-vés del aislamiento al recipiente externo construido en hormigón pretensado.

w Depósitos realizados según una de las variantes arriba citadas, colocados enel suelo previa excavación del terreno, recubiertos por un talud de tierrasobre su pared externa. Es el tipo de depósitos denominados “enterrados”o “semienterrados”. Este tipo de tanques sólo han tenido un desarrolloimportante en Japón, en razón a economías de espacio, si bien su precio esmucho más elevado.

Para determinar el tamaño y número de los tanques de almacenamiento del GNLse hace un estudio del transporte marítimo (tamaño y velocidad de los barcos, dis-tancia a las terminales de regasificación y tiempos de carga y demora), se calcula elperíodo de rotación de cada uno de ellos y, posteriormente, conociendo su númeroy tamaño, se obtienen las cantidades de GNL que es necesario tener almacenadas

en cada momento. Cuestionesde seguridad impuestas por loscódigos aplicables, así comolimitaciones en los materiales ymétodos de construcción, impi-den sobrepasar un tamaño de-terminado. Actualmente se cons-truyen tanques de 160.000 m3 a200.000 m3. La figura 4.22 recogelas tendencias de la construc-ción de tanques de almacena-miento, por tamaño y tipo.


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Figura 4.21 Principales variantes de los sistemas de contención.

Figura 4.22. Tendencias en Tanques de Almacenamiento de GNLpor tamaño y tipo de contención.

La gran demanda que se está produciendo a nivel mundial en los tanques dealmacenamiento de GNL de contención total con contenedor primario metálicoen acero 9 % Ni, está provocando incrementos sensibles en el coste de los pro-yectos y tensiones en los plazos de ejecución. Como alternativa se está revisan-do por empresas especializadas la tecnología actual para identificar las posiblesmejoras tanto en coste como en plazo de ejecución, desarrollando los tanquesdenominados “todo hormigón” (all-concrete LNG tank).

Este tipo de tanques permitirían hacer frente al rápido crecimiento experimen-tado en la industria del GNL que demanda cada vez más tanques de almacena-miento y de mayor capacidad unitaria ligados al mayor tamaño de los buquesmetaneros, que superan en la actualidad los 260.000 m3.

c) El transporte marítimo de GNLLos metaneros son buques de doble casco especialmente diseñados y aislados

para transportar GNL a –163º C y a presión atmosférica. Debido a la baja densi-dad de la carga transportada (aproximadamente 0,47 t/m3) tienen grandesdimensiones comparativamente con petroleros de igual tonelaje. El tamaño haido aumentando con el tiempo, hasta llegar a la última generación de metanerosque han entrado en operación con capacidades de 210.000 m3 a 266.000 m3.

Los metaneros son buques de elevadas prestaciones que alcanzan velocidadesde 19/20 nudos frente a los 13/14 nudos de un petrolero. Debido a ello sonbuques dotados de alta potencia propulsora de 35.000 a 40.000 CV. Las operacio-nes de carga o descarga se hacen a ritmos también muy elevados, pudiendo rea-lizarse cualquiera de ellas en unas 12 horas aproximadamente.

La propulsión de la casi totalidad de la flota de metaneros utiliza como com-bustible los vapores que se generan durante el transporte, en tasas que se sitúanentre el 0,1 % y el 0,15 % del volumen transportado por día, y proporcionandoentre el 40 y el 50 % de las necesidades de combustible. El resto se completa confuel-oil o diésel marino.

El hecho de que parte de la carga se evapore durante el viaje hace que el mejor dise-ño para la propulsión de estos buques sea aquel que aproveche, de una manera efi-ciente el inevitable boil-off. La tecnología ha ido evolucionando de los primerosbuques metaneros (años 60/70) en los que la opción más eficiente fue la instalaciónde una caldera dual para quemar el gas evaporado y combustible pesado (fuelóleo)y producir vapor en cantidad suficiente para propulsar el buque, hasta la actualidaden la que, manteniendo la configuración tradicional, se están barajando diseños conpropulsión eléctrica y motores alternativos duales que queman gas y/o fuel oil.


195

En su construcción se emplean materiales de alta calidad como aluminio en tan-ques, acero inoxidable en tuberías, bombas y sistemas de frío, y sofisticados trata-mientos de pintura para proteger los tanques de lastre. Mantienen el frío únicamen-te a través de los complejos sistemas de aislamiento de los tanques. Son también

buques altamente automatiza-dos, con sistemas electrónicospara el control de la navegación,monitorización, control de carga/descarga y planta propulsora.

Por todo ello los costes de cons-trucción son muy elevados, apro-ximadamente el doble de unpetrolero, y para su operaciónrequieren una tripulación alta-mente cualificada (figura 4.23).Los costes de mantenimientoson asimismo elevados al seguirpautas muy estrictas y en conso-nancia con la carga transporta-da los seguros son tambiénaltos. Todo ello se traduce enunos elevados costes de opera-ción (flete + variables) razónpor la que se les exige a estosbuques una alta productividady prestaciones.

Aproximadamente un 25 % dela flota de metaneros en serviciotienen menos de 5 años de anti-güedad y las previsiones actua-les apuntan a un crecimientosostenido del tamaño de flotahasta superar los 370 buques enel horizonte del año 2010. (cua-dro 4.6 y figura 4.24)

Los metaneros de 266.000 m3

son ya una realidad habiendo


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Figura 4. 23. Comparaciones de costes entre buques Metaneros(125.000 a 155.000 m3) y grandes Petroleros (VLCC).Fuente: LNG Shipping Solutions.

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Cuadro 4.6. Flota de Metaneros a finales de 2008

Capacidad en m3 Nº de buques

18.000÷25.000 * 6

25.000÷50.000 7

50.000÷90.000 18

90.000÷170.000 243

210.000÷216.000 20

263.000÷266.000 4

Total 298

* Utilizados en compañías gasistas de tamaño medioen Japón

Fuente: G.I.I.G.N.L. 2008

entrado en servicio en 2008un metanero de 263.000 m3 y3 buques de 266.000 m3 paraQatar Gas. Se utilizarán parti-cularmente para el trasporte agran distancia como, por ejem-plo, desde Nigeria a la costa delos Estados Unidos o desde elGolfo Pérsico a Japón y Europa,con distancias a cubrir entre5.000 y 7.000 millas.

Estas tendencias hacia mayores tamaños significan que los costes por metrocúbico disminuyen. Sin embargo, estos grandes buques requieren mayores ins-talaciones de almacenamiento, tanto en las terminales de carga como en las dedescarga, por lo que la reducción total en los costes unitarios para la cadenacompleta no resulta tan importante como la reducción de los costes de trans-porte considerada separadamente. Plantean también restricciones de calado enlos puertos en los que operan así como problemas de resistencia en los atraquespor sus grandes dimensiones y obligarán a una revisión de las normas de lasautoridades portuarias.

Los buques metaneros estándiseñados para transportar ydescargar GNL con una densi-dad máxima de 0,5 t/m3 (lamitad que la del agua), a unapresión ligeramente superior ala atmosférica (con válvulas deseguridad taradas a 250 mbarde sobrepresión) y a temperatu-ras en el entorno de los -163 ºC.

En la actualidad en las flotasde metaneros se utilizan trestipos de tanques, fruto de laevolución en el diseño haciaestándares modernos y segu-ros (figura 4.25):


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Figura 4.24. Número de buques en servicio entre 1964-2011.

Figura 4.25. Distribución de la Flota de Metaneros a finales de 2008.Fuente: G. I. I. G. N. L. 2008.

- Tanques de diseño Esférico (Moss).- Tanques de tipo Membrana (Gaz Transport y Technigaz, GTT).- Tanques de estructura Prismática (IHI).

El segundo representa el 60 % de los metaneros en operación y el 86 % de losque están en construcción.

En los metaneros de esferas los depósitos son autoportantes: no forman parte dela estructura del buque y no contribuyen por ello a su resistencia. La barrera pri-maria está formada por chapa de aluminio o aleación de acero al carbono al 9 %Ni. Disponen de una barrera secundaria incompleta bajo el depósito, en aleaciónde aluminio. Como aislamiento se utiliza P.V.C., poliuretano y fibra de vidrio.

Las esferas van apoyadas en un soporte cilíndrico continuo que se une a unapieza especial que se dispone en el ecuador de la esfera. A su vez el soporte sesuelda directamente al casco por su parte baja (figuras 4.26 y 4.27).

En los metaneros de tipo membrana, los depósitos están constituidos poruna pared delgada estanca (membrana), sostenida a través de un aislamiento


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Figura 4.26. Metanero de tanques esféricos tipo Moss Maritime. Cortesía de Kawasaki Building Corporation.

por la estructura del barco(figura 4.28). La membranaestá diseñada de forma quepermita absorber las dilata-ciones y contracciones térmi-cas, constituyendo una barre-ra primaria, completándosecon una barrera secundariacapaz de retener el GNL encaso de rotura por accidente.Existen dos tipos de membra-na: Technigaz (barrera prima-ria de acero inoxidable nerva-da con configuración ortogo-nal), y Gaz Transport (labarrera primaria es de aceroinvar 36 % Ní). La barrerasecundaria de contención estáformada por otra chapa deinvar, de 0,7 mm de espesor opor un material denominado“Triplex”, a base de fibra devidrio y papel de aluminio.

El tercer sistema de conten-ción se basa en tanques pris-máticos independientes, de-sarrollado por la compañíajaponesa Ishikawajima-HarimaHeavy Industries (IHI) a principio de la década de los ochenta. Aunque sucomercialización comenzó en 1982, los dos primeros buques con una capacidadde 87.500 m3 no se entregaron hasta 1993.

Por último, hay que indicar que están también en servicio metaneros de peque-ño volumen que realizan servicios de cabotaje en países como Japón, entre lasplantas de recepción, almacenamiento y regasificación y pequeñas terminales oplantas satélites situadas en la costa.

Una de las principales razones del rápido desarrollo del comercio internacio-nal de GNL es la reducción de costes alcanzada durante los últimos años.


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Figura 4.27. Diseño tipo Esferas MossFuente: Roger Flooks.

Figura 4. 28. Diseño tipo Membrana.

En el diseño de buques metaneros, las nuevas tecnologías han ayudado a lareducción de costes. Nuevos sistemas de propulsión con menores tamaños demáquinas, y más eficientes, que reducen los costes de combustible y permi-ten incrementar la capacidad de carga sustituyen en la actualidad a las anti-guas turbinas de vapor. A estas mejoras hay que añadir las producidas en laeficiencia de los tanques, con mayor vida operativa y mejoras en tecnologíasde seguridad, que en conjunto con la reducción de costes de combustible y lacompetencia en los astilleros coreanos y japoneses, han reducido en la últimadécada los costes sobre los máximos alcanzados años atrás. Sin embargo, elaumento en la demanda de estos buques está produciendo un incremento ensus precios que en la actualidad es del orden de 225 Millones de $ y superalos 275 Millones de $ para buques de tamaño superior a 200.000 m3

(figura 4.29).

Los armadores de los buques metaneros pueden ser grandes compañías delsector energético, productores de gas o empresas navieras independientes, queencargan la construcción del barco a un astillero especializado a través delcorrespondiente contrato de construcción. Las modalidades de fletamento sonsimilares a las de los buques petroleros.

El cuadro 4.7 recoge el cálculo del coste de transporte de GNL de Qatar aBarcelona.


200

Figura 4.29. Evolución de precios de metaneros (Cifras en millones de US$).Precios para Metaneros de nueva construcción (125.000 - 155.000 m3)

d) Plantas de RegasificaciónEl extremo final de la cadena de GNL lo constituyen las Plantas de recepción y

regasificación, en las cuales los elementos principales son los tanques de almace-namiento y los equipos de vaporización. Una planta de estas características tienecomo misión la recepción del gas natural licuado GNL, por medio de buquesmetaneros y su transformación a gas, después de su almacenamiento para inyec-tarlo en las redes de transporte. También puede enviarse en forma líquidamediante camiones cisternas a plantas satélites de GNL.

En la figura 4.30 se indican de forma esquemática los principales componentesde las instalaciones de una Planta de recepción, almacenamiento y regasificaciónde gas natural licuado.

Los tanques de almacenamiento, tienen una capacidad que ha ido evolucionandoparalelamente al crecimiento del comercio de GNL, pasando de 40.000/50.000 m3

de los primeros tanques a los 80.000/100.000 de los últimos años 80 y los150.000/180.000 que son normales en los proyectos actuales. En las terminales deregasificación de Japón, Corea y Taiwan hay ya construidos tanques de 200.000 m3

de capacidad.


201

Cuadro 4.7. Ejemplo de coste de transporte Qatar-Barcelona

Bases Viaje Completo Volumen entregado(Round trip)

Metanero de 150.000 m3

Alquiler diario 65.000 $/díaBoil-off diario 0,15% de la cargaTalón 2.000 m3

Coste del boil-off gas 5$/MMBtuBunker (fuel oil) 350$/ton 25 días 3.200.000 MMBtu

Concepto Coste total del viaje Coste en $/MMBtu

Flete del buque 1.700.000 $ 0,53

Boil-off 480.000 $ 0,15

Fuel oil 820.000 $ 0,25

Costes de puerto 210.000 $ 0,07

Total 3.210.000 $ 1,00 $/MMBTU

La tipología de los tanques dealmacenamiento en las termina-les de regasificación ha ido evo-lucionando con los avances tec-nológicos y por las mayores exi-gencias de seguridad y medio-ambientales de las distintasadministraciones. Contraria-mente a las plantas de licuacióndonde predominan los tanquesde contención simple o doble, alno haber en general restriccio-nes de espacio, en las plantas deregasificación predominan lostanques de contención total.

En la figura 4.31 se representaun corte esquemático de un tan-que aéreo de contención total.

En 1964 se construyó en Hackensack, New Jersey, un depósito de 48.000 m3 ensuelo helado que debió ser abandonado como consecuencia de fisuras apareci-das en la arcilla esquistosa. Otro depósito de 65.000 m3 construido en Hopkinton,


202

Figura 4.30. Componentes de una terminal de regasificación de GNL.

Figura 4.31. Tanque de almacenamiento de GNL aéreo de con-tención total.Fuente: Oliver Denoux.

Massachusetts, por la Tennessee Gas Company conoció una suerte parecida en1967 pues la tasa de evaporación era del orden de tres veces el valor inicialmen-te previsto.

Cinco depósitos en suelo helado estuvieron en servicio en la cadena realizadapor Camel: uno en Arzew (Argelia), de 38.000 m3, construido en la misma épocaque el de Hackensack, y cuatro en la terminal de Canvey Island, en la desembo-cadura del Támesis, de 45.000 m3 de capacidad unitaria, puestos en explotaciónen 1969. La naturaleza del suelo en la zona de Canvey Island, constituida princi-palmente por limos, gravas y arcilla, con una tasa de humedad superior al30 % se estimó como propicia para la puesta en obra de las técnicas de suelo hela-do, adoptadas para el almacenamiento de GNL.

No parece que la técnica de suelo helado haya resultado prometedora. Exigesuelos de calidad muy particular, sin afluencia de agua importante después dela congelación del suelo, y su construcción es relativamente costosa. Además, lastasas de evaporación se han revelado muy superiores a las esperadas: 0,5 a 1 %por día, es decir 10 veces las de los depósitos clásicos. Aunque dichas tasas no sealcanzan hasta pasado un período de tiempo –varios meses- desde la puesta enfrío del suelo, esta técnica requiere una inversión importante en frigorías en elarranque de la instalación.

Un elemento importante de las plantas de regasificación son los vaporiza-dores, en los que el gas vuelve a su estado normal mediante el aporte de calorpara ser inyectado en la red. El hecho de que la regasificación se haga a pre-sión es debido a que, para bombear un líquido, se necesita mucha menosenergía que para comprimir un gas, por lo que si se quiere obtener el gas a lasalida de la planta a una presión de transporte adecuada, 70 bar por ejemplo,es notablemente más económico bombear el líquido a esta presión y regasifi-car después.

Los tipos más normales de vaporizadores son los de tipo abierto, que utilizanagua de mar como fuente de calor y los de combustión sumergida, que utilizanla combustión de una parte del gas como fuente calorífica.

En los vaporizadores de agua de mar, el GNL es distribuido por un colectoren tubos verticales, embebidos en paneles a lo largo de los cuales circula elagua. El agua entra por la parte superior y el GNL por dentro de los tubos porla parte inferior. El agua se devuelve al mar. Normalmente se necesita clorar elagua de mar.


203

En los vaporizadores de combustión sumergida, se sumerge un haz tubularconteniendo el GNL en una cuba metálica o de hormigón, rellena de agua dulce.Se instala en el fondo de la cuba un quemador de combustión sumergida alimen-tado por gas y el aire comburente con cierta sobrepresión. El autoconsumo degas es del orden del 1,5 % ÷ 2 % respecto al gas emitido (figura 4.32).

En el proceso de regasificación del GNL no se produce ningún elemento con-taminante, retornando el agua salada al mar, convenientemente canalizada pormedio de tuberías de retorno, de forma que la única alteración es, que por efec-to del calor transmitido al GNL a través del intercambiador, la temperatura delagua de retorno es unos 3-4 ºC inferior a la de captación.

En esta última fase de la cadena de gas natural licuado pueden realizarsetambién economías interesantes, mediante la recuperación industrial del frío.En efecto, cada metro cúbico de GNL viene a contener unas 83.000 frigorías,para lo cual ha sido preciso emplear importantes cantidades de energía en lasplantas de licuación, energía que podría ser liberada de nuevo durante laregasificación.


204

Figura 4.32 Vaporizador de Combustión sumergida

Esta idea, que se ha manejado desde el comienzo de esta industria, ha tropeza-do hasta ahora, con el problema de comercializar la enorme cantidad de frío des-prendida y sobre todo, frío a muy baja temperatura, cuyas utilizaciones son másrestringidas. Las ideas más atractivas que se han sugerido hasta el momento parala utilización de esta energía incluyen la separación de ciertos constituyentes(etano, propano y butano), la licuación del aire para producir nitrógeno y oxíge-no líquidos y la producción de energía eléctrica por bombas de calor en cascada.

Otras posibilidades son también la potabilización de agua de mar, emplean-do esquemas de desalinización por congelación, la superconductividad y lacrioquímica.

También se puede utilizar el frío en la molienda criogénica, haciendo pasar elproducto a moler por túneles de vapores fríos que fragilizan el material y redu-cen la energía del proceso, o en la ultracongelación de alimentos.

El coste de inversión en las plantas de regasificación depende mucho de la capa-cidad instalada de almacenamiento y de las obras de infraestructura portuaria,pero puede estimarse en unos 800 a 1.000 millones de $ para una capacidad de10 bcm/año, representando el coste de los tanques del 30 al 50 % de la inversión total.

El coste de inversión puede reducirse notablemente, si se dispone de infraes-tructura portuaria adecuada en la zona de emplazamiento de la Terminal (diquede abrigo y calado suficiente).

La capacidad de almacenamiento se fija en función de la producción de lasplantas y el retraso que se pueda ocasionar en la llegada de los metaneros porcierres de puertos sobre la cadena prevista. Suele tomarse como regla el dispo-ner de una capacidad mínima de almacenamiento equivalente al doble delmayor buque que llegue a la planta.

En España, la capacidad de almacenamiento en tanques en las plantas de rega-sificación, a mediados de 2009 totalizaba 2,5 Mm3 de GNL, estando dicha capa-cidad en proceso de ampliación.

4.4.2 Transporte por gasoducto

El transporte por gasoducto permite llevar el gas natural desde el yacimiento alas redes de distribución y a través de estas hasta el consumidor final en estadogaseoso. El transporte de gas es considerablemente más caro que el de petróleo


205

o productos petrolíferos. Los gasoductos requieren costosas estaciones de com-presión y las tuberías deben soportar altas presiones (entre 60 y 120 bar).

Por otra parte, la demanda de gas es más estacional que la del petróleo, lo quehace difícil la plena utilización de la tubería. Finalmente, el contenido energéticodel gas por unidad de volumen es, aproximadamente la cuarta parte que el delpetróleo transportado.

En el cuadro 4.8 puede observarse el desarrollo en el tiempo de las redes de trans-porte de gas natural en el mundo que a fecha de hoy superan el millón de kilómetros.

Las canalizaciones actuales están constituidas normalmente por tubos de acero alcarbono de alto límite elástico, soldados unos a continuación de otros. Estos tubospueden ser fabricados sin soldadura, con soldadura longitudinal o helicoidal,dependiendo su espesor de la presión de servicio y del diámetro de la canalización.Para su protección contra la corrosión se les dota exteriormente de un revestimien-to a base de polietileno, que actúa de protección pasiva, y se instalan sistemas deprotección catódica, como protección activa inyectando corriente en la canalización,para restablecer el equilibrio electroquímico de la conducción, ya que una tuberíaenterrada en el suelo se comporta como un electrodo dentro de un electrolito.


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Cuadro 4.8 Evolución de las redes de transporte de gas natural en miles de km.

1970 1980 1990 2000

América del Norte 544 475 500 485

América Latina 13 21 35 44

Europa (excluida antigua URSS) 91 155 214 249

Antigua URSS 68 132 203 215

Africa 2 5 9 18

Oriente Medio 2 7 12 22

Asia-Pacífico 4 13 27 49

Total 724 808 1.000 1.082

Fuentes: Datos oficiales de ministerios, compañías gasistas, Eurogas, Naciones Unidas, OAPEC,CEDIGAZ y elaboración propia.

Aunque el gas salga del yacimiento a presiones que permiten recorrer una distan-cia mayor o menor sin recompresión (función del volumen de gas a transportar y deldiámetro elegido), ésta se impone a partir de una cierta distancia. Las canalizacionesde transporte suelen ser de diámetro uniforme en grandes tramos, salvo que hayaderivaciones con grandes salidas de gas, siendo la distancia entre estaciones de com-presión equidistante y las presiones de aspiración y de recompresión la misma paratodas las estaciones. La recompresión, aparte de ser necesaria para asegurar el trans-porte a grandes distancias, puede también utilizarse para incrementar el caudal deuna conducción con objeto de poder atender los consumos crecientes a lo largo deltiempo, ya que en lugar de construir una nueva conducción, puede ser más econó-mico, hasta un cierto límite, instalar estaciones intermedias de compresión.

Como unidades compresoras se utilizan normalmente compresores centrífu-gos accionados por turbinas de gas, que utilizan como combustible el propio gastransportado, si bien en los primeros desarrollos de las canalizaciones de trans-porte se utilizaban compresores de pistones (alternativos) con motor de gas poli-cilíndrico. Si se dispone de energía eléctrica barata se pueden utilizar motoreseléctricos como máquinas de accionamiento de los compresores.

A título de ejemplo puede considerarse el transporte de un volumen anual de 8 bcmo su equivalente en caudal horario de 1.000.000 m3/h para 8.000 horas de funciona-miento anual, por una tubería de 48” de diámetro (equivalentes a 1.200 mm) dispo-niendo de una presión en cabecera del gasoducto de 80 bar. En el transporte, laenergía de presión se transforma en energía cinética adquiriendo el gas velocidadesen la tubería que rondan los 10 m/s y reduciéndose la presión en función de la dis-tancia recorrida debido a las pérdidas por rozamiento en el interior de la tubería.

A partir de los 500/540 km esta presión descendería por debajo de los 50 bar, pre-sión que se considera mínima en el transporte a gran distancia, por debajo de la cualse encarece notablemente la compresión del gas al aumentar el ratio de compresión,por lo que sería necesario instalar una estación de compresión para volver a recupe-rar los 80 bar y asegurar así otros 500 km de distancia en el transporte (curva 1 de lafigura 4.33). Si se quisiera incrementar el caudal transportado a 1.750.000 m3/h (o suequivalente de 14 bcm/año) la pérdida de carga sería mayor, siendo necesario ins-talar la estación de compresión a partir de los 270 km (curva 2).

Caudales superiores obligarían a reducir la distancia entre estaciones de com-presión de manera que para un caudal del orden de los 2.200.000 m3/h esta dis-tancia se reduciría a los 180 km (curva 3). A partir de este punto si los volúmenesde gas a transportar fueran superiores habría que recurrir a duplicar los tramos


207

de tubería ya que los costes de transporte se incrementan de forma notable porlas inversiones en nuevas estaciones de compresión así como los mayores costesde energía consumida en la recompresión del gas.

Especial importancia han ido adquiriendo los gasoductos marinos, no sólopara el transporte de gas desde los yacimientos offshore hasta la costa, sino tam-bién para conexiones entre países separados por el mar.

En los gasoductos marinos, las tuberías se tienden sobre el fondo y solo se entie-rran en zonas especiales. Los tubos llevan un aislamiento exterior anticorrosivo y,en determinados casos se añade una camisa de hormigón, para facilitar su lastra-do y como protección mecánica en zonas de fuertes corrientes o de gran actividadde pesca. La elección del espesor de la pared no viene, en general, determinada porla presión interna. Son las tensiones generadas durante el tendido las que determi-nan este espesor, dependiendo dichas tensiones del sistema empleado.

Dentro de las realizaciones importantes en estos gasoductos, pueden destacar-se el gasoducto Zeepipe, de 40” de diámetro y 810 km de longitud que conectael yacimiento de gas de Sleipner en Noruega con Zeebrugge en Bélgica, el Norfra(Noruega-Francia) de 42” de diámetro y 840 km de longitud, puesto en servicio afinales de 1998 o el Interconnector, de 40” de diámetro y 238 km, que une el ReinoUnido con Bélgica y cuyo flujo es reversible. Asimismo, y por su gran profundidad,


208

Figura 4.33. Capacidades de transporte.

destaca el Blue Steam, que suministra gas desde Rusia a Turquía, cruzando elMar Negro con una profundidad máxima de 2.150 m, con dos tuberías de 24” dediámetro y 386 km de longitud.

También el Mediterráneo ha sido escenario de grandes realizaciones o proyectos,a partir del descubrimiento del gran yacimiento de gas de Hassi R’Mel en Argelia.En 1983 se puso en servicio el gasoducto que, partiendo de dicho yacimiento, atra-viesa Túnez, cruza el Canal de Sicilia, atraviesa Sicilia y tras cruzar el Estrecho deMessina, penetra en la Península Italiana. Agotada su capacidad de 18 bcm/año,se han construido otras 2 conducciones paralelas de 26”. El tramo del Canal deSicilia tiene una longitud de 160 km y una profundidad de hasta 600 m y el delEstrecho de Messina, 16 km de longitud y hasta 360 m de profundidad.

Otra gran realización ha sido el gasoducto Maghreb-Europa desde Hassi R’Mela la Península Ibérica, cuya longitud total es de 2.183 km, desglosados en 520 kmen Argelia, 540 km en Marruecos, 47 km en el Estrecho de Gibraltar, 526 km enEspaña y 503 km en Portugal. El Estrecho de Gibraltar se atraviesa en una zona enla que la profundidad máxima es de 400 m, habiéndose tendido 2 conduccionesparalelas de 22” de diámetro y 47 km de longitud. Este cruce se enfrentaba a seve-ras condiciones ambientales por las fuertes corrientes, flujos de agua en sentidosopuestos y un fondo difícil y accidentado en gran parte del trazado.

A principios de 2009 se terminaron los trabajos de tendido del gasoductoMedgaz que conecta directamente Argelia con España a través del tramo mari-no que parte de Beni Saf en la costa argelina y llega a la costa española, cerca deAlmería. La longitud del tramo marino es de 210 km y la profundidad máximade 2.165 m. La tubería tiene un diámetro exterior de 24” con espesor variable, enfunción de la profundidad. El diámetro interior mínimo es de 564 mm. La pre-sión del gas a la salida de la estación de compresión de Beni Saf es de 220 bar yla temperatura de 50 ºC. A la llegada a la costa de Almería, estos valores son de80 bar y 2 ºC. La capacidad de transporte es de 8 bcm/año.

Otro gasoducto de reciente construcción es el que conecta la Península Ibérica conlas Islas Baleares. Se inicia en Denia hasta Sant Antoni en Ibiza y desde allí continúahasta Mallorca. Este nuevo gasoducto de Enagás, sirve para abastecer de gas natu-ral al archipiélago Balear y tiene una longitud de 270 km, alcanzando una profun-didad máxima de 995 m en el tramo entre la Península e Ibiza y de 720 m de pro-fundidad máxima entre esta isla y la de Mallorca. La puesta en marcha de este gaso-ducto se ha realizado en el segundo semestre de 2009 y la inversión total realizadafue de 500 millones de Euros e incluye la estación de compresión de Denia


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de 14,7 MW de potencia, para comprimir el gas hasta 220 bar y transportarlo hastaMallorca. El diámetro de este gasoducto es de 20”. El espesor mínimo es de 16,2 mmy el máximo es de 18,6 mm. En cuanto al peso total de la tubería submarina, inclu-yendo el revestimiento de hormigón que la protege, es de 112.000 toneladas.

La figura 4.34 muestra la Red Básica de gas natural en España, con una red degasoductos que supera en la actualidad los 8.500 km y que está previsto alcance los13.800 km en el horizonte de 2016. La red de transporte se complementa con un par-que de estaciones de compresión instaladas en los principales ejes de transporte conuna potencia instalada de 0,8 GW que alcanzará los 1,2 GW en el año 2016.


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Figura 4.34. Red Básica de gas natural en España.

Las conexiones por gasoductos internacionales entre España y Francia, se rea-lizan actualmente a través de Larrau (Navarra) y Biriatou, en las proximidadesde Irún, y sus capacidades de transporte deben ser aumentadas a futuro, paramejorar la seguridad de suministro y la cobertura de la demanda punta enambos países (ver cuadro 4.9).

Además, aumentaría la seguridad y la diversificación del suministro al mercadoeuropeo con el desarrollo de corredores energéticos entre el norte de África y otrosorígenes vía GNL, con el centro de Europa a través de España (Figura 4.35). Españase beneficiaría también de su posición estratégica con la construcción del gasoduc-to NIGAL que con un recorrido de más de 4.550 km a través del Sahara (1.300 kmen Nigeria, 750 km en Niger y 2.500 km en Argelia) y un diámetro de 56”, uniría losyacimientos de gas natural de Nigeria con las infraestructuras de transporte argeli-nas para su exportación posterior a los mercados del centro Europeo.

A mediados de 2009 se firmó un acuerdo entre cinco países: Turquía, Bulgaria,Rumanía, Hungría y Austria, con el apoyo de la Unión Europea, para la cons-trucción del gasoducto Nabucco, con el que Europa espera reducir la dependen-cia energética de Rusia. Tendrá una capacidad de 31 bcm/año a partir de 2014,año en el que tiene prevista su entrada en operación, y una longitud de 3.300 km


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Cuadro 4.9. Conexiones por gasoductos internacionales entre España y Francia.

Interconexión España-Francia Francia-España

Biriatou Actual 0,2 bcm 0,3 bcmProyectado 1 bcm 1,7 bcm

Larrau Actual - 2,6 bcm2013 5,2 bcm 5,2 bcm

Midcat Actual - -2015 7,2 bcm 5,6 bcm

Total Actual 0,2 bcm 2,9 bcmPrevisto (*) 13,5 bcm 12,5 bcm

(*) Una vez se hayan puesto en funcionamiento los proyectos incluidos en el plan de infraestructu-ras español y en fase de estudio o pendientes de decisión, en el lado francés

con una inversión estimada de 8.000 millones de euros. Los países de origen delgas a transportar hasta Austria, serían: Turkmenistán, Azerbaiyán y Kazajistán,aunque no se descarta que otros países como Irán, Rusia, Iraq, Siria, Egipto yQatar, también puedan suministrar gas a este nuevo gasoducto.

Como alternativa al gasoducto Nabucco, se contempla el proyecto del gasoduc-to South Stream, que está previsto que transporte 30 bcm/año de gas natural apartir de 2015 desde el sur de Rusia, a través del Mar Negro, hasta Bulgaria yestá valorado en 10.000 millones de euros.

En la zona norte de Europa otro nuevo gasoducto importante es el NordStream que, partiendo cerca de San Petersburgo, conectará directamente Rusiacon Alemania a través del Mar Báltico sin cruzar terceros países, lo que permi-tirá dar más seguridad de suministro al mercado alemán. Su capacidad alcan-zará los 55 bcm/año a partir de 2012 y su longitud totalizará 1.220 km (dostuberías submarinas en paralelo de 48” de diámetro), con una inversión estima-da de 7.400 millones de euros.

En la figura 4.36 se muestra el mapa con las infraestructuras de transporte de gasnatural en operación en Europa, así como los proyectos en estudio o en construc-ción para reforzar el abastecimiento futuro a los principales países consumidores.


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Figura 4.35. Seguridad y diversidad del suministro del mercado europeo.

4.4.3 Comparación del costede transporte por gasoductoy cadena de GNL

La figura 4.37 refleja la compa-ración del coste de transportedel gas natural por tubería y enforma de GNL, en función de ladistancia. Las líneas de mayorpendiente corresponden al costede transporte en gasoductossubmarinos y terrestres; la demenor pendiente representa laevolución del coste según la


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Figura 4.36. Red Europea de Gasoductos de Transporte.Fuente: Eurogas

Figura 4.37. Competencia Gasoducto / Cadena de GNL para10 bcm/año de capacidad.Fuentes: IGT, ENI, Total, ENAGAS y elaboración propia.

distancia cuando se transporta en forma de GNL y puede variar en función deltamaño del buque metanero.

También se compara con la cadena del GTL, observándose que la inversión ini-cial es más alta pero que el transporte del GTL es más fácil y, consecuentemen-te, la pendiente del coste de su transporte marítimo es menor.

El alejamiento creciente entre la producción de gas y el consumo, harán que laparticipación del GNL en el aprovisionamiento de gas, sea cada vez mayor. Enconcreto, el agotamiento de las reservas de gas en el Mar del Norte, propiciaráque en 2030 el GNL represente en la Unión Europea más del 30 % del suminis-tro, frente al 9 % actual. España importa actualmente el 46 % del GNL importa-do en la Unión Europea.

El hecho de que en nuestropaís haya 6 plantas de regasifi-cación en operación (frente a 9en el resto de Europa), propor-ciona a nuestro país una granflexibilidad y seguridad desuministro.

En la figura 4.38 se muestranlos costes de transporte de losaprovisionamientos actuales yfuturos de gas natural para lazona sur de Europa, y la estra-tégica situación de Españapara los aprovisionamientosvía gasoducto desde los paísesdel norte de África.

4.4.4 Las redes de distribución

El suministro de gas a los consumidores finales, ya sean estos industriales o domes-tico-comerciales, requiere un proceso de adecuación de las condiciones del transpor-te que se realiza normalmente a presiones elevadas, por encima de los 60/70 bar.

En las proximidades de las zonas consumidoras como polígonos industriales ozonas semiurbanas se procede a una reducción de la presión de transporte a la de


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Figura 4.38. Coste de aprovisionamiento de gas natural para elsur de Europa.Fuente: Analysis of future gas supply sources and costs for Europe.OME 2005.

utilización final mediante escalones sucesivos de regulación. Este proceso se rea-liza en instalaciones especiales conocidas como estaciones de regulación y medi-da. Estos escalones suelen estar normalizados para su adecuación tanto al usofinal del gas en función de los aparatos y equipos en los que el gas es consumido,como a los distintos materiales utilizados en la construcción de las redes de dis-tribución. Escalones típicos de presión suelen fijarse en los 16 y 4 bar para pasara la redes de media y baja presión que operan a presiones por debajo de 0,5 bar.

Aparte de los grandes consumidores industriales que pueden ser clientes direc-tos de la red de transporte, los pequeños clientes comerciales y domésticos, e inclu-so pequeñas industrias, quedan englobados en las redes de distribución públicaque reciben el gas de la red de transporte y lo distribuyen después a los pequeñosconsumidores localizados en las aglomeraciones urbanas y polígonos industriales.

En la distribución urbana, el principal problema técnico planteado es el demantener una presión constante en todos los puntos de la red, ya que los apara-tos utilizadores están reglados para quemar un gas de unas características deter-minadas a una presión predeterminada, que viene a ser del orden de 20 mbar enlas redes europeas. Para el mantenimiento de una presión constante en la red dedistribución propiamente dicha y que funciona a “baja presión”, uno de los pro-cedimientos empleados es el de superponer a ésta red otra de “media presión”que alimenta a la de baja en varios puntos, con lo que se atenúa notablemente elefecto de la pérdida de carga a través de las canalizaciones.

Otro procedimiento que puede emplearse también para el mantenimiento de unapresión constante en los aparatos utilizadores, consiste en alimentar la red de distri-bución a alta presión y colocar reguladores o reductores de presión por bloques deviviendas o por inmueble, que proporcionan la presión adecuada. Este procedimien-to tiene el inconveniente de que los reductores de presión suponen una inversiónadicional importante; sin embargo, la elevación de la presión permite una reduccióndel diámetro de las canalizaciones y por tanto de las inversiones a realizar por abo-nado. En distribución, como anteriormente se indicaba, el límite se establece en unos4 bar, ya que a partir de esta presión hay que utilizar tuberías de acero en lugar delas de fundición utilizadas antiguamente o el polietileno utilizado en la actualidad.

Un aspecto a destacar en las redes de distribución de gas natural lo constituyóel problema de la conversión. Cuando el gas natural hizo su aparición en Europaen los años 50, un gran número de ciudades, e incluso regiones enteras contabancon redes de distribución de gas manufacturado, bien a partir de hulla o bien apartir de naftas, y ante la llegada del nuevo combustible tuvieron que acometer


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un proceso de readaptación de la actividad. Este proceso de conversión requirióel cambio o la adaptación de todos los aparatos utilizadores, ya que, aparte delas diferencias de poder calorífico, las características de combustión del gas natu-ral eran muy diferentes de las de los gases manufacturados.

Fue necesario asimismo la construcción de nuevas redes de distribución ya queel gas natural, al contrario del gas ciudad, es un gas seco, que al introducirse enlas viejas conducciones de gas ciudad, construidas de fundición con juntas deestopa que por la humedad del gas ciudad se mantenían hinchadas asegurandola estanqueidad, provocaba el secado de las juntas, con las correspondientes fil-traciones o fugas de gas, que si se acumulaban en galerías de servicios o en otrosrecintos confinados podían constituir un serio riesgo de explosión.

Las redes de distribución de gas natural han evolucionado de la forma indica-da en el cuadro 4.10.

4.5 Almacenamientos Subterráneos

La demanda de gas natural es estacional. Es típico que se utilice más gas en losmeses fríos que en los cálidos, si bien el consumo de gas en generación eléctricahace que la demanda aumente nuevamente durante los meses de calor por el usode los equipos de aire acondicionado.


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Cuadro 4.10 Evolución de las redes de distribución de gas natural en miles de Km.

1970 1980 1990 2000

América del Norte 1.013 1.215 1.516 1.777

América Latina 12 26 59 124

Europa (excluida antigua URSS) 373 602 921 1.407

Antigua URSS 63 136 290 647

Africa 2 6 18 36

Oriente Medio 1 2 29 71

Asia-Pacífico 11 190 292 379

Total 1.475 2.177 3.125 4.441

Los proveedores de gas suelen suscribir contratos de aprovisionamiento “decompra firme” con las compañías de exploración y producción. Estos contratosa largo plazo requieren que los compradores paguen un volumen de gas conve-nido, exista o no demanda. En momentos de gran demanda, los proveedores degas acuden a los mercados de disponibilidad inmediata pero, tan pronto estadecae, pueden optar por almacenar el gas en lugar de venderlo a un precio bajo.

El almacenamiento subterráneo de gas natural constituye una forma importan-te de manejar la fluctuación de los precios y de la demanda. Muchas instalacionesde almacenamiento son operadas sobre una base mercantil por compañías inde-pendientes cuyo negocio es la prestación de servicio de almacenamiento de gas.

El primer almacenamiento de gas natural operado con éxito fue inauguradoen el Condado de Welland, Ontario, Canadá, en el año 1915, donde se reacon-dicionaron algunos pozos para esta función en un campo de gas parcialmenteagotado. Se inyectó gas en el almacén para ser extraído en el invierno siguien-te. En 1916, el yacimiento de Zoar, cerca de Bufalo, Nueva York, fue reconverti-do en almacenamiento por la Iroquois Gas Company representando el primerproyecto de almacenamiento subterráneo de gas de los Estados Unidos y queaún hoy sigue en funcionamiento. La forma de operar estos proyectos consistíaen inyectar gas producido en otras partes en los yacimientos de hidrocarburosagotados durante el verano y luego extraerlo para su utilización en invierno.También en 1916, la Deutsche Erdoel AG recibió una patente alemana por elmétodo de disolución local de cavidades de sal para almacenar crudo y destila-dos. En 1919 la Central Kentucky Gas Company repitió esta operación en elcampo agotado de Menifee (Kentucky) y en los años treinta existían ya nuevealmacenamientos subterráneos en los Estados Unidos con una capacidad totalde 0,5 bcm (500 millones de m3 de gas).

En las décadas siguientes, se registraron pocos avances en la tecnología dealmacenamiento de gas, pero la actividad se reanudó en Estados Unidos con lasprimeras pruebas para el almacenamiento de gas en acuíferos, en zonas dondeno existían campos de hidrocarburos. El primer almacenamiento subterráneo degas en acuíferos data de 1946 y se construyó en Kentucky. En 1950 se almacena-ron por primera vez líquidos de gas natural por el método de disolución local deuna cavidad de sal en el yacimiento de Keystone, Texas, y en 1961 se utilizó porprimera vez una caverna en sal estratificada en Marysville, Michigan, para alma-cenar gas natural. Otras instalaciones de este tipo se construyeron en Melville,Saskatchewan (Canadá) y Abovian (Armenia) en 1964 y en Tersanne (Francia),1968 y Kiel (Alemania) en 1969.


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Durante el año 1970, se inauguró en Eminence, Mississippi, la primera instala-ción en una caverna lixiviada en domo salino. Este sistema fue creado para reem-plazar la producción del Golfo de Méjico, que debía interrumpirse cuandocomenzaba la temporada de huracanes y tormentas tropicales. Todas estascavernas se diseñaron para pequeños volúmenes (30.000-100.000 m3). En la déca-da de los años ochenta se construyeron cavernas con volúmenes entre 300.000 y600.000 m3 en Francia y Alemania, y en los años noventa se superó en EstadosUnidos el millón de metros cúbicos de volumen.

En la actualidad existen más de 550 instalaciones de almacenamiento subterrá-neo de gas en todo el mundo, de las cuales aproximadamente dos tercios seencuentran en Norteamérica y la mayoría del resto en Europa. Gran parte delalmacenamiento se realiza en estructuras de rocas porosas (yacimientos de petró-leo y gas agotados que han sido convertidos a sistemas de almacenamiento de gas,o bien en acuíferos), aunque existen también instalaciones de tipo caverna. EnEuropa, gracias a la abundancia de depósitos salinos naturales y a una historiaimportante en materia de explotación de minas de sal, han proliferado las instala-ciones de tipo caverna. Las cavernas de sal también se utilizan en Estados Unidos,especialmente cerca del Golfo de México. Las instalaciones de almacenamiento enminas abandonadas o en cavernas excavadas en roca son menos comunes.

En España los almacena-mientos subterráneos existen-tes corresponden a yacimien-tos agotados de gas natural(yacimientos Aurín y Jaca en lacomarca de Serrablo, provin-cia de Huesca, y el yacimientooffshore de Gaviota (figura 4.39)en la costa de Bermeo), y totali-zan un volumen de gas útil de2,1 bcm, que apenas cubriría20 días de la demanda de gasen 2008.

Se consideran prioritarias las inversiones necesarias para incrementar la capa-cidad de los almacenamientos subterráneos de gas natural, ya que son funda-mentales para garantizar la seguridad de suministro y la cobertura de la deman-da punta. La Planificación de los sectores de la Electricidad y Gas 2008-2016incluye seis almacenamientos subterráneos en la categoría “A Urgente”:


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Figura 4.39. Almacenamiento Subterráneo de Gaviota: InstalacionesFuente: Repsol

- Yela (Guadalajara)- Castor (Castellón )*- Poseidón (Cádiz)*- Marismas-fase I (Sevilla-Huelva)- Marismas-fase II (Sevilla-Huelva)- Ampliación de Gaviota (Vizcaya)*

* Almacenamientos Subterráneos offshore

El almacenamiento de Reus(Tarragona) queda con categoría By aparecen nuevos emplazamien-tos en estudio: Las Barreras y ElRuedo en Sevilla, Dorada (offshore)en Tarragona y Minas de sal de Car-dona. El objetivo es incrementar el volumen útil actual de 2,1 bcm a más de 5,5 bcmen el 2016. En el cuadro 4.11 se resumen los principales parámetros de los alma-cenamientos subterráneos actuales y futuros en España.


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Figura 4.40. Proyecto Castor* - Esquema general de instalaciones

* Yacimiento de petróleo agotado (antiguo campo Amposta)explotado por la compañía Shell en los años 1970/1980.Fuente: Escal UGS

Cuadro 4.11

Capacidad CapacidadAlmacenamientos de Almacenamiento de Vehiculación

Mm3(n) Mm3(n)/día

Gas Gas Gas Inyección ExtracciónColchón Útil (*) Total

Serrablo (Aurín y Jaca) 1 280 820 1.100 3,8 6,8

Gaviota 1 1.135 1.346 2.481 4,5 5,7

Yela 2 900 1.050 1.950 10 15

Castor 2 600 1.300 1.900 8 25

Total 3 2.915 4.516 7.431 26,3 52,5

Fuente: Enagás, Escal UGS, Secretaría General de Energía-MITYC

(*) Incluye el gas colchón extraíble con medios mecánicos (1/3 del gas colchón total)1 Capacidad actual2 En proyecto3 No incluye otros AA.SS. previstos en la planificación que aportarían un volumen de gas útil

adicional estimado en 1 bcm.

4.5.1 Características generales

Un almacenamiento subterráneo de gas natural es, en síntesis, un yacimientoartificial de hidrocarburos. Esto se consigue bien rellenando mediante inyecciónun yacimiento ya explotado, o bien reproduciendo las condiciones naturales deun yacimiento en formaciones adecuadas del terreno. Para ello será necesarioencontrar una formación porosa y permeable, y una estructura estanca que con-tenga el gas una vez inyectado, desplazando el agua de formación o rellenandola cavidad excavada en el caso de cavernas de sal.

La caracterización de un almacenamiento subterráneo se hace en base a unaserie de medidas volumétricas utilizadas para cuantificar la capacidad y lascondiciones de operación del mismo. Para algunas de estas medidas, es muyimportante distinguir entre las características de una instalación en si misma,como su capacidad, y las características del gas en la instalación como porejemplo el nivel de existencias en un momento determinado. Estos parámetroso medidas son las siguientes:

w La capacidad total de gas, es decir el volumen máximo de gas que puede seralmacenado, por diseño, en una instalación de almacenamiento subterráneoy que se determina por las características físicas del almacén y los equiposinstalados en superficie.

w El gas total almacenado, que es el volumen de gas que existe en el almacénen un momento determinado.

w El gas de base o gas colchón, que es el volumen de gas inmovilizado perma-nentemente en el almacén, necesario para mantener unas condiciones depresión y capacidad de emisión o extracción (entregabilidad) adecuadasdurante la temporada de alta demanda. En circunstancias excepcionalesuna parte de este gas también puede ser extraído.

w Gas de trabajo o gas útil, que es la diferencia entre el gas total almacenadoy el gas colchón. El volumen de gas que supera el nivel del gas colchón esel gas disponible para el mercado.

w Capacidad de extracción, o entregabilidad es la cantidad de gas que puedeser retirado de un almacenamiento en un periodo de tiempo determinado,expresado generalmente en Mm3/día o m3/h. Ocasionalmente la capacidad


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de extracción puede expresarse en términos de poder calorífico contenidoen el gas extraído. La entregabilidad de un almacenamiento determinadoes variable y depende de factores tales como el volumen de gas en unmomento particular, la presión en el almacén, la capacidad de compresióndisponible en el almacén, la configuración y capacidad de las instalacionesde superficie asociadas con el almacenamiento y otros factores. En generalla entregabilidad varía directamente con el total de gas almacenado y esmás alta cuanto mayor es el llenado del almacén y declina con la extraccióndel gas.

w Capacidad de inyección, es el complemento de la capacidad de extracción yes la cantidad de gas que puede inyectarse en el almacenamiento en basesdiarias. Suele expresarse en Mm3/día y al igual que la capacidad de extrac-ción es también variable y depende de los mismos factores (presión, gradode llenado, etc.) y obviamente varía de forma inversa en relación con elgrado de llenado, siendo más baja cuando el almacén esta más lleno yaumenta cuando el gas de trabajo disminuye.

Todas estas características no son fijas y pueden modificarse actuando sobredeterminados parámetros operativos, principalmente la presión.

4.5.2 Usos de un almacenamiento subterráneo

En su concepción inicial los almacenamientos subterráneos se diseñaronpara cubrir las variaciones estacionales de la demanda, funcionando paracubrir picos de demanda (extracción) en invierno o almacenar gas en vallesde consumo en verano, y esto durante periodos largos. En la actualidad apa-rece un nuevo concepto de estacionalidad de más corta duración o picos cor-tos, como puede ser la variación día-noche, jornada laborable-fin de semanao festivo, etc., que condiciona el diseño de los almacenamientos subterráneoscon una tendencia a menores capacidades y mayor capacidad de extracciónen punta.

En la industria del gas natural un parámetro importante es la “punta dedemanda del día más frío del año”, ya que condiciona el dimensionamiento delas redes de distribución. En algunos países, y en función de la configuracióndel sistema de aprovisionamiento y transporte de gas, los almacenamientossubterráneos pueden llegar a proporcionar en las puntas de consumo más del50 % de la demanda.


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Otro uso que ha ido adquiriendo cada vez más importancia es la utilizaciónde los almacenamientos subterráneos como almacenamientos estratégicos,jugando un papel crucial para eliminar o al menos minimizar en la medida delo posible el riesgo asociado a la interrupción de una fuente de aprovisiona-miento de gas al sistema gasista de un país, bien sea por problemas técnicos,restricciones de utilización en el propio sistema o por la interrupción del abas-tecimiento en origen.

Por otro lado, los almacenamientos subterráneos permiten a las compañíastransportadoras y comercializadoras de gas operar sus redes de manera más efi-ciente a lo largo del año, proporcionando un mayor factor de carga, y reducien-do así el coste final de distribución del gas. Asimismo son útiles para realizarajustes plurianuales en los contratos de aprovisionamiento de gas.

Además de los usos antes descritos que podrían considerarse como tradiciona-les, los almacenamientos subterráneos de gas están siendo utilizados en algunospaíses como Estados Unidos con fines comerciales permitiendo arbitrar preciosentre los periodos de abundancia y escasez de gas. El uso de los almacenamien-tos con estos fines produce unos beneficios considerables a las compañías opera-doras, al aprovechar los periodos de alta y baja demanda y la fluctuación asocia-da de los precios del gas que estos generan.

4.5.3 Sistemas de almacenamientos subterráneos de gas

Como hemos indicando anteriormente, los almacenamientos subterráneospueden construirse en formaciones salinas, en rocas porosas y en minas abando-nadas. Los sistemas de rocas porosas pueden ser a su vez yacimientos de hidro-carburos agotados o bien acuíferos (figura 4.41). Las principales diferencias entrelos distintos sistemas de almacenamiento se encuentran en sus capacidades dealmacenamiento y en sus capacidades de extracción.

El mejor método de almacenamiento de gas para responder al incremento dela demanda en invierno es el almacenamiento en formaciones de rocas porosas.La forma más económica es el aprovechamiento de yacimientos agotados dehidrocarburos, aunque en ausencia de estos, se utilizan acuíferos y cavidadesgeneradas en domos salinos, así como minas abandonadas, aunque estas en unnúmero menor. Cada proyecto de almacenamiento requiere un estudio decaracterización petrofísica y mecánica de la ubicación propuesta en el subsuelo,para asegurar que las propiedades de la formación sean aptas para el almacena-miento de gas a largo plazo. Las formaciones salinas se evalúan en relación con


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la resistencia de la roca y elvolumen de la misma. Las for-maciones de rocas porosas seevalúan respecto del cierreestructural, los sellos, y con res-pecto a la porosidad y permea-bilidad para sustentar altosregímenes de productividad.

Las técnicas de construcciónaplicadas a los pozos para elalmacenamiento de gas, debengarantizar que los pozos tole-ren altas presiones de inyec-ción, altos regímenes de producción y frecuentes alternancias cíclicas: inyec-ción-extracción. Los pozos para el almacenamiento de gas tienen una vida útilprolongada de 80 años o más.

a) Almacenamiento en yacimientos agotadosLa utilización de yacimientos de hidrocarburos total o parcialmente agotados

es la forma de almacenamiento subterráneo de gas natural más antigua y másextendida. Los pozos agotados de gas natural se utilizan con más frecuenciaque los del petróleo, ya que los primeros presentan una mayor similitud conlas condiciones de operación de almacenamientos, si bien en ambos casos estáprobada la capacidad de almacenar el gas a presiones próximas a las origina-les del yacimiento al disponer la estructura subterránea de una roca almacénformada por roca porosa y permeable, una roca cobertera no permeable y deuna zona de sello que asegura la estanqueidad. En algunos casos puede sernecesario recurrir a la utilización de pozos horizontales y/o técnicas de estimu-lación del almacén para mejorar la capacidad de extracción, la extensión delyacimiento y la potencia de la capa productiva.

Este tipo de almacenamientos presenta una serie de ventajas sobre los otros sis-temas, ya que los principales parámetros del almacén son conocidos al disponerde datos sobre el volumen y presión inicial, historia del comportamiento delalmacén durante la producción, rendimiento de los distintos pozos, temperatu-ra del almacén, porosidad, permeabilidad, fluencia de agua, extensión de lacobertera, etc. Además la utilización de yacimientos ya desarrollados permite eluso de parte de las instalaciones de superficie instaladas durante el periodo deproducción, reduciendo la inversión y facilitando la operación y mantenimiento.


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Figura 4.41. Tipos de almacenamiento subterráneos.Fuente: PB –KBB Inc.

No obstante es necesario proceder a una campaña de investigación sobre losparámetros de operación y la capacidad final del almacenamiento, para determi-nar la viabilidad técnico-económica final del mismo, ya que probablemente lascondiciones durante la fase de operación del almacenamiento no tienen por queser las iniciales del yacimiento. En particular se debe investigar la estanqueidadde la cobertera y su continuidad, dado que tanto las presiones como los volúme-nes podrían exceder los originales.

En el caso de yacimientos de gas parcialmente agotados, la presencia de gasresidual puede suponer un ahorro considerable en gas colchón. En general y afin de mantener la presión en yacimientos agotados, un 50 % del gas natural enla formación debe mantenerse como colchón de gas durante su explotación, loque representa una relación gas de trabajo/gas colchón 1:1.

En cuanto a los yacimientos agotados de petróleo será también necesario estu-diar el comportamiento del gas inyectado con los fluidos residuales en el alma-cén. Por lo general este tipo de almacenamientos requiere una fase de investiga-ción más corta al ser el riesgo geológico más bajo por el alto grado de conoci-miento de estas estructuras.

En lo que se refiere al número de ciclos de inyección/extracción, es decir lasveces que el volumen de gas de trabajo se inyecta y extrae por año, este suele serbajo, y aunque la capacidad diaria de extracción depende de las característicasfísicas del almacén, como porosidad y permeabilidad, generalmente se diseñanpara cubrir un ciclo anual.

Los almacenamientos en yacimientos agotados son especialmente apropiadospara cubrir demandas estacionales y como almacenamientos estratégicos por sualta capacidad de almacenamiento.

b) Almacenamientos en acuíferosEl segundo tipo de almacenamiento más utilizado, lo constituyen los acuíferos

subterráneos que son formaciones porosas y permeables que actúan como depó-sitos naturales de agua. Su utilización como almacenamientos subterráneos degas consiste en utilizar el acuífero que presente una estructural anticlinal cerra-da, para inyectar una “burbuja” de gas en su parte superior, desplazando el aguade la formación. (figura 4.42)

Las dificultades para desarrollar un almacenamiento de gas en acuífero sonconsiderablemente mayores en comparación con la de un yacimiento de gas


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agotado, por lo que se recurrea su utilización solo en ausen-cia de yacimientos agotados.Los parámetros de la forma-ción que quiere utilizarse comoalmacén (porosidad, permeabi-lidad, heterogeneidad, aniso-tropía, transmisividad, etc.),los de la estructura (tipo, exten-sión, cierre), y los de la cobertera(presión umbral de desplaza-miento, estanqueidad) son ini-cialmente desconocidos y re-quieren una considerable inversión y tiempo para comprobar su idoneidad. Enconsecuencia es necesario realizar reconocimientos de la geometría de laestructura mediante sísmica y sondeos, junto con un estudio detallado de laspropiedades de la cobertera y el almacén, tanto en condiciones estáticas comodinámicas. El plazo estimado para todo el proceso de investigación y reconoci-miento suele superar los cinco años de media, casi el doble que el que se nece-sita para los yacimientos agotados. Por último decir que la capacidad final delalmacenamiento no se conoce hasta que se realizan los primeros ciclos de lle-nado y extracción, ya en fase de operación lo que representa un riesgo añadi-do para rentabilizar las inversiones necesarias.

En general se operan como los almacenamientos en yacimientos agotadoscon un solo ciclo anual (llenado en verano y vaciado en invierno). La puestaen operación de este tipo de almacenamientos es más costosa y larga que enel caso de yacimientos agotados. Como dificultad añadida está la de no dis-poner de instalaciones previas, por lo que es necesario construir íntegramen-te la planta de superficie, las instalaciones de compresión y perforar pozos deinyección /extracción así como pozos de observación, lo que representa ele-vadas inversiones de primer establecimiento. Por lo general se desarrollan yoperan mediante pozos verticales, si bien en ocasiones es necesaria la perfo-ración de pozos periféricos para controlar el desplazamiento de la burbuja degas al no asegurar las estructuras en acuífero el 100 % de la retención del gas.

La ausencia de gas original del yacimiento hace que la cantidad de gas colchónnecesario para operar el almacén sea mayor que en el caso de los almacenamien-tos en yacimientos agotados, llegando a ser el volumen inmovilizado de hasta el60-70 % del volumen total.


225

Figura 4.42

La proporción gas de trabajo/gas colchón oscila entre 0,5-1:1. Al final de lavida útil del almacenamiento la mayor parte del gas colchón es irrecuperable,razón por la que este tipo de almacenamientos se construyeron en épocas deprecios bajos del gas natural. Este tipo de almacenamientos está encontrandoun rechazo cada vez mayor por razones de tipo medioambiental y las mayoresexigencias en la restrictiva legislación de protección del medioambiente enmuchos países.

c) Almacenamientos en formaciones de salEl tercer tipo de almacenamiento lo constituyen las formaciones salinas subte-

rráneas con un concepto de almacén completamente diferente de los anteriores.Básicamente consiste en crear una caverna en una formación salina potente ycompacta y utilizar el hueco útil para rellenarlo con gas natural. Dos son los tiposde formaciones salinas utilizadas: los domos y las capas de sales estratificadas degran espesor.

La caverna se crea mediante un proceso de disolución de grandes masas de salconocido como lixiviación. Una vez localizada la formación salina considerada aptapara la creación del almacenamiento se perfora un pozo que alcanzará la profundi-dad de la parte inferior de la caverna, para posteriormente comenzar a circular aguadulce con el fin de disolver la sal.

La salmuera generada se circula hasta la superficie donde es almacenada enbalsas de retención o bien se evacua hacía el mar a través de un salmueroductosiempre que la distancia a la costa lo permita. La homogeneidad de los estratosde sal y la presencia o ausencia de insolubles en ellos condicionan la forma ytamaño finales de la caverna (figura 4.43).

Este tipo de almacenamiento presenta varias e importantes ventajas en rela-ción con las otras modalidades descritas anteriormente, siendo la principal latotal estanqueidad e impermeabilidad del almacén, por la propia naturaleza delmismo. Además, al no encontrarse el gas almacenado confinado en rocas poro-sas la capacidad de extracción es muy grande (se podría hablar de permeabili-dad infinita) permitiendo atender elevadas puntas de demanda y su utilizaciónen situaciones de emergencia, permite una respuesta casi inmediata con tiem-pos estimados de comienzo de la extracción de una hora. Por otro lado este tipode almacenamientos es el que requiere un menor porcentaje de gas colchón conrelación al gas de trabajo, siendo el gas colchón únicamente el necesario paraevitar la convergencia de las paredes de la caverna debido a la profundidad yque puede estimarse en alrededor de un tercio.


226

El tiempo de construcción deeste tipo de almacenamientos esrelativamente bajo, del orden de18 a 24 meses, una vez obtenidoslos permisos medioambientales,siendo su principal inconvenien-te el menor volumen de gasalmacenado. Además de su limi-tada capacidad de almacena-miento, otro inconveniente es laelevada inversión de las instala-ciones de superficie, y en concre-to la unidad de lixiviación, juntocon los grandes volúmenes deagua dulce necesarios para lageneración de la caverna (10 m3

de agua dulce por metro cúbicode sal disuelta).

d) Almacenamiento en minasabandonadas

Por último, se utilizan tambiénminas abandonadas como almace-namientos subterráneos de gas natural, si bien son menos habituales por la difi-cultad que entraña su construcción. Para este tipo de usos son especialmentefavorables las minas abandonadas de sal, pues la cavidad esta disponible y laestanqueidad de la formación esta asegurada. La conversión de una mina aban-donada en almacenamiento requiere la construcción de diques y tapones hermé-ticos para sellar galerías y pozos, lo que implica dos problemas fundamentales:el primero, la estabilidad mecánica y la estanqueidad de los tapones, y el segun-do el hecho de que la gran superficie de los pozos y galerías genera enormes car-gas mecánicas sobre los tapones al presurizar el almacén, lo que hace que los sis-temas de sellado sean costosos y complejos.

En cuanto a sus ventajas destacar las mismas de las cavernas de sal, es decir laalta capacidad de extracción y el bajo volumen de gas colchón, siendo su utiliza-ción para cubrir preferentemente puntas de demanda

El cuadro 4.12 y la figura 4.44 recogen los principales parámetros y distribucióngeográfica de los distintos tipos de almacenamientos subterráneos en el mundo.


227

Figura 4.43. Esquema del proceso de disolución salina.

4.6 El gas natural y el medioambiente

El gas natural es el más lim-pio de los combustibles fósiles,ya que en su combustión emite43 % menos CO2 que el carbóny 18 % menos CO2 que el pe-tróleo, reduce notablementelas emisiones de óxidos denitrógeno y de azufre, y no pro-duce emisión de partículas. Enel gráfico de la figura 4.45, secomparan las emisiones deCO2 del gas natural respecto aotros combustibles fósiles.

Se puede considerar al gasnatural como un combustiblede transición hacia sistemasenergéticos alternativos, máslimpios y sostenibles que losactuales.

No obstante, el metano tam-bién es un gas de efecto inver-nadero con un efecto de calenta-miento global 21 veces mayorque el CO2 y se deben reducir,por tanto, las fugas de gas quese producen desde su extrac-ción hasta su utilización en lospuntos de consumo: centraleseléctricas, sectores doméstico ycomercial, sector industrial,automoción, etc.

En la ruta que sigue el gas des-de los yacimientos hasta los pun-tos de utilización, los gasoductos


228

Figura 4.44. Distribución de Almacenamientos Subterráneos porzonas geográficas y por tipo de almacenamiento

Cuadro 4.12. Almacenamientos subterráneos en elmundo

País Volumen de gas útil Número de109 m3 (bcm) almacenamientos

EE.UU. 110,48 417

Rusia 90,04 23

Ucrania 34,06 13

Alemania 19,77 41

Italia 17,30 10

Canadá 14,07 42

Francia 11,63 15

Holanda 4,75 3

España 1,99 2

Otros 35,99 68

Total 340,08 634

Fuente: UGS World Data Bank-International GasUnion (IGU)

de transporte canalizan el 91 %del gas consumido en el mundo.En ellos se produce cierto im-pacto ambiental, debido prin-cipalmente a las fugas y venteosque se producen en los tubos deconducción, mientras que en lacadena del GNL, en la que setransporta el 9 % del gas consu-mido, las emisiones principalesse deben a la energía utilizadapara la licuación en los paísesde origen, el transporte enbuques metaneros y la regasificación en los países de destino.

En este estudio, se analiza el ciclo de vida en la cadena del gas desde su origen(producción) hasta su destino (utilización), recopilando información del impac-to ambiental en todos los elementos de la cadena.

Cuando el gas se transporta por gasoductos, se producen las emisiones tantoen venteos y fugas, como en las turbinas y motores de las estaciones decompresión, que recomprimen el gas para su transporte a lo largo del gaso-ducto.

Por tanto, las emisiones están en relación con la distancia a recorrer por el gasen los gasoductos y lo mismo sucede con el GNL, en cuyos procesos de licua-ción y regasificación, se consume energía y durante el transporte en buquemetanero, se producen emisiones que aumentan con la distancia entre el ori-gen y el destino del cargamento de GNL. Comparando el transporte vía GNL,incluyendo licuación y regasificación, con el transporte por tubería, aquelemite más CO2.

Los nuevos trenes de licuación que se están construyendo en el mundo son máseficientes que los que están en operación y por tanto, en el futuro se reduciránlas emisiones de CO2.

En exploración y producción, deben reducirse las emisiones de CH4, con lacombustión en antorchas en lugar de venteos, dado el mayor impacto medioam-biental del CH4, frente al CO2.


229

Figura 4.45. Factores de emisión de diferentes combustibles fósiles.Fuente: IPCC

Se analiza a continuación la energía consumida y las emisiones a lo largo de lacadena del gas.

4.6.1 Emisiones en la cadena del gas

Al inicio del proceso, el gas extraído de los yacimientos no suele cumplir lasespecificaciones requeridas y es tratado para separar algunos contaminantescomo agua, ácido sulfhídrico, nitrógeno, mercurio e hidrocarburos pesados,entre otros. El cuadro 4.13 recoge los datos disponibles de consumos y pérdi-das de gas en la fase de producción en varios países europeos, EEUU, Rusia yAustralia, que representan el 54 % de la producción de gas natural en elmundo.

Plantas de LicuaciónLa cantidad de gas natural consumido para producir la energía necesaria en

estas plantas es del orden del 10 % del gas que se licua, porcentaje que baja enlas nuevas plantas en construcción a poco más del 8 %.

El cuadro 4.14 muestra las emisiones durante la producción de GNL en lasPlantas de Licuación.


230

Cuadro 4.13. Consumo y pérdidas de gas natural en la fase de producción (% en volumen)

Noroeste Europa Rusia EEUU Promedio

Energía 1,2 – 1,5 % 0,6 – 1,0 % 5,4 % 2,7 %

Fugas y venteos 0,04 – 0,13 % 0,44 – 0,5 % 0,81 % 0,58%

Antorchas 0,12 – 0,29 % Desconocido 0,55 % 0,48 %

Consumos y pérdidas

totales de gas 1,3 – 1,7 % 1,1 – 1,5 % 6,7 % 3,5 %

Efecto invernadero

gr CO2 equiv/Nm3 25 – 44 120 250 150

Fuente: International Gas Union

Transporte marítimo de GNLSe ha publicado el dato del consumo de GNL durante su transporte en buques

metaneros a Japón que es del orden del 0,4 % por cada 1.000 km recorridos. Esteporcentaje bajará al 0,2 % dado el aumento del tamaño de los metaneros y al usode nuevas tecnologías para aislamiento térmico y motores marinos más eficientes.

Plantas de regasificaciónDurante la regasificación, el consumo de gas es del orden del 0,43 % y el con-

sumo de electricidad es de 0,047 MJ/Nm3. Las emisiones a la atmósfera son8,88 gr de CO2/Nm3, 0,03 gr de CH4/Nm3 y 0,004 gr de NOx/Nm3.

Es decir en las Plantas deRegasificación, tanto el consu-mo de energía como las emi-siones son muy inferiores a lasproducidas durante la licua-ción del GNL.

Transporte por gasoductosHay datos disponibles que

cubren el 80 % del gas trans-portado por gasoductos, mos-trando en el cuadro 4.15 laenergía consumida y las emi-siones producidas por fugas yventeos.


231

Cuadro 4.14. Emisiones e impacto de cambio climático durante la producción de GNL(en gr/Nm3 de gas)

Nuevas Plantas Plantasen construcción en Operación

CO2 214 – 221 280

CH4 0,036 5,9

Efecto invernadero de CO2 + CH4

en gr de CO2 equiv/Nm3 222 377


Cuadro 4.15. Gas consumido en gasoductos y emisio-nes por fugas y venteos

Promedio Mundial

Gas consumido en gasoductos 4,1 %

Fugas y venteos 0,4 %

CO2 (g/Nm3) 132,12

CH4 (g/Nm3) 3,35

NOx (g/Nm3) 0,05


En el cuadro 4.16 y la figura 4.46 se resumen los datos publicados sobre con-sumo de energía y emisiones producidas en la cadena del gas:

Los datos de este cuadro se resumen en la figura 4.46.


232

Cuadro 4.16. Consumo de energía y emisiones producidas en la cadena del gas

Consumode gas natural 3,52 % 4,5 % 10,3 % 0,21 % 0,43 % 0,13 % 2 % 0,58 %

Electricidad MJ/Nm3 0,042 0,047 0,205 0,003

Fuel-oil kJ/Nm3 73,8

Emisiones (g/Nm3)

CO2 62,05 132,12 280,22 9,59 8,88 3,39 10,80 0,16

CH4 4,01 3,35 5,90 —— 0,03 0,16 0,75 4,32

NOx 0,07 0,05 0,99 0,01 0,004 0,002 0,10

SO2 0,003 0,01


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AlmacenamientoSubterráneo

Mín. Máx.

Figura 4.46. Emisiones en la Cadena del Gas en gr. de CO2 por Nm3 (para transporte de GNL se consideran 5.000 km).Fuente: IPCC

4.6.2 Emisiones en la generación eléctrica

Ya se ha dicho que las emisiones de CO2 en las centrales actuales de ciclo com-binado de gas natural son del orden de 340 gr/kWh, pero podrían reducirse enlas próximas décadas con la mejora prevista de rendimiento. Estas emisiones sonel 45 % de las producidas en una central de carbón, porcentaje que se mantendráen el futuro habida cuenta de las mejoras de rendimiento que también se prevénen estas últimas.

4.7 Economía del gas natural

El análisis de costes de la cadena del gas no es una tarea fácil debido a la diver-sidad de proyectos y a las distintas circunstancias de entorno que concurren enellos y que pueden tener una influencia importante en el incremento de los cos-tes de capital y de operación.

Los costes de exploración y producción se han reducido por el gran desarrollo tec-nológico experimentado, tanto en la exploración como en el desarrollo de yacimien-tos terrestres y marinos, si bien la búsqueda de yacimientos cada vez más profun-dos y en entornos difíciles (láminas de agua elevadas, dificultades logísticas enzonas desérticas y climatología extrema en zonas árticas, etc.) hacen que dicha ten-dencia se haya invertido, pasando de valores típicos entre 0,6÷0,8 $/MMBtu avalores actuales en el entorno de los 1,2÷1,4 $/MMBtu en nuevas prospecciones.Para un proyecto de exploración y producción que alimente una planta de licua-ción con una capacidad nominal de 7,8 millones de toneladas de GNL por año(~10,8 bcm) durante 20/25 años de vida estimada del proyecto, los costes unita-rios se situarían en una horquilla de entre 1÷1,5 $/ MMBtu, con unos costes decapital estimados entre 2.000 y 3.000 millones de $.

El coste de la fase de licuación es muy importante, y de hecho las inversionesen estas instalaciones representan la mayor concentración de riesgo en una cade-na de GNL. Aunque los costes unitarios de capital varían ampliamente de unosemplazamientos a otros dependiendo de las necesidades de nuevas infraestruc-turas y de las condiciones locales, los costes medios han ido decreciendo desdelos 400 $/t de principios de los 1990 hasta los 200 $/t de principios de los 2000(Malasia, Oman, Qatar y Trinidad &Tobago). En 2005, los costes unitarios decapital (contratos EPC) se incrementaron para las siguientes generaciones de losgrandes trenes de licuación en Qatar en horquillas de entre 450 y 600 $/t pese abeneficiarse de las economías de escala.


233

Durante el trienio 2006-2008 laindustria situaba los precios delos nuevos proyectos en rangosde 500 a 800 $/t. En el tope deesta escala se reportaron cotiza-ciones para nuevos proyectosen la modalidad de llave enmano (contratos EPC) en el ran-go de 800 a 1.000 $/t (Argelia,Angola, Irán) sin duda auspicia-dos por los incrementos de pre-cios en equipos y materiales,mano de obra especializada,coste del acero y el incremento

de la prima de riesgo incorporada por los contratistas en las cotizaciones “lumpsum” o llave en mano. (figura 4.47)

La inversión de 800-1.000 $/t trasladaría a la cadena del gas costes unitarios deentre 3÷4 $/MMBtu, tres veces superiores a los tradicionales de entre 1÷ 1,5 $/MMBtu de finales del siglo pasado. No obstante hay que decir que aunque lahorquilla de 800-1.000 $/t se cita regularmente como coste de muchos de los nue-vos proyectos, aquellos deben ser considerados como “asking prices”, ya que no sehan sancionado cierres de proyecto a los citados niveles de precios.

La distribución de costes enPlantas de Licuación se repre-senta en el cuadro 4.17.

En lo que respecta al trans-porte marítimo los costes deconstrucción de un metaneroson muy elevados, aproxima-damente el doble de un petro-lero como se indica en el apar-tado 4.4.1.c. Sin embargo losgrandes tamaños alcanzadosen la actualidad por los meta-neros de nueva construcción,han permitido una disminu-ción significativa en el coste


234

Figura 4.47. Evolución de los costes unitarios de las plantas deGNL.

Cuadro 4.17. Distribución de costes en Plantas deLicuación (valores medios)

Concepto %

Tratamiento de gas 5

Deshidratación 2

Fraccionamiento 3

Refrigeración 14

Licuación 28

Muelle, tanquesde almacenamiento de GNL 27

Servicios auxiliares 21

por metro cúbico transportado. Para el transporte de un volumen anual de7,8 millones de toneladas/año de GNL desde una Planta de Licuación (Qatar) ados destinos diferentes como el Golfo de México o Reino Unido, el coste total detransporte vendrá asociado a la flota disponible en cuanto a tamaño unitario delos metaneros, y consiguientemente al número de buques necesarios para asegu-rar el transporte del volumen anual. A mayor tamaño de los buques, los costesunitarios se reducen (cuadro 4.18).

Por último, por lo que respecta a las plantas de regasificación, que constituyenel último eslabón de la cadena del GNL, los costes de inversión de una planta deregasificación con capacidad para vaporizar los 7,8 MMTPA que estamos utili-zando como referencia, pueden estimarse entre 1.000 y 1.500 millones de dola-res, lo que representa unos costes unitarios de entre 0,4 y 0,6 $/MMBtu. Paravolúmenes de GNL inferiores la horquilla de costes de regasificación se amplía,y se sitúan en valores entre 0,4 y 0,8 $/MBTU.

Se indica en la figura 4.48 el desglose de costes de las principales fases de lacadena del gas recopilado de un estudio de inter-operatibilidad de las instalacio-nes de GNL publicado por la Dirección General de Energía y Transportes (DGTREN) de la Unión Europea en 2008.


235

Cuadro 4.18. Estimación del coste de transporte de 7, 8 mtpa de GNL desde Oriente Medio

Destino Golfo de Méjico Reino Unido

Tamaño del Nº de buques Coste transporte Nº de buques Coste transportemetanero en m3 requeridos aprox. en $/MMBtu requeridos aprox. en $/MMBtu

145.000 16 $2,04 11 $1,40

215.000 12 $1,65 8 $1,12

270.000 10 $1,49 6 $1,02


236

Figura 4.48. Costes de la Cadena del GNL ($/MMBtu).Fuente: Study on Interoperability of LNG Facilities – MVV Consulting para la DG TREN.

Capítulo 5. El futurodel petróleo

5.1 Previsiones de demanda de energía primaria

La AIE en su escenario de referencia del World Energy Outlook 2008, prevéla siguiente evolución del consumo de energía primaria y de las emisiones deCO2 (cuadro 5.1).

Destaca, por una parte, que se mantendría la participación de las energías fósi-les en el 81 % y, por otra, que las emisiones de CO2 se incrementarían en un 46% entre 2006 y 2030. Esta evolución sería insostenible tanto por las emisiones deCO2, incompatibles con los objetivos medioambientales de la comunidad inter-nacional, como por la dificultad de satisfacer económicamente la demanda pre-vista, especialmente en el caso del petróleo.

5.2 Tendencias de las tecnologías de exploración-producción

En geofísica sísmica, se esperan nuevas mejoras en la captación de datos y ensu tratamiento, que deberían permitir la definición de cuencas en las que hoy se


239

Capítulo 5. El futuro del petróleo

Cuadro 5.1. Previsión demanda energía primaria y emisiones de CO2

2006 2030 VariaciónMtep % Mtep % 2030/2006

Petróleo 4.029 34 5.109 30 + 27 %

Gas Natural 2.407 21 3.670 22 + 52 %

Subtotal 6.436 55 8.779 52 + 36 %

Carbón 3.053 26 4.908 29 + 67 %

Otras energías 2.241 19 3.327 19 + 49 %

Total 11.730 100 17.014 100 + 45

Emisiones de CO2 , Mt 27.889 - 40.553 - + 46 %

obtiene una información limitada tales como las que contienen espesas capas desal o están muy deformadas tectónicamente. También la geoquímica deberácontribuir a reducir los riesgos exploratorios.

En perforación, la parte más costosa de la exploración y producción, los avan-ces técnicos estarán encaminados a reducir el tiempo de perforación y mejorar laseguridad, el control y el coste de los mismos. Se esperan avances en la puesta apunto de las herramientas de corte que permitan avances más rápidos y en eldiseño de equipos y lodos capaces de perforar pozos ultraprofundos.

Los mayores avances se esperan con las siguientes tecnologías de perforación:

w Nuevas mejoras en los “Slim hole”, es decir, pozos de pequeño diámetro uti-lizados sobre todo en el desarrollo de campos petrolíferos con la consiguien-te reducción de las inversiones. La perforación de estos pozos presenta unaserie de ventajas sobre las tecnologías convencionales, como son: menorestiempos muertos por cambios de varillas, menores daños a las formaciones,acceso rápido a los almacenes, alta velocidad de perforación, montaje y des-montaje rápido del equipo, reducción de consumibles al trabajar con diáme-tros pequeños y menor impacto ambiental.

w La Perforación con presión negativa (“underbalanced drilling”), consisten-te en que, contrariamente a lo que se hace en la perforación convencional, semantiene una presión hidrostática sobre la herramienta de perforación infe-rior a la presión existente en la formación que se está perforando. Con estose consigue evitar dañar la formación, incrementar la velocidad de penetra-ción, tener menos pérdidas de circulación y menos agarres de la columna deperforación. Por el contrario tiene los inconvenientes de que es más cara yhace más inestable al pozo, dando problemas de seguridad por venidas defluidos. Durante los años 1990 fue aplicado con éxito este método enEuropa, tanto en mar como en tierra.

w La Perforación con “casing” (CD), consistente en perforar y entubar simultá-neamente el pozo, usando como columna de perforación la propia tubería derevestimiento. En el momento actual la técnica es aplicable pero en muchoscasos aún no supera al método convencional, por lo que se están llevando acabo trabajos de perfeccionamiento del sistema. Este método es sin duda unpaso a dar en la perforación de pozos petroleros y en un futuro, que se supo-ne no muy lejano, su aplicación será normal.

El futuro del petróleo

240

w La Perforación Direccional. Los mayores avances en los últimos tiempos eneste tipo de perforación se han conseguido con la introducción de equiposque permiten el control tridimensional de la herramienta de perforación sinnecesidad de detener el sondeo, lo que prácticamente ha automatizado elproceso de la perforación dirigida y permitido perforar pozos fuertementeinclinados y horizontales.

w Hoy día se está llevando a cabo el proyecto “Extreme Reservoir Contact”(ERC) que permite mediante el uso de la tecnología telemétrica inalámbricapara el control de los pozos, incrementar el número de pozos laterales desdeel pozo troncal, al vencer la limitación mecánica debida al espacio ocupadopor las líneas de control de cada pozo lateral. Una vez se venza esta limita-ción el número de pozos laterales por cada pozo troncal no se reducirá a cua-tro o cinco como en la actualidad, sino que se incrementarán enormemente.La madurez de esta tecnología, permitirá perforar un número casi ilimitadode pozos laterales pudiéndose así drenar exhaustivamente los almacenes.

Dentro del área de Producción se espera que los mayores avances tendránlugar en relación con:

w El conocimiento profundo de los almacenes mediante técnicas de simula-ción con aplicación de la sísmica 4D que permitan predecir el comporta-miento de los fluidos y, consiguientemente, ubicar adecuadamente lospozos productores para maximizar el drenaje de los yacimientos.

w Los procesos de recuperación secundaria y terciaria, mediante la puesta a puntode metodologías que permitan la selección del sistema más idóneo a aplicar encada yacimiento específico con el fin de aumentar el factor de recuperación.

w La puesta a punto de nuevos materiales anticorrosivos y con propiedadescapaces de soportar las condiciones de presión y temperatura existentes enlas aguas ultraprofundas.

w Nuevas técnicas para la producción de petróleos no convencionales.

w El desarrollo de yacimientos de gas no convencional, con mejora de las téc-nicas actuales o nuevas técnicas de fracturación que permitan la extracciónrentable del gas natural.


241

Todo el conjunto de mejoras esperadas permitirá alargar la vida útil de los yaci-mientos, mejorar el factor de recuperación y poder desarrollar yacimientos margi-nales. Se estima que con las técnicas de producción EOR (“enhance oil recovery”),el factor de recuperación podría incrementarse desde un promedio del 35 % en laactualidad al 50 % en dos décadas1. Ello implicaría que las reservas recuperablesse incrementarían en 600 Gb en los yacimientos hoy económicamente explotablesy otra cantidad adicional en yacimientos hoy marginales pero que alcanzarían elumbral de rentabilidad con el incremento del factor de recuperación.

5.3. La producción y las reservas de petróleo

Es muy difícil calcular la cantidad de petróleo que será extraíble en el mundoporque depende del precio, cuya volatilidad es conocida y de la evolución de latecnología tanto en la mejora del factor de recuperación del petróleo convencio-nal, como en el acceso a objetivos cada vez más difíciles y el aprovechamiento delos petróleos no convencionales.

Se han formulado varias previsiones sobre la fecha en que se alcanzará el pico deproducción, es decir: la producción máxima posible, que podría situarse en la déca-da de los 30, incluyendo el petróleo no convencional y los líquidos del gas natural(NGLs), es decir, los hidrocarburos líquidos que se producen con el gas natural.Según la AIE sería posible producir el petróleo demandado en 2030, con un esque-ma similar al de la figura 5.1.

Del análisis de esta figura se deduce que la producción en los yacimientos con-vencionales empezaría a declinar en 2010 y que sería preciso poner en produc-ción yacimientos ya conocidos que empezarían a declinar igualmente hacia2018/2020, debiendo ser complementada con la producción en campos aún nodescubiertos. El resto de la oferta provendría de hidrocarburos que se encuen-tran en estado líquido en el subsuelo y que se producen con el gas natural delque se separan en plantas de proceso (3,8 Gb en 2007 y 7,2 Gb en 2030 ) y petró-leo no convencional (0,4 Gb en 2007 y 3,2 Gb en 2030).

Puede apreciarse que, a diferencia del gas natural, la contribución de los petró-leos no convencionales es muy limitada por las incertidumbres tecnológicas, los


242

3 World Energy Outlook 2008. AIE. Pág. 212.

costes de producción y el impacto medioambiental. En 2030, el 70 % provendríade las arenas bituminosas, el 13 % de la obtención de petróleo sintético a partirdel carbón (CTL), principalmente en China y Estados Unidos, y el 17 % restantede la obtención de petróleo sintético a partir del gas natural (GTL) (7 %), de adi-tivos tales como el MTBE, ETBE, TAME, etc y de crudos extrapesados, excluidala producción en Venezuela, que se incluye en los petróleos convencionales.

Para alcanzar una producción que satisfaga la demanda del año 2030, lainversión necesaria en el desarrollo de nuevos yacimientos de petróleo conven-cional y no convencional, ascendería a unos cinco billones de dólares de 2007.Es dudoso que estas inversiones se realicen. En efecto, gran parte de las reser-vas de petróleo convencional están concentradas en países en los que lasempresas nacionales (NOC) tienen el control total de las mismas y podrían norealizar las inversiones precisas por tener otras prioridades presupuestarias o


243

Figura 5.1. Producción de petróleo por origen en 2030 (escenario de referencia)Fuente: World Energy Outlook 2008

por desear prolongar la vida de sus reservas. Por ello, algunos analistas prevénuna tercera crisis del petróleo dentro de una década, con precios extraordina-riamente elevados2.

Por otra parte, el cuarto informe del IPCC (Panel Internacional sobre el CambioClimático) prevé que con el nivel de las emisiones que figuran en el cuadro 5.1se alcanzaría en 2100 un incremento de temperatura de 6º C, debiendo por tantoreducir con urgencia estas emisiones.

Es, pues, necesario actuar en un doble frente: incrementar la eficiencia energé-tica en el uso de derivados del petróleo y sustituir el petróleo por otras fuentesde energía cuando sea posible. En la generación eléctrica recurriendo a energíaslimpias a efectos del cambio climático (nuclear o renovables) y al carbón consecuestro de CO2. En la industria y los servicios, sustituir el petróleo por el gasnatural que también produce emisiones de CO2, pero que son menores que lasde el petróleo por su mayor eficiencia y la mayor relación H/C en su composi-ción química. En cuanto al transporte, uso en el que actualmente el petróleo esinsustituible, aumentar la eficiencia de los vehículos y, a más largo plazo, susti-tuir el petróleo por otras fuentes de energía: biocarburantes, gas natural, vehícu-los híbridos, pilas de combustible o petróleos sintéticos obtenidos a partir delcarbón (CTL), el gas natural (GTL) o las biomasas (BTL).

También a largo plazo, la producción de petróleos no convencionales puedecontribuir a rebajar las tensiones en los mercados pero, por el momento, sola-mente las arenas bituminosas podrán alcanzar un nivel de producción signifi-cativo en 2030. Se prevé en esta fecha una producción de 3,2 Gb: el 70 % proce-derían de las arenas bituminosas, el 15 %, de la tecnología CTL -principalmen-te en Estados Unidos y China-y el resto, aditivos (MTBE, ETBE, TAME, etc.) ycrudos extrapesados.

Por último, hay que reseñar que los costes de descubrimiento de nuevas reser-vas, que en términos reales habían descendido desde 1981 a 2001, han vuelto aaumentar debido a que los objetivos son más profundos, las estructuras máscomplejas y, con frecuencia, localizados en aguas ultraprofundas o en nuevasáreas exploratorias. Por ello, el coste total (“Finding Cost”, “Development Cost”y “Lifting Cost”) tenderá a crecer en los nuevos descubrimientos.


244

2 La Seguridad Energética y la Unión Europea “Propuestas de Claude Mandil al Presidente de la República Francesa”. Número 22de Cuadernos de la Energía, Enerclub.

5.4 Petróleo no convencional

Se denomina petróleo no convencional al que para su extracción, transporte ytransformación requiere tratamientos distintos o complementarios de los quereciben los crudos habitualmente utilizados.

Los principales petróleos no convencionales son los siguientes:

w Crudos extrapesados, cuyas reservas “in situ” estimadas ascienden a 3.300 Gb,de los que son económicamente recuperables con las técnicas actuales delorden de los 400 Gb. Las mayores reservas se encuentran en Venezuela enla llamada Faja de Orinoco que contendría unos 250 Gb recuperables. Estospetróleos extrapesados tienen una baja densidad inferior a 10 ºAPI y unaelevada viscosidad que llega a los 10.000 centipoises y los costes de produc-ción se sitúan entre los 60 y 80 dólares/barril.

w Arenas bituminosas que se diferencian de los anteriores en que el betún notiene fluidez. Las reservas mundiales “in situ” se estiman en 2.500 Gb de losque el 68 % se encuentra en Canadá. Las reservas recuperables se sitúanentre 300 y 650 Gb. Los costes de producción varían entre 50 y más de100 dólares/barril.

Entre los crudos extrapesados y las arenas bituminosas, las reservas recupera-bles ascienden a entre 600 y 1.100 Gb, frente a unas reservas recuperables depetróleos convencionales de unos 1.200 Gb.

Además existen reservas potenciales importantes en las pizarras bituminosas ylas arcillas bituminosas.

w Se calcula que las reservas concentradas en las pizarras bituminosas se sitúanentre los 2.500 y 3.000 Gb el 60 % de las cuales se encuentran en los EstadosUnidos. Los costes de producciones estiman ente 50 y 120 dólares/barril.

w Los petróleos procedentes de las arcillas bituminosas se obtienen a partir delas grandes cantidades de Kerogeno que contienen mediante un procesodifícil y caro. También en Estados Unidos se concentra el 62 % de las reser-vas mundiales. El rendimiento medio no supera los 20 kg por tonelada dearcilla tratada mientras que en las pizarras se puede triplicar esta cifra.


245

Invertir actualmente en la producción de petróleo no convencional es arriesga-do por la extrema volatilidad del precio de los crudos, 143 $/b en julio de 2007y 40 $/b enero de 2008. Ejemplo de ello son las inversiones realizadas en EstadosUnidos a finales de los 70 del siglo pasado, con el petróleo a 120 $/b de 2008,para la explotación de pizarras bituminosas, proyecto que hubo de ser abando-nado a mediados de los 80 después de haber realizado importantes inversiones,cuando el precio llegó a situarse por debajo de los 10 $/b.

El impacto medioambiental de la producción del petróleo no convencional puedeser muy importante, especialmente por la emisión de gases de efecto invernadero(CO2), que puede llegar a ser hasta 4 ó 6 veces superior a la del petróleo convencio-nal en todo el proceso de explotación minera, “upgrading” y transporte 3.

Por su madurez, merece la pena analizar la situación actual y las previsiones delas arenas bituminosas de Canadá así como hacer una nueva mención a los cru-dos extrapesados y las pizarras bituminosas.

Según la Alberta Canadá of Ressources, las reservas de petróleo recuperable apartir de las arenas bituminosas de Canadá ascienden a 175 Gb de petróleo. Laproducción actual es de 1Mb/d, pero se espera alcanzar los 5Mb/d en 2030,equivalentes al 20 % del consumo estimado en Estados Unidos y Canadá endicho año.

La explotación de estas pizarras plantea varios problemas como son la extrac-ción del bitumen, su “upgrading” y el negativo impacto medioambiental.

En lo que se refiere a la producción de bitumen, el 65 % se obtiene actualmen-te en explotaciones mineras a cielo abierto, y el 35 % restante empleando técni-cas de explotación de hidrocarburos. La extracción de las arenas medianteminería a cielo abierto se utiliza cuando el recubrimiento de estas no es supe-rior a los 50 metros.

La explotación a cielo abierto consta de las siguientes etapas:

w Remoción del recubrimiento por medios mecánicos.

w Extracción de las arenas bituminosas mediante palas hidráulicas o eléctricas.


246

3 Mandil C., IFP, Environmental and technological issues associated with non-conventional oil.

w Transporte de las arenas a las plantas de trituración en las que se hace lamolienda a menos de 12”.

w Suspensión de las arenas en agua y transporte por tubería hasta las unida-des de extracción del bitumen (hidrotransporte).

w Separación de la mezcla con agua caliente produciéndose la decantación delas arenas (10 %) y la flotación del bitumen (60 %) y posterior extracción condisolventes (nafta, parafina) con recuperación de estos en circuito cerrado.

La recuperación del bitumen contenido en las arenas con esta tecnología es el87/90% y se está trabajando para reducir las pérdidas.

La tecnología petrolera empleada para profundidades mayores, consiste en laperforación de pozos horizontales separados 5 metros. Por el pozo superior seinyecta vapor de agua a presión relativamente alta que con el calor aportado a laformación, reduce la viscosidad del bitumen que fluye por el pozo inferior. Esta tec-nología tiene ventajas importantes sobre la minería convencional como son, elmenor impacto ambiental, menor consumo de agua y menos mano de obra. Porotra parte, es la única técnica posible a profundidades medias y altas. El factor derecuperación en esta técnica varía entre el 20 y el 30 % y la relación vapor/petróleovaría de 3 a 4.

La segunda etapa es el “upgrading” del bitumen convirtiéndolo en petróleosintético mediante tecnologías estudiadas en el refino de petróleo: coquización e“hydrocracking”. Estas tecnologías se aplican también a los crudos extrapesa-dos, de naturaleza muy parecida al bitumen, como se verá más adelante.

El consumo energético en la producción de petróleo y en “upgrading” es muyelevado. En Canadá se utiliza el gas natural, tanto para la producción de elec-tricidad y vapor en plantas de cogeneración como en la producción de hidró-geno por reformado con vapor. Esta dependencia del gas natural no es soste-nible y se esta considerando la utilización de energía nuclear y carbón consecuestro de CO2. Otro problema es el impacto medio ambiental especialmen-te por las emisiones de CO2 y otros gases de efecto invernadero. Se está consi-derando el secuestro y almacenamiento de estos gases además de reducir lasemisiones de CO2 mediante el uso de tecnologías más eficaces. Ya se ha conse-guido que las emisiones de CO2 equivalente actuales se hayan reducido un 27 %comparadas con las de 1990.


247

En la figura 5.2 se compara la emisión de CO2 equivalente de distintos petróleosconvencionales y no convencionales en el ciclo completo de vida, expresado enkilógramos de CO2 por metro cúbico de petróleo. La diferencia fundamental estáen las etapas de producción, refino y transporte.

En cuanto a las pizarras bituminosas ya se ha comentado que se destilan enretortas, se hidrogena el producto destilado y se somete a un refino convencio-nal. Existe un proceso de Shell, en fase de demostración para convertir el kero-geno “in situ” mediante calentadores eléctricos introducidos en pozos verticales.Después de un largo periodo de calentamiento (2 a 3 años) se alcanza una tem-peratura suficiente para convertir el kerogeno en líquidos y gases que se extraenpor pozos intercalados en los de calentamiento.

Por último, los petróleos ultrapesados de Venezuela, al ser fluidos aunque con altaviscosidad, pueden extraerse más fácilmente que el bitumen, pero su manipulacióny el “upgrading” plantea problemas similares a los de las arenas bituminosas.


248

Figura 5.2. Estimación emisión de gases de efecto invernadero en el Ciclo de Vida en 2007.Fuente: TLJ McCann y Asociados

La primera dificultad que surge con estos crudos es su transporte, ya que sólofluyen en caliente, por lo que es necesario reducir su viscosidad con un diluyen-te (nafta, condensado o crudo ligero). El crudo así diluido puede transportarse yprocesarse en una refinería convencional, mezclado con crudos ligeros. Debido ala escasez de crudos ligeros en la faja del Orinoco, principal zona de producciónde crudos extrapesados, se han desarrollado otros procedimientos, como son:

5.4.1. Orimulsión

Consiste en una mezcla 30 % de agua, 70 % de crudo emulsionada y con un agen-te estabilizante de la emulsión, que puede bombearse y transportarse y que se utili-za directamente como combustible. Es un método poco eficiente tanto desde el puntode vista energético como económico, aunque el hecho de que la OPEC, a la que per-tenece Venezuela, no incluye la producción de Orimulsión en la cuota máxima deproducción de crudo ha propiciado que se mantenga el uso de esta tecnología.

5.4.2. Fluidificación con disolvente para su transporte a una refineríamejoradora (“Upgrading”) para producir crudo sintético

El crudo se fluidifica con un disolvente del tipo de la nafta a boca de pozo, des-pués de separar el agua y el gas. El crudo fluidificado se transporta por oleoduc-to hasta una refinería bien situada (cerca de la costa) donde se separa el disolven-te que se reenvía al pozo. El crudo se procesa en un esquema de coquer e hidro-tratamiento de los productos con posterior mezcla de los líquidos obtenidos enun “crudo sintético” con densidades entre 17 y 32 ºAPI. Al crudo se le ha dismi-nuido su contenido de carbón (mejor relación H/C), azufre y metales pesados,por lo que puede ser procesado en una refinería convencional sólo o en mezclacon otros crudos. Las refinerías que procesen estos crudos sintéticos deben dis-poner de “mild hydrocracking” o “hydrocracking” de gasoil de vacío, que tieneun contenido de aromáticos superior al obtenido con los crudos convencionales.

En la última década del pasado siglo se construyeron cuatro refinerías mejora-doras de crudo de la Faja del Orinoco en “Joint Venture” entre PDVSA y petro-leras internacionales en el complejo industrial de José en la costa venezolana:SINCOR (Total y Statoil), PETROZUATA (Conoco), AMERIVEN (Texaco yPhilips) y CERRO NEGRO (ExxonMobil y Veba oël).

Los proyectos SINCOR y AMERIVEN incluyen “Hydrocracking” de Gasoil,consiguiendo un crudo más ligero que se puede procesar e refinerías convencio-nales, sin embargo los proyectos de PETROZUATA y CERRO NEGRO no tienen


249

“Hydrocracking” y el crudo producido, algo más pesado y con mayor contenidode azufre, tiene que ser procesado en refinerías dedicadas a crudos pesados, concapacidad suficiente de Hidrotratamiento y “Hydrocracking”. Tras la nacionali-zación de actividades petroleras de Venezuela en los últimos años, las “JointVenture” se han transformado en empresas mixtas con mayoría de PDVSA,habiéndose retirado Exxon Mobil y Conoco Philips. Las nuevas compañías sedenominan Petrocedeño (Sincor), Petropiar (Ameriven), Petromonagas (CerroNegro). Petroanzoátegui (Petrozuata) ha pasado a ser una división de PDVSA alretirarse Conoco Philips.

Actualmente hay un proyecto en licitación para explotar varias áreas deCarabobo, con la construcción de dos mejoradoras de crudo con “hydrocracking”,que producirían crudo sintético de 32 ºAPI.

La figura 5.3 muestra dos esquemas de “upgrading” para obtener crudo sin-tético medio o ligero a partir de crudo extrapesado o de bitumen procedente


250

Figura 5.3. Upgrading de crudo extrapesado o bitumen a crudo sintético.

de arenas bituminosas. Los esquemas se basan en procesos de refino ya vistosanteriormente, para convertir las fracciones más pesadas en ligeras y eliminarazufre, metales y carbono, mezclando después todas las fracciones en un crudosintético, producto que puede transportarse y tratarse en las refinerías sólo o enmezcla con otros crudos. El consumo energético de este proceso de “upgrading”es similar al de una refinería de complejidad media, por lo que el efecto en lasemisiones de CO2 sería prácticamente duplicar las emisiones en el refino.

5.4.3. Otras posibilidades

Los proyectos de crudo sintético basados en la producción de coque de petróleo,deben estar en la costa para poder exportarlo, pero requieren el transporte de crudocon un diluyente que hay que separar y volver a enviar a boca de pozo. Existenalternativas menos desarrolladas como el “Flexicoking” o el IGCC, que conviertenel coque en gas de síntesis por oxidación parcial, gas que puede usarse como com-bustible para producir la energía necesaria para los procesos (vapor, electricidad) ypara producir el hidrógeno ne-cesario para el hidrotratamien-to, con lo cual podría instalarseel mejorador a boca de pozo yenviar el crudo mejorado por eloleoducto a la costa.

Hay procesos en fase no co-mercial diseñados para una con-versión moderada en boca depozo, como Aquaconversion,que es un reformado con vapordel crudo, que mejora la rela-ción H/C del crudo (figura 5.4)

5.5. Biocarburantes

La participación de los biocarburantes en la formulación de las gasolinas y losgasóleos tiene las siguientes ventajas:

- Reducción de las emisiones de CO2.

- Diversificación del abastecimiento energético.


251

Figura 5.4 Proceso Aquaconversion.

- Contribución a una agricultura sostenible.

- Son energías renovables.

En Europa, los biocarburantes de primera generación se fabrican a partir decereales y caña de azúcar en el caso del bioetanol y de aceites vegetales en elcaso del biodiesel.

El bioetanol puede utilizarse para la formulación directa de las gasolinas ocomo materia prima para la fabricación de Etil terbutil eter (ETBE) por reaccióndel bioetanol con isobutileno obteniendo como subproducto de las unidades decracking (relación en peso: 45 a 55). El ETBE es un mejorador del índice de octa-no de las gasolinas. La utilización directa del bioetanol tiene barreras técnicasy legislativas. Además, en España, da lugar a un incremento de los excedentesnetos de gasolinas que deberán ser exportados y que en 2008 ascendieron a2.826 Kt equivalentes al 45 % del consumo total. El etanol tiene un poder calo-rífico que es 66 % del de las gasolinas.

El biodiesel no tiene alguno de los inconvenientes del bioetanol. En efecto, sumezcla con gasóleo mineral no plantea problemas siempre que cumpla la normaEN14214 y, por otra parte, el mercado español de gasóleos es fuertemente defi-citario por lo que la utilización de biodiesel contribuye a reducir las importacio-nes que, en 2008, ascendieron a 11.268 Kt, equivalentes al 38 % del consumo total.

La fabricación de la actual generación de biocarburantes en Europa tiene incon-venientes importantes entre los que destacan los siguientes:

w Elevados costes de producción debido a que la materia prima utilizada enEuropa (cereales y aceites vegetales), tienen un coste sustancialmente mayorque el precio internacional de los carburantes. En cambio, el bioetanol obte-nido a partir de caña de azúcar en Brasil y otros países es competitivo.

w Consecuencia de lo anterior, en Europa los biocarburantes están fuertemen-te subvencionados. En España se les aplica un tipo cero del ImpuestoEspecial lo que implica una menor recaudación fiscal de 492 €/tep de bioe-tanol y 331 €/tep de biodiesel.

w El ciclo de vida de los biocarburantes (incluidos los consumos de energíafósil en la siembra, fertilizantes, riego, recogida, transporte y fabricación)


252

produce emisiones de gases de efecto invernadero de manera tal que el por-centaje dde emisiones de CO2 evitado es del 30/32% en el bioetanol enEuropa, el 88 % en Brasil y el 53 % en el biodiesel (figura 5.5). El extracostepor tonelada de CO2 evitada asciende en España a 535 Euros en el bioetanoly a 210 Euros en el biodiesel.

w El mayor consumo de materias primas alimentarias en economías emer-gentes tales como China e India, unido a la creciente demanda para lafabricación de biocarburantes, ha producido un encarecimiento de estas.En el informe de la OCDE de septiembre de 2007 titulado “Biocarburantes:¿es peor el remedio que la enfermedad?” se concluye que es muy limita-do el potencial de mejora del medio ambiente en la actual tecnologíade fabricación de biocombustibles, sin comprometer los precios de losalimentos.

El atractivo de los precios de las materias primas para la fabricación de biocar-burantes está promoviendo deforestaciones en algunas partes del mundo, con elconsiguiente efecto negativo en las emisiones de gases de efecto invernadero.


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Figura 5.5. Emisiones Emisiones de gases de efecto invernadero.Fuente: Estudio mayo 2006 Comisión Europea (JRC, Concawe, Eucar).

La alternativa la constituye la llamada segunda generación de biocarburantesa partir de materias primas no alimentarias tales como las lignocelulosas, bioma-sas residuales, algas, etc. Desgraciadamente no parece que se pueda alcanzar unamadurez técnica y económica hasta la década de los años veinte e incluso mástarde.

La Unión Europea ha establecido con carácter vinculante un contenido de bio-carburantes en las gasolinas y gasóleos en 2010 en sus países miembros, del 5,85 %en contenido energético y como objetivo en 2020 el 10 % de los consumos encarretera. El extracoste para España en 2010 sería del orden de 700 millones deEuros, cifra enormemente elevada si se compara con las inversiones previstas enI+D+i en nuestro país para el desarrollo de biocarburantes de segunda genera-ción. Por ello, no es sorprendente que expertos de gran prestigio internacionalhayan calificado como decisión absurda el muy costoso desarrollo de biocarbu-rantes de primera generación en Europa4.

Las ventajas objetivas del biodiesel respecto del bioetanol en Europa, tanto enlo que se refiere al coste como al impacto medioambiental, aconsejarían aumen-tar el contenido de biodiesel en los gasóleos y reducir el bioetanol en las gasoli-nas manteniendo el contenido total de biocarburantes con lo que, además, sereducirían las exportaciones de gasolinas y las importaciones de gasóleos, evi-tando transporte a larga distancia.

Por el contrario, el etanol fabricado a partir de caña de azúcar tiene importan-tes ventajas medioambientales (figura 5.5) y sus costes son competitivos con loscarburantes minerales.

5.6. El futuro del refino

El refino de petróleo es una industria madura, a pesar de lo cual no ha cesa-do de evolucionar en mejora de eficiencia energética y de rendimientos en losprocesos que integran la refinería. El futuro próximo es la mayor participacióndel “petróleo no convencional” en las materias primas que procesa una refine-ría, tales como los crudos sintéticos procedentes de crudos extrapesados o are-nas bituminosas, que harán necesario el refino con hidrógeno (hidrotrata-miento, “hydrocracking”) o líquidos procedentes de gas natural (GTL) o car-bón (CTL).


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4 La Seguridad Energética y la Unión Europea “Propuestas de Claude Mandil al Presidente de la República Francesa”. Número 22de Cuadernos de la Energía, Enerclub.

La incorporación de los biocombustibles y biocarburantes al mix energéticopuede ser una oportunidad más que una amenaza para la industria del refino.Gran parte de las compañías petroleras tienen programas de investigación sobrelos biocarburantes de segunda generación (BTL) y sobre procesos de tratamien-to de aceites vegetales, tanto puros como en mezcla con hidrocarburos del petró-leo, para obtener diesel de origen biológico con unas características que permiti-rían su uso en los vehículos actuales. De este modo, las “bio-refinerías” del futu-ro convertirán la biomasa en una materia prima adicional al crudo de petróleo.

En cualquier caso, el refino se irá adaptando como lo ha hecho en el pasado alos requerimientos de calidad del mercado impulsadas por los nuevos vehículosy por los requerimientos medioambientales, así como por la disponibilidad dematerias primas.

5.7. Resumen

w El petróleo es actualmente insustituible en dos de sus aplicaciones: el trans-porte y como materia prima petroquímica. Los petróleos no convencionalesestán lejos de ser una alternativa a los convencionales porque son caros deproducir, fuertemente consumidores de energía y emisores de CO2 en laextracción y el “upgrading”.

w Pronto pueden aparecer tensiones en el mercado a no ser que se realicenenormes inversiones en el desarrollo de nuevos yacimientos de petróleoconvencional, lo que no es seguro que suceda dada la fuerte concentraciónde las reservas en países con limitaciones financieras y en los que la produc-ción está reservada a empresas estatales.

w Los costes totales de producción –incluidos los de descubrimiento y desarrollo–están creciendo continuamente.

w En consecuencia, es urgente moderar el consumo de petróleo mediante unamayor eficiencia y su sustitución cuando sea posible, porque de lo contrariopodría producirse una crisis en la próxima década más grave que las dosanteriores.


255

Capítulo 6.El futuro del gas natural

6.1 Producción y reservas de gas natural

Las reservas recuperables de gas natural, que equivalen al consumo de 60 años,aumentarán a medida que aparezcan nuevas tecnologías que permitan la explo-tación de yacimientos localizados en zonas alejadas del consumo y demasiadopequeños como para justificar plantas de licuación convencionales. Por otraparte, actualmente la producción de gas no convencional es ya competitiva,representando el 46 % de la producción total de gas en Estados Unidos. Por ello,aun cuando las reservas de gas convencionales, al igual que las de petróleo estánconcentradas en pocos países, la existencia de reservas no convencionales en paí-ses de la OCDE en cantidades significativas, principalmente en Estados Unidos,Canadá y Australia, hacen que no sea probable una estrangulación de la oferta oque, al menos, es mucho menos probable que la del petróleo.

Existen, sin embargo, dos razones para moderar el crecimiento del consumo de gasnatural. El primero, las emisiones de CO2 producidas por el gas, que se incrementa-rían en un 52 % entre 2006 y 2030, según el escenario base de las previsiones de laAIE. El segundo, que las peculiaridades del transporte de gas dan una gran rigidezal sistema en el caso de los gasoductos, que representan el 71 % del comercio entrepaíses. El gasoducto, no solo crea una dependencia productor-consumidor, sino queademás es vulnerable cuando atraviesa terceros países, tal como se ha visto en lossuministros de gas ruso a Europa en los inviernos de 2007 y 2008. La cadena del GNLda gran flexibilidad, pero es fuertemente consumidora de energía. De aquí que debamoderarse el consumo de gas cuando ello es posible, por ejemplo en la generaciónde electricidad que debería utilizarse preferentemente como respaldo de energíasaleatorias (eólica y solar), por sus bajos costes de capital. En cambio, como combus-tible, debe sustituir a los fuelóleos, gasóleo C, propano y butano.

6.2 Gas Natural no convencional

Existen reservas importantes de gas natural no convencionales principalmenteen capas de carbón, en arenas y en pizarras compactas que necesitan una estimu-lación para producir el gas que encierran.


259

Capítulo 6.El futuro del gas natural

Se calcula que las reservasrecuperables de gas no con-vencional ascienden a 420 Tcmdistribuidas de la forma indi-cada en el cuadro 6.1.

Estas reservas equivalen amás del doble de las reservasconvencionales.

El metano contenido en lechos de carbón se encuentra a elevadas profundida-des o en carbones de baja calidad, que no permiten o no justifican la extraccióncon minería convencional. El metano contenido en formaciones compactas seproduce con tecnologías similares a las de los hidrocarburos convencionales,pero se requiere emplear técnicas de mejora de productividad, tales como frac-turación hidráulica. A pesar de estas dificultades, la contribución del metanoprocedente de los lechos de carbón está creciendo rápidamente en EstadosUnidos habiendo alcanzado en 2006 los 50 bcm, del orden del 10 % de la produc-ción total de gas, y se está iniciando en otros países como Australia o India.

Las formaciones carboníferas de las que se extrae gas natural, pueden ser tam-bién almacenamientos subterráneos de CO2 con lo que se consigue un doblebeneficio: mejorar el factor de recuperación del gas y almacenar CO2 a escalacomercial. Se estima que el potencial de almacenamiento de CO2 en el mundo enestas formaciones puede variar entre 150 y 225 Gt.

Las arenas compactas contienen reservas recuperables estimadas en 200 Tcm. EnEstados Unidos, cerca del 30 % de la producción de gas natural del año 2007 seobtuvo en estas formaciones. La productividad por pozo se ha reducido a la mitaden los últimos 5 años, lo que ha obligado a aumentar el número de sondeos paramantener la producción, con lo que los costes unitarios del gas producido se hanmultiplicado por cuatro en ese periodo.

En regiones con recursos de petróleo y gas convencional, existen en ocasionesformaciones de pizarras compactas, a veces con espesores de cientos de metroscon volúmenes de gas significativos. Estas formaciones se han descubierto al per-forar sondeos convencionales de exploración de petróleo y gas. Su baja permea-bilidad no hacía posible su explotación comercial. Otras veces se encuentran enzonas sin petróleo o gas convencional. La producción requiere aplicar técnicas de

El futuro del gas natural

260

Cuadro 6.1. Reservas de gas no convencional

Unidad: Tcm Reservasrecuperables

Carbón 40

Arenas compactas 200

Pizarras compactas 180

Total 420

fracturación apropiadas que permitan la recuperación del gas. En EstadosUnidos se produjeron 31 bcm en 2008, el 6 % de la producción total de gas.

Dentro del gas natural no convencional se pueden incluir los hidratos de meta-no que se encuentran en estado sólido como consecuencia de las medianas-altaspresiones y bajas temperaturas existentes en ciertos sedimentos marinos, porejemplo en el “offshore” de regiones árticas. Las reservas teóricas son enormes,pero no existen todavía técnicas que permitan su explotación comercial.

6.3 Nuevas aplicaciones: Generación distribuida y micro-cogeneración

Una aplicación con gran futuro es la generación distribuida y la cogeneraciónmediante unidades de pequeña potencia, ubicadas cerca de los puntos de consu-mo, con lo que se evitan las pérdidas de energía en los sistemas de transporte ydistribución eléctrica y se reducen las inversiones en los mismos. Además mejo-ra la fiabilidad del suministro eléctrico y se puede aprovechar mejor el calorgenerado tanto en procesos industriales como en la producción de calefacción,agua caliente y aire acondicionado en los sectores doméstico y comercial.

La eficiencia energética puede alcanzar niveles del 70 % – 90 %, por encima delos máximos rendimientos eléctricos cercanos al 60 %, que hoy pueden conse-guirse con las más avanzadas centrales eléctricas.

Para potencias totales generadas de hasta 100 kW, se están empleando micro-turbinas de gas, pilas de combustible y motores Sterling, pasando a motores decombustión interna cuando la potencia total llega a 1 MW y las turbinas de gas,cuando se desean alcanzar hasta 10 MW de potencia.

Conviene resaltar que Japón es el país en el que más se están desarrollando e ins-talando equipos para la demostración de la cogeneración en el sector doméstico,basadas en el gas natural. Utilizan para ello pequeños motores a gas y pilas decombustible, con más de 1.000 equipos instalados en 2009 en fase de demostración.


261

6.4 Nuevas tecnologías de almacenamiento y transporte

6.4.1 Transporte y Distribución de Hidrógeno

En Europa se está desarrollando el proyecto Naturalhy en el que participanvarias empresas del grupo GERG (Groupe Européen de Recherches Gazières)con el apoyo de la Comisión Europea, para comprobar si las redes de transportey distribución de gas natural, con una longitud total de 1,7 millones de km, pue-den transportar hidrógeno, para llegar a 125 millones de clientes que consumenactualmente gas natural en la Unión Europea.

En primer lugar se ha investigado si el hidrógeno puede dañar las tuberías deacero utilizadas para el transporte de gas natural o las tuberías de polietileno oP.V.C. utilizadas en distribución. Los resultados obtenidos indican que el hidróge-no no afecta a las tuberías de polietileno o de P.V.C. ni se han detectado microfugaso fugas por permeabilidad de estos materiales. Sin embargo, para evitar la roturapor fatiga del acero en gasoductos de transporte, se puede mezclar el hidrógeno conel gas natural, hasta un límite máximo del 50 % de hidrógeno en la mezcla.

Por lo que respecta a la utilización final de la mezcla gas natural-hidrógeno,hay dos alternativas: separar el hidrógeno o quemar la mezcla gas natural-hidró-geno con menores emisiones de CO2. Actualmente no se puede separar total-mente el 100 % del hidrógeno añadido, por lo que afectará al índice de Wobbedel gas natural y puede producir problemas de retroceso de llama, por ejemploen quemadores de cocinas a gas, así como reducción de la eficiencia energética.Por ello, se están investigando nuevas tecnologías como las membranas de pala-dio para separar el 100 % del hidrógeno mezclado con el gas natural y asegurarla pureza del mismo para utilizarlo, por ejemplo, en pilas de combustible.

Las investigaciones que se están llevando a cabo relacionadas con la durabili-dad, integridad, seguridad y uso final, determinarán las implicaciones que supo-ne la adición de diferentes porcentajes de hidrógeno en las redes de gas natural,al tiempo que se valoran las ventajas medioambientales y económicas.

Durante el año 2009 se están desarrollando programas informáticos y ensayosque permitirán conocer en detalle las posibilidades de distribuir hidrógeno a tra-vés de las redes de gas natural. Los trabajos derivados de este proyecto Naturalhycontinúan y todo parece indicar que la alternativa de distribución del hidrógenoen las redes de gas natural es mejor y más económica que la de hacerlo a través deredes dedicadas exclusivamente al hidrógeno o en barcos de transporte.


262

6.4.2 Transporte de gas a altas presiones

Los gasoductos terrestres desarrollados a partir de los años 60 operaban a presio-nes no superiores a los 70 bar. Los desarrollos experimentados en la metalurgiacon la producción de aceros de alto límite elástico permitieron elevar las presionesmáximas de transporte hasta los 80 bar sin aumentos de costes significativos.

La tecnología de la alta presión (High Pressure Technology) con presiones ope-rativas por encima de los 100 bar en los gasoductos terrestres se espera que juegueun papel más importante en la reducción de costes unitarios de transporte en losgasoductos de gran diámetro para grandes distancias. Esta tecnología es más eco-nómica que la convencional para capacidades anuales de transporte superiores alos 10 bcm y su competitividad se incrementa linealmente con la capacidad. Seestiman ahorros de costes en una horquilla del 10 al 30 % para un sistema de trans-porte de gas a 5.000 km de distancia con capacidades de 15 a 30 bcm/año.

La importancia de la reduc-ción de costes puede ilustrarsecon el ejemplo de un gasoduc-to de gran diámetro para co-nectar las reservas de gas deTurkmenistán con Europa, rea-lizado en el marco del estudio“Gate 2020” preparado por elENI y el IFP para la ComunidadEuropea, cuyos resultados semuestran en la figura 6.1.

Se aprecia la sustancial reduc-ción de costes que resulta de laelección de las opciones de altapresión (HP) utilizando aceros X-80 en lugar de aceros de grado X-70 a menor pre-sión. El uso futuro de aceros de muy alto límite elástico API 5L X-100 permitirá aúnmayores reducciones de costes de Capital y de Operación del gasoducto.

Las altas presiones serán la única solución para conciliar los requerimientos detransporte de gas con la reducción de costes. De acuerdo con el estudio “Gate2020”, esta tecnología se beneficiará de los desarrollos experimentados en losgasoductos submarinos a grandes profundidades, que operan a presiones porencima de los 250 bar en las siguientes áreas:


263

Figura 6.1. Costes de transporte a gran distancia para grandesvolúmenes.Fuente: IFP.

w Uso de aceros de alto límite elástico con reducción del peso de la tubería yconsiguiente reducción del peso total de acero utilizado que permitirá unaproducción más fácil y rápida de la tubería.

w Mejora de los procesos de facturación, incluyendo sofisticadas técnicas decálculo asistidas por ordenador para optimizar los criterios de diseño quepermitan reducir el espesor de la tubería y el coste de materiales.

w Nuevos métodos de tendido como el tendido en “J”, que reduce la curvatu-ra de la línea y por consiguiente las tensiones durante el tendido, lo que per-mite utilizar tuberías más ligeras.

w Uso de tuberías fabricadas con sistemas de soldadura por inducción a altafrecuencia (HFI) como alternativa a las tuberías sin soldadura que permiti-rían ahorros de fabricación y soldadura en obra.

w Técnicas avanzadas de supervisión del fondo marino que permitirán opti-mizar el peso de acero, el revestimiento de hormigón y la necesidad de exca-vación de zanjas submarinas para garantizar la estabilidad de la tubería.

Como realizaciones prácticas y exitosas de estos avances, puede citarse el gaso-ducto submarino Blue Stream puesto en servicio en 2002, con el tendido de dostuberías paralelas a lo largo del Mar Negro a 2.150 m de profundidad o el másreciente gasoducto Medgaz que une directamente la costa argelina, en las proxi-midades de Orán, con Almería con más de 210 km de longitud y una profundi-dad máxima de 2.165 m, que operan a presiones por encima de los 250 bar.

6.4.3 Gas natural comprimido

El transporte de grandes cantidades de gas en forma de gas natural comprimido apresiones entre los 200 bar y los 300 bar en barcos especiales ha sido una opción aconsiderar desde que Columbia Gas desarrollase el primer buque para el transpor-te marítimo de Gas Natural Comprimido (GNC o CNG: siglas en inglés) en los años60. Desde entonces, esta alternativa ha estado confinada a pequeños nichos de con-sumo abastecidos por camiones especiales en localidades alejadas de las infraestruc-turas de transporte por canalización. Los recientes avances en almacenamiento aaltas presiones, nuevos conceptos en sistemas de carga y descarga, y nuevos diseñosde materiales y barcos, han devuelto el atractivo económico relativo a esta opción,permitiendo dar continuidad a yacimientos de gas en declino o monetizar pequeñosyacimientos de gas que no serían comercialmente explotables en otras modalidades.


264

Los principales desarrollos se han concentrado en los conceptos del almacena-miento de gas en barcos con módulos formados por tuberías de acero de gran diá-metro que pueden llegar a almacenar volúmenes en el entorno de los 50 millonesde m3 de gas a alta presión y que pueden ser descargadas en tierra para su ubica-ción en plantas satélites de suministro de gas a pequeñas localidades o industriasaisladas o bien ser descargadas directamente desde el barco a la red, a través de ungasoducto submarino, manteniendo el barco anclado a unas millas de la costa.

Las potenciales ventajas de este sistema están en la concentración de costes enel barco de transporte siendo los costes de los módulos de almacenamiento inde-pendientes de la escala del proyecto. Se puede adaptar así el incremento de losmódulos al crecimiento de la demanda hasta que el mercado justifique el sumi-nistro por canalización o en forma de GNL, pudiendo destinar las instalacionesde GNC a otros emplazamientos.

Aunque casi todos los conceptos de este sistema están bien desarrollados, laselección de factores de diseño apropiados y la demostración de la integridad delsistema a satisfacción de las Autoridades Regulatorias, es necesaria antes de esta-blecer una cadena comercial bajo esta modalidad.

En la figura 6.2 se muestran distintos elementos de este sistema.


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Figura 6.2. Esquema de barco para el transporte de GNC y almacenamiento en tierra.

6.4.4 Plantas de gas offshore

Las reservas de gas de gran tamaño, que son las adecuadas para las plantasexistentes de licuación del gas natural en tierra (onshore), son cada vez menoresy se encuentran muchas veces en localizaciones en las que la explotación resultacomplicada o no rentable económicamente.

Muchos de los campos de gas offshore descubiertos permanecen hoy en día sinser explotados, entrando en la categoría de reservas “stranded gas” (reservas degas descubiertas pero que permanecen inutilizadas por razones físicas o econó-micas). Algunas estimaciones apuntan a que un 50 % de las reservas totales degas entrarían en la categoría de “stranded”.

Aunque no todas las reservas “stranded gas” están en zonas offshore, muchasde ellas sí se enmarcan dentro de esta categoría, lo que ha propiciado un nuevoconcepto de plantas de licuación de gas flotantes para aprovechar las oportuni-dades de monetización de dichas reservas, conocidas como “Floating LNG”.

Las instalaciones de tipo “Floating LNG” pueden aplicarse para plantas degran tamaño (3 a 6 millones de toneladas/ año) si se aplican a una única reservade gas durante toda la vida útil de la planta, o para plantas de mediana escala (1a 3 millones de toneladas/año) pensadas para explotar más de un campo de gasa lo largo de su vida útil y que son las que hoy en día tienen más opciones dedesarrollo a corto plazo. Consisten básicamente en instalaciones flotantes queaprovechan las tecnologías disponibles para el almacenamiento de GNL de losbuques metaneros y que disponen en la cubierta de las plataformas, las instala-ciones de proceso y utilities en forma de módulos industriales (top sides). Lasplataformas obtienen el feed gas o gas de alimentación directamente de las ins-talaciones de producción del upstream en el mar (figura 6.3).

Paralelamente, la creciente demanda de GNL y la oposición cada vez mayor ala instalación de terminales de recepción, almacenamiento y regasificación en tie-rra, ha obligado a la búsqueda de alternativas no convencionales, las denomina-das Plantas de regasificación Offshore, aprovechando los desarrollos tecnológi-cos experimentados en la industria del GNL y la reducción de costes en la cons-trucción de buques e instalaciones marinas.

Las plantas de regasificación offshore responden a un nuevo concepto de plan-ta emplazada en el mar. Es una tecnología emergente con varios proyectos encurso y algunas plantas ya en operación.


266

Se diferencian en dos grandes grupos: flotantes y fijas (apoyadas sobre el lechomarino) y presentan algunas ventajas sobre las plantas terrestres:

w Amplias posibilidades de ubicación, al no necesitar de terrenos y no estarcondicionadas por instalaciones portuarias.

w Menor rechazo social: la ubicación mar adentro de las plantas disminuye elrechazo social y la sensación de riesgo que estas instalaciones tienen en laopinión pública. Generalmente, este tipo de plantas no son visibles desdetierra, por lo que el impacto visual es inexistente.


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Figura 6.3. Floating Production Storage Offloading (FPSO).

La primera solución adoptada para este tipo de instalaciones ha sido la delbuque metanero regasificador, en operación desde el año 2005. Consiste básica-mente en un metanero modificado al que se le han añadido bombas secundariasy vaporizadores (y sus sistemas auxiliares). La salida de la fase gas para emisióntiene lugar a través de una monoboya sumergida. La emisión no puede ser con-tinua debido a las maniobras de atraque y desatraque y puede combinarse conalmacenamiento en fase gas. En principio es una solución costosa ya que inmo-viliza el barco durante la emisión o interrumpe la vaporización durante el viajea la terminal de licuación donde recarga el GNL. Como alternativa está la solu-ción FSRU donde el metanero regasificador hace funciones de muelle flotante alque atraca un metanero convencional (figura 6.4).

A finales de 2008 en Bahía Blanca (Argentina), se ha utilizado este sistemaFRSU para distribuir gas natural en la red de gasoductos argentinos.

Recientemente, se ha termi-nado de construir en Algeciras(España) la primera estructuraque se encuadra en la tipologíade “Gravity Based Structure”(GBS) para la terminal deAdriatic LNG en Rovigo, Italia.Una GBS es una plataformaque reposa en el suelo por supropio peso encima de la cualse sitúan las instalaciones de laplanta. La mayoría de estasestructuras se hacen con hor-migón reforzado o con cajónde acero. Para la construcciónes necesario utilizar un diqueseco. Una vez construida, sedeja entrar el agua en el sitiode construcción con lo cual laestructura empieza a flotar.Así la GBS se puede trasladarcon remolcadores hasta sulocalización final donde sesumerge para su fondeo defi-nitivo (figura 6.5).


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Figura 6.4. Floating Storage Regasification Unit (FSRU).

Figura 6.5. Planta de regasificación Offshore de Adriatic LNG.Tipo GBS.

6.4.5 Tecnología “Gas-to-Liquids” (GTL)

Consiste en la obtención de un petróleo sintético que se transporta fácil yeconómicamente. Por reformado con vapor o por oxidación parcial del gasnatural se obtiene un gas de síntesis a partir del cual por el proceso de Fischer-Tropsch se produce un petróleo sintético compuesto de hidrocarburos decadena larga, en general saturados, que se transporta hasta las refinerías en lasque mediante plantas de hidrocracking se obtienen gasóleos de excelente cali-dad exentos de azufre.

Es una tecnología apropiada para el aprovechamiento del “stranded” gas. Seconoce desde hace varias décadas pero su utilización hasta ahora ha sido muyescasa por la fuerte inversión requerida y por los altos consumos de energía,del orden del 40 % del gas, con las consiguientes emisiones de CO2. Por ello, seprevé una escasa contribución al abastecimiento de petróleo en 2030, del ordende 0,2 Gb, salvo que los progresos técnicos mejoren la economía de las plantasy reduzcan las emisiones de CO2.

En la figura 4.37 se representan los costes de la cadena del GNL y del GTL. Parauna capacidad de 10 bcm/año se aprecia un coste inicial muy superior al de lacadena de GNL y un coste de transporte mucho menor en un buque tanque con-vencional que en un metanero.

6.5 Resumen

w El gas natural tendrá un desarrollo importante como combustible por suventaja medioambiental respecto de otros combustibles fósiles y por lacomodidad de su uso.

w No es previsible un estrangulamiento de la oferta debido a la importanciade las reservas tanto de gas convencional como no convencional, estas últi-mas abundantes en algunos países de la OCDE (Estados Unidos, Canadá,Australia, etc.).

w Debe moderarse en lo posible el aumento de su consumo por las emisionesde CO2, que en el escenario de referencia de la OCDE se incrementaríanun 52 % entre 2006 y 2030.


269

w Es recomendable que la mayor parte de la generación eléctrica provenga deenergías limpias que, además, solamente pueden utilizarse a través de laproducción de electricidad (nuclear y renovables) o del carbón, con secues-tro de CO2, por ser la energía fósil más abundante, más equilibradamenterepartida y con rutas de aprovisionamiento más seguras, reservando lascentrales de ciclo combinado a respaldar energías aleatorias (eólica y solar)por su doble ventaja de los bajos costes de capital y su fácil adaptación avariaciones de la demanda.

w El gas natural como combustible, deberá reemplazar progresivamente a losderivados del petróleo (fuelóleos, gasóleo C, propano y butano) con la doblefinalidad de moderar el consumo de petróleo y producir menos emisionesde CO2.

w También podrá tener un importante desarrollo su uso como carburante enel sector de la automoción dado su alto índice de octano (120) y sus venta-jas medioambientales, especialmente las menores emisiones de CO2 y laausencia de partículas.


270

Capítulo 7. Conclusiones

7.1 Exploración de hidrocarburos

La evolución de las geociencias, especialmente de la geofísica sísmica, ha per-mitido un mejor conocimiento de las cuencas sedimentarias. Los progresos de lasísmica 3D en la captación y tratamiento de datos permiten una buena definicióndel modelo geológico y del potencial petrolero de una zona y posibilitan la ubi-cación más precisa de los sondeos exploratorios cuyo factor de éxito se ha mul-tiplicado por dos en los últimos 30 años. Se prevén nuevas mejoras tanto en lacaptación como en el tratamiento de datos, que deberían permitir la definiciónde cuencas en las que hoy se obtiene una información limitada tales como las quecontienen espesas capas de sal o están muy deformadas tectónicamente.

Los nuevos avances en la sísmica 4D, es decir, la sísmica 3D realizada en perio-dos sucesivos, especialmente por su tratamiento en potentes computadoras, pro-porcionarán mejores imágenes de los movimientos de los fluidos (petróleo, gas,agua) logrando así incrementar el factor de recuperación.

En el área de perforación, los avances logrados han permitido reducir el tiem-po de perforación, mejorar la seguridad, el control y el coste de los sondeos y rea-lizar sondeos horizontales. En el futuro se esperan nuevos progresos con los“slim hole”, que son pozos de pequeño diámetro en los que se mantiene perma-nentemente la circulación del lodo, se logran altas velocidades de perforación yse realiza con rapidez el montaje y desmontaje de los equipos; la perforacióndireccional con la introducción de equipos que permiten el control tridimensio-nal de la herramienta sin necesidad de detener la perforación, posibilitando larealización de sondeos fuertemente inclinados y horizontales y, finalmente, elproyecto denominado “Extreme Reservoir Contact (ERC)” que mediante el usode telemetría inalámbrica para el control de pozos permite incrementar el núme-ro de pozos laterales desde un pozo troncal al desaparecer la limitación mecáni-ca debida al espacio ocupado por las líneas de control de cada sondeo lateral. Sise logra vencer esta limitación, el mayor número de pozos laterales mejorará eldrenaje de los yacimientos desde una misma ubicación.


273

Capítulo 7. Conclusiones

También son importantes los progresos realizados en la perforación marinaque aporta cantidades crecientes de petróleo. Desde los primeros sondeosmarinos realizados en los años 50, con lámina de agua de pocos metros, losprogresos realizados han permitido perforar sondeos marinos exploratorios a2.000 metros a finales de los 80 del pasado siglo y los 3.000 m en la actualidadpor medio de plataformas semisumergibles o barcos de perforación posiciona-dos dinámicamente.

7.2 La producción de hidrocarburos

El futuro de la mejora del factor de recuperación pasa por el perfeccionamien-to de la recuperación terciaria (EOR), que sucede a la primaria (los hidrocarbu-ros se obtienen con la energía propia del yacimiento), y secundaria (se mantienela presión del yacimiento mediante la inyección de agua a través de pozos inyec-tores de algún gas que puede ser un hidrocarburo gaseoso o un gas inerte). Lastécnicas EOR (“enhance oil recovery”) son varías: aporte de calor para disminuirla viscosidad del petróleo inyectando vapor o provocando la combustión “insitu” mediante el aporte de oxígeno o aire, la inyección de productos químicosque mejoran la movilidad del fluido o nuevas técnicas de fracturación que hacenviable la extracción rentable de hidrocarburos.

El conjunto de mejoras esperadas permitiría alargar la vida de los yacimientosde petróleo rentables y desarrollar yacimientos marginales. Se estima que estasmejoras progresivas podrían aumentar en dos décadas el factor de recuperacióndel promedio actual del 35 % al 50 %, lo que supondría un incremento del 50 %de las reservas actuales recuperables, equivalentes a 20 veces la producción delaño 2007. Además, el desarrollo de yacimientos hoy no rentables, incrementaríalas reservas recuperables hasta llegar a duplicar las actuales.

La producción en aguas ultraprofundas mejorará con la puesta a punto de nue-vos materiales anticorrosivos y con propiedades idóneas para soportar las con-diciones de presión y temperatura existentes a esas profundidades.

Las mejoras tecnológicas realizadas en la exploración de hidrocarburos, hanpermitido reducir los llamados “Finding Cost”, es decir, la relación entre lainversión realizada en un año y los barriles de petróleo descubiertos. Estos“Finding Cost” descendieron, en dólares de 2007, desde 17 dólares desde 1981 a7 dólares en 2001 pero desde este último año han vuelto a incrementarse debidoa que los objetivos son más profundos, las estructuras más complejas y, con fre-cuencia, están localizadas en aguas ultraprofundas.

Conclusiones

274

7.3.- Hidrocarburos no convencionales

a) Petróleos no convencionales

Las enormes reservas de petróleos no convencionales, es decir, los que requie-ren para su extracción, transporte y manipulación tratamientos distintos de losconvencionales, tienen tres inconvenientes: el alto coste de extracción, el de“upgrading” y el impacto medioambiental. Por orden de viabilidad técnico-eco-nómica, se clasifican del modo siguiente:

w Arenas bituminosas: las reservas recuperables se sitúan entre 300 y 650 Gb,el 68 % de las cuales se encuentran en Canadá. Los costes de producciónse sitúan entre 50 y más de 100 $/b. Actualmente el bitumen se obtieneen un 65 % en explotaciones mineras a cielo abierto y el 35 % restanteinyectando vapor de agua a presión para reducir la viscosidad del bitu-men que fluye en pozos situados por debajo de los que inyectan vapor.La relación vapor/petróleo varía de 3 a 4. El consumo de energía esimportante y también lo son las emisiones de CO2 producidas por lacombustión de energía fósiles. Actualmente se utiliza el gas natural parala producción de electricidad, vapor e hidrógeno del que es fuertementeconsumidor el “upgrading”. Se está considerando sustituir el gas porenergía nuclear y carbón con secuestro de CO2, lo que encarecería loscostes totales. Se espera producir en 2030 del orden de 5 Mb/d, frente a1 Mb/d actuales. La segunda etapa, el “upgrading” del bitumen convir-tiéndolo en petróleo sintético, es igualmente caro y muy consumidor deenergía.

w Crudos extrapesados: cuyas reservas recuperables ascienden a 400 Gb, el60 % de las cuales están en Venezuela. Los problemas son similares a losde las arenas bituminosas. Los costes de producción se sitúan entre 60 y80 $/b, a los que hay que añadir los que generan el transporte yel”upgrading”.

w Pizarras bituminosas: muy abundantes en Estados Unidos, tienen costesde producción que se estiman entre 80 y 120 $/b. Existe un proceso enfase de demostración consistente en transformar el kerogeno “in situ”mediante calentadores eléctricos introducidos en pozos verticales alcan-zándose a los 2/3 años una temperatura suficiente para obtener liquidoy gases a partir del kerogeno.


275

El conjunto de reservas recuperables de petróleos no convencionales es delorden de las reservas convencionales (1.230 Gb), pero la tecnología debe progre-sar enormemente para lograr reducir no solo los costes, sino también, el impac-to medioambiental. La volatilidad de los precios del petróleo no facilita las inver-siones requeridas para mejorar las tecnologías.

b) Gas natural no convencional:

Existen reservas importantes de gas natural no convencional, principalmenteen capas de carbón y en arenas y pizarras compactas que necesitan ser estimula-das para producir el gas que encierran. Se calcula que las reservas recuperablesascienden a 420 billones de metros cúbicos (40 en carbón, 200 en arenas compac-tas y 180 en pizarras compactas), equivalentes a más del doble de las reservasconocidas convencionales.

La producción en arenas compactas (“tight sands”) representa actualmenteen Estados Unidos el 30 % de la producción de gas natural. Se requiere per-forar un gran número de sondeos y emplear técnicas de mejora de la produc-tividad. A pesar de ello, ésta se reduce con cierta rapidez, del orden del 50 %en los últimos 5 años, lo que ha obligado a aumentar el número de sondeosdando lugar a un incremento notable de los costes unitarios.

El metano contenido en formaciones carboníferas (“coalbed methane”CBM) situadas a gran profundidad o en carbones de baja calidad que no jus-tifican la minería convencional, se produce con la tecnología que se aplica alos hidrocarburos convencionales a las que se incorporan técnicas de mejorade productividad tales como la fracturación hidráulica. Pese a estas dificulta-des, en 2006, el 10 % de la producción de gas en Estados Unidos tenía estaprocedencia y se esta iniciando en otras países como Australia, India o China.

También existen cantidades significativas de gas natural en capas de piza-rras (“shale gas”) de cientos de metros de potencia y muy extendidas. La pro-ducción requiere igualmente la estimulación por fracturación hidráulica. En2008 se produjeron en EEUU 31 bcm equivalentes al 6 % de su produccióntotal de gas.

Por tanto, las reservas de gas natural no convencional son muy grandes y,a diferencia de las de petróleo, son ya competitivas en coste como lo demues-tra que la producción de gas no convencional en EEUU representa el 46 % deltotal y superará 50 % en 2030.

Conclusiones

276

7.4 La cadena del petróleo

El petróleo se transporta sin dificultad por vía marítima a grandes distancias.También se transporta por oleoductos preferentemente entre países vecinos oen el interior de un país. En los últimos 20 años los nuevos diseños de buquestanque han estado orientados a mejorar la economía del transporte y su segu-ridad. Actualmente, el consumo de energía de un petrolero por unidad trans-portada es el 40 % del que tenían hace 30 años. En cuanto a la seguridad, losnuevos diseños tienen doble casco y programas sofisticados para prevenircualquier situación de peligro. En los próximos años la tecnología seguirá losmismos parámetros.

En cuanto al refino del petróleo, la evolución de la demanda mundial con pre-dominio de destilados ligeros y medios y consumo mínimo de fuelóleos obliga aconstruir refinerías con conversión profunda. El cuadro siguiente muestra laestructura aproximada de la producción de tres refinerías de estas característi-cas, alimentadas con un petróleo ligero, una con FCC y coquer, otra con “hydro-cracker” y coquer y la tercera con IGCC y FCC.

Los IGCC producen electricidad en cantidades que dependen del tamaño de laplanta. Para un tamaño medio pueden producir del orden de 6.000 GWh/año.

Dada la estructura de la demanda española (19 % destilados ligeros, 67 % des-tilados medios y 14 % coque y fuelóleos), la configuración de “hydrocracker” ycoquer es la que más se aproxima a la demanda.

El futuro del refino seguirá evolucionando en la línea de abastecer el sector deltransporte en el que hoy es irremplazable y alimentar las plantas petroquímicas,


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FCC Hydrocracker IGCCCoquer Coquer FCC

Destilados ligeros (LPG, nafta, gasolinas) 35 % 29 % 36 %

Destilados medios (querosenos, gasóleos) 56 % 62 % 51 %

Productos pesados (coque y fuelóleos) 9 % 9 % 13 %

100 % 100 % 100 %

Consumos propios y mermas 6,5 % 6,8 % 19,7 %

mientras que la demanda de fuelóleos seguirá disminuyendo a nivel mundial alser sustituido por otras energías (gas natural, carbón, nuclear o renovables).

La creciente sofisticación del refino da lugar a un aumento de los consumospropios y mermas con el consiguiente crecimiento de las emisiones de CO2.

La mayor parte de los procesos de refino actuales se desarrollaron entre losaños 1930 y 1960 y, desde entonces, ha habido un perfeccionamiento continuo enlos materiales, las máquinas, la instrumentación y los catalizadores. Los materia-les son capaces de trabajar cada vez mas severas de temperatura, presión y corro-sividad, las máquinas son cada vez más veloces, con mejores rendimientos, másfiables y los progresos con la electrónica han conducido a una automatizacióncada vez más sofisticada de los equipos productivos, que otorgan a estas unida-des una gran versatilidad en el aprovisionamiento de materias primas y permi-ten modificar, dentro de ciertos límites, la estructura de la producción y las espe-cificaciones de los productos.

La última etapa de la cadena del petróleo es el transporte y la distribución deproductos petrolíferos. El sistema óptimo para los destilados consiste en unalogística básica, es decir el transporte desde las refinerías hasta los almacena-mientos próximos al consumo, realizada por oleoductos, busques tanque oferrocarril y la distribución hasta el consumidor final que se realiza en camio-nes cisterna multiproducto. En España, la Compañía Logística deHidrocarburos (CLH) conecta las 8 refinerías peninsulares con 36 instalacionesintermedias por medio de una red de oleoductos de 3.800 km de longitud yotras dos instalaciones costeras están abastecidas por buques tanque. En cuan-to a los fuelóleos para los que no es económicamente viable el transporte portubería, se utiliza el ferrocarril, buque o camión cisterna desde las refinerías.Los sistemas de transporte y distribución de estas características están actual-mente muy perfeccionados y admiten pocas mejoras futuras. El coste del trans-porte por oleoducto es de 1,2 a 2,4 c € x t x Km en función del diámetro, que secompara ventajosamente con el ferrocarril (5,0 a 7,0 c € x t x Km) o el camióncisterna (3,6 a 5,7 c € x t x Km).

7. 5.- La cadena del gas natural

El gas natural puede transportarse a larga distancia por gasoducto o en formade gas natural licuado (GNL) a temperatura de –161ºC y presión atmosférica; ocu-pando un volumen 600 veces inferior al estado gaseoso. Las plantas de licuación

Conclusiones

278

requieren inversiones muy importantes y son fuertemente consumidoras deenergía. La inversión unitaria depende de la existencia previa de infraestructu-ras, de las características del suelo y del tamaño de las plantas pudiendo situar-se en 0,40 $/m3 y 0,60 $/m3. Los consumos propios ascendían inicialmente al 14 %del gas natural licuado y se han reducido progresivamente hasta el 10 % omenos. Los desarrollos tecnológicos deberán permitir seguir reduciendo tantolas inversiones unitarias como los consumos propios.

El transporte marítimo se realiza en buques de doble casco, especialmente dise-ñados para transportar GNL a –161 ºC y a presión atmosférica. La carga tieneuna densidad de 0.47 t/m3 equivalente al 55 % de la densidad de un petróleode 34 ºAPI. Su tamaño ha aumentado con el tiempo hasta llegar a 266.000 m3 enun metanero que ha entrado en servicio a principios de 2009. La inversión dupli-ca la de un petrolero de similares características.

El extremo de la cadena es la planta de regasificación utilizando como fuentede calor el agua de mar o la combustión de una parte del gas.

El coste unitario de la cadena de gas es elevado variando entre 4,2 y 6,8 $/MBTU (aproximadamente 11,8 a 19 c $/Nm3). El aumento de la distancia entrelos países productores y consumidores hace que la cadena de GNL adquierauna importancia creciente. De aquí la necesidad de seguir mejorando su eco-nomía.

El transporte de gas por tubería es más económico que la cadena de GNLhasta una cierta distancia que depende de las peculiaridades del trazado delgasoducto, en especial de si es terrestre o marino, a partir de la cual es másventajoso el transporte en forma de GNL que requiere importantes inversio-nes iniciales (planta de licuación, metanero, planta de regasificación), pero encambio tiene un coste marginal por Km, que es muy inferior al marginal delos gasoductos. Por otra parte la cadena de GNL aporta más flexibilidad alsuministro de gas natural.

Se calcula que el abastecimiento de gas a Europea en forma de GNL, queactualmente es de 9,2 % del consumo total (la mitad se importa en España), supe-rará el 30 % en 2030 a medida que se vayan agotando las reservas europeas.España está situación ventajosa al disponer de 6 plantas de regasificación en ser-vicio y una en construcción mientras que en el resto de la UE hay nueve plantasen operación y 2 en construcción. La red española de gasoductos tiene una lon-gitud superior a 8.500 km.


279

7.6.- El futuro del petróleo

La AIE prevé en un escenario de referencia un consumo de petróleo de 5.100 Mten 2030, un 27 % superior al de 2006. De acuerdo con la teoría de Hubbert, el picode producción se situaría en ese año, incluyendo petróleos no convencionales ysería suficiente para atender la demanda indicada. Sin embargo, para alcanzaresa producción, sería necesario realizar importantes inversiones para desarrollarnuevos yacimientos de petróleo convencional dado que los que están actualmen-te en producción empezarán pronto a declinar y, además, poner en producciónreservas de petróleo no convencional.

Estas inversiones es dudoso que se realicen en la medida necesaria por variasrazones. La primera, porque las reservas de petróleo convencional se concentranen unos pocos países, algunos políticamente inestables; la segunda, el naciona-lismo de algunos países con importantes reservas: las empresas privadas inter-nacionales (IOC) tienen acceso pleno al 15 % de las reservas mundiales de petró-leo, mientras que las empresas estatales (NOC) controlan el 75 % y en el 10 % res-tante, las primeras tienen un acceso limitado. Cabe preguntarse si las priorida-des presupuestarias de algunos gobiernos con reservas importantes de petróleopermitirán realizar las inversiones necesarias para nuevos desarrollos, si tendránla capacidad tecnológica y de gestión necesarias para llevar al mercado el petró-leo que éste va a demandar y si voluntariamente no decidirán limitar la capaci-dad de producción para prolongar la vida de un recurso que por su naturalezaes agotable.

Por otra parte, la aportación de los petróleos no convencionales en 2030 serálimitada por los altos costes de producción y “Upgrading”. De lo anterior sededuce, por un lado que no existe seguridad en el abastecimiento futuro depetróleo y, por otro, que a medio y largo plazo es inevitable su encarecimiento,especialmente a medida que se van incorporando reservas de petróleo no con-vencionales. Por ello es necesario moderar el aumento de la demanda ya sea pormayor eficiencia en el consumo final, especialmente en el sector de la automo-ción, o por la sustitución por otras alternativas.

La primera alternativa son los biocarburantes que tienen la propiedad dereducir las emisiones de CO2, ser renovables y contribuir a una agricultura sos-tenible. Desgraciadamente, los biocarburantes producidos en Europa, el bioe-tanol a partir de cereales, y el biodiésel a partir de aceites vegetales, tieneninconvenientes graves. Por una parte elevados costes de producción que en Españase cifran en un extracoste de 492 €/tep de bioetanol y 331 €/tep de biodiésel,

Conclusiones

280

lo que, teniendo en cuenta el consumo de energía en el ciclo de vida de lasmaterias primas, se traduce en un coste de cada tonelada de CO2 evitada de 535 €en el bioetanol y 210 € en el biodiésel. Por otro lado, su posible impacto en elencarecimiento de las materias primas alimentarias, como lo confirma el infor-me de la OCDE de septiembre de 2007, titulado Biocarburantes: ¿es peor el reme-dio que la enfermedad?, en el que se afirma que es muy limitado el potencial demejora del medioambiente con la actual tecnología de fabricación de los bio-combustibles que comprometen los precios de los alimentos. Finalmente, elatractivo de los precios de las materias primas para la fabricación de biocarbu-rantes está promoviendo deforestaciones muy negativas desde el punto devista medioambiental. Ello no quiere decir que los biocarburantes no tenganfuturo. Es preciso que su fabricación sea competitiva a partir de materias pri-mas no alimentarias tales como las lignocelulosas, algas, etc, lo que no es pre-visible que suceda antes de, al menos, una década. El esfuerzo de I+D+i esreducido, al menos si se compara con las subvenciones al consumo de la actualgeneración de biocarburantes.

Otras alternativas son la utilización de gas natural comprimido como carburan-te de automoción, el hidrógeno como carburante, las celdas de combustible conhidrógeno producido a partir de energías renovables o el vehículo eléctricoigualmente alimentado con electricidad de origen nuclear o renovable. Se estánrealizando esfuerzos tecnológicos importantes que acabarán dando sus frutos.

7.7. El futuro del gas natural

Las ventajas del gas natural como combustible hacen que la AIE prevea unaumento de su consumo en el año 2030 respecto del 2006 del 52 %, casi el dobledel aumento previsto para el petróleo. La reservas convencionales de gas natu-ral, que equivalen al consumo actual de 60 años, aumentarán a medida que sedesarrollen tecnologías que permitan la explotación económica de reservas situa-das en localizaciones alejadas y en campos demasiado pequeños para justificarla construcción de plantas de licuación convencionales. Además, existen enor-mes reservas de gas no convencional cuya producción hoy es ya rentable y queademás están localizadas en gran parte en países de la OCDE, principalmenteEEUU, Canadá y Australia.

Por ello, aún cuando las reservas de gas convencional están concentradas enunos pocos países tales como Rusia, Irán o Qatar, la oferta alternativa de gas noconvencional hace poco probable un estrangulamiento de la oferta.


281

Sin embargo, la emisiones de CO2 producidas por el gas natural, que se incre-mentarían un 52 % entre 2006 y 2030, la rigidez del transporte por gasoducto,que crea una dependencia total entre el productor y el consumidor y es vulnera-ble cuando atraviesa terceros países, aconseja evitar un excesivo desarrollo ensectores en los que existen alternativas, tales como la generación de electricidadque es, además, la única vía de utilización de las energías nuclear, eólica, solar,hidráulica o geotérmica.

La limpieza, comodidad y eficiencia en el uso del gas como combustible lohacen idóneo en usos tradicionales como la industria y en los sectores domésticoy comercial, pero además tiene aplicaciones en las que podría tener un desarrollofuturo como son la generación distribuida, la micro-cogeneración y la automo-ción. Actualmente el parque automotriz abastecido con gas natural asciende enel mundo a 9,5 millones de vehículos y se espera que alcance los 50 millones en2020. Por otra parte, el gas natural seguirá siendo una importante materia primapetroquímica, especialmente en la fabricación de fertilizantes.

La futura expansión del gas pasa por la mejora en las tecnologías de almacena-miento y transporte, la utilización de los gasoductos para el transporte de mezclasde gas e hidrógeno, el transporte de productos con tecnologías de alta presión quepuede superar los 100 bar en los gasoductos terrestres frente a los máximos de 80en la actualidad, el transporte en barcos especiales como gas comprimido a presio-nes entre 200 y 300 bar, las plantas de licuación (flotantes o fijas) para yacimientosmarinos de dimensión media, plantas de regasificación flotantes y la fabricaciónde petróleo sintético a partir de gas natural (GTL) que actualmente requiere unagran inversión unitaria y tiene autoconsumos muy elevados, del orden del 40 %con las consiguientes emisiones de CO2.

Conclusiones

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1 Tonelada equivalente de petróleo (Tep) = 10.000 termias (te) = 10 M kcal1 Tonelada de hulla = 2/3 Tep1 Tonelada de lignito = 1/3 Tep1 kWh = 0,86 te1 GWh = 1M kWh = 0,86 Mte= 86 Tep1 GWh nuclear = 86/0,38 = 226 Tep1

Densidad del petróleo en grados API (American Petroleum Institute)1 barril = 159 litros1 galón = 3,8 litros1 pie cúbico = 0,028 m3

1 British Thermal Unit (Btu) = 0,252 Kcal1 Mbtu = 252.103 Kcal = 252 te1 Nm3 de gas natural = 9 te (PCI)1 bcm de gas natural = 109 m3 = 9.109 te = 9.105 Tep = 0,9 Mtep1 MBtu = 252/9 Nm3 de gas natural = 28 Nm3

º API = - 135 d 15,6 ºC/15,6 ºC =

Ejemplo: Equivalencia de 100.000 b/d de petróleo de 38 º API en toneladasaño:

100.000 b/d x 365 d/a x 0,159 m3 /b x 141,5/(131,5 +38) t/m3 = 4.848.810 t


283

Anexo. Unidades y equivalencias

141,5

d 15,6 ºC/15,6 ºC

141,5

131,5 + º API

1 Supuesto un rendimiento del 38 %.

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