Mes: noviembre 2021

El tren que procesa el petróleo crudo que viene de Neuquén y Río Negro, que por su composición es más apto para la producción de lubricantes, utiliza los cortes de la torre de vacío, se separan según su viscosidad y se los procesa para hacer bases lubricantes, que luego con el blending y la inyección de aditivos, se llega al producto terminado.

Los productos que salen del Toping van a otros procesos. Parte de la nafta va a la petroquímica y otra parte va a unidades de reformado, que a través de un catalizador se les aumenta el octanaje para hacer la nafta Infinia o la Súper. En el caso del gasoil va a unidades de hidrotratamiento para eliminar impurezas, como el azufre, nitrógeno o la espina doble ligadura, para dejar el producto apto para la calidad gasoil Infinia o el Grado 2.

El gasoil pesado va a otras unidades de cracking o craqueo para aprovecharse y volver a generar naftas y gasoil. En la refinería hay craqueo térmico, que son los coke, y los catalíticos (unidades A y B), que son unidades de aumento de conversión.

El Catalítico A se construyó en 1955 y se reformuló en varias oportunidades, tiene una capacidad de procesamiento de 180 metros cúbicos por hora, muy similar al Catalítico B. Allí se aprovecha el fondo del barril de crudo, lo que no se destila, para obtener productos de alto valor como naftas, gasoil, gas licuado del petróleo (GLP) o JP1, combustibles para aviones. Son cargas pesadas, con cadenas de carbono muy largas que no tienen valor por sí solas, y que se someten altas temperaturas y a un polvo catalizador, como si fuera una arena más fina que la caribeña, y cataliza las reacciones de craqueo. Por ejemplo, el gasoil pesado se craquea, las cadenas de carbono grandes se rompen, y dan un resultado de cadenas de moléculas más chicas que sí tienen valor económico. De este proceso surgen gases livianos (metano o etano, que se utilizan en los mismos hornos de la refinería), GLP que va a las plantas de químicas, naftas, gasoil y gasoil decantando, que puede ser fuel oil para centrales térmicas o carga para los mismos cokes. Todo se aprovecha.

En la refinería también hay una unidad de asfalto, que se produce con lo que no se destila en la torre de vacío, que se hace una extracción líquido-líquido con propano y se obtiene asfalto que se vende para usar en las calles de todo el país.

La refinería de YPF de La Plata posee un índice de complejidad Solomon de 8,3 y, conjuntamente, con la refinería de Luján de Cuyo (índice 10,7) son las más complejas del país. En Mendoza hay una capacidad para refinar más de 105.000 barriles de crudo por día. La refinería de Plaza Huincul puede refinar 25.000 barriles por día y tiene un índice de complejidad Solomon de 1,9. No tiene coke ni catalítico: el crudo ingresa al Toping por ductos y se procesa. El fondo, lo que no se destila, lo inyectan nuevamente en el oleoducto y viaja a La Plata.

El Complejo CILP produce el 52% del Jet A1, el 39% del gasoil y el 41% de las naftas del total de la producción nacional. Tiene una capacidad de procesamiento de 189.000 barriles de crudo por día (unos 9 millones de m3) y emplea a más de 4.000 trabajadores, de los cuales 10% son mujeres. Las plantas operan las 24 horas del día, los 365 días del año. En los últimos seis años YPF invirtió más de u$s1.600 millones en adecuaciones y tareas de mantenimiento en el Complejo. Hoy la petrolera refina 55% de crudo neuquino y 45% de la Cuenca San Jorge y compra a otras compañías solo un 20% del total de refinación, pero para 2023 se espera que procese casi 100% del crudo propio, aunque siempre hay yacimientos cautivos que requieren adquisiciones para que no queden inoperantes.

Pero en las instalaciones de YPF en La Plata no solo se trabaja para la firma de bandera. El crudo del Golfo San Jorge que se trasladó en barco y se descargó en Puerto Rosales (Bahía Blanca) se bombea hasta la planta y desde allí se abastece a la refinería de PAE (Axion) en Campana, que procesa 88.000 barriles diarios, y a la de Raízen (Shell) en Dock Sud, que tiene capacidad para refinar 107.00 barriles. Así lo explicó Carlos Benito, gerente de operaciones y logística, con 20 años de experiencia en la compañía, y máximo responsable de los más de 3.000 km de ductos y poliductos. “Nosotros tenemos la responsabilidad de transportar el crudo que sale de los yacimientos. Como son ductos concesionados a la Nación tenemos la obligación de mantenerlos, operarlos y prestar servicios a otras compañías para no ser cautivos del crudo. Nos rige la reglamentación 120 de transporte de crudo. A Rosales llegan todos los crudos y se arman los Bach, que van a cada refinería. Esos Bach los separamos por crudo pesado y liviano. Nosotros transportamos 60% de crudo pesado, que viene de Santa Cruz y zona Sur, y un 40% que viene de la zona neuquina. De ese 40%, el 70% es de Vaca Muerta, que son unos 400.000 m3 mensuales”, explicó Benito.

Al crudo de Neuquén-Río Negro, que en La Plata se le llama Medanito, se le suma el shale de Vaca Muerta, y se lo procesa en los Toping para hacer lubricantes. Según comentó Manuel Alardi, gerente de lubricantes de la refinería, el crudo neuquino tiene un rendimiento más bajo en fondo, con un poco más de azufre, y mejor rendimiento en naftas, gasoil y destilados, con una composición más parafínica, de enlaces simples, que sirve para hacer bases lubricante. “Desde que se empezó a desarrollar Vaca Muerta en los últimos años fue incrementándose la proporción de shale en la corriente de lubricantes. Antes el crudo que venía de la cuenca neuquina era un convencional, pero hoy estamos en 60% de shale en esa corriente”, especificó Alardi, garante de los Toping C, D y IV y de la producción de lubricantes de YPF.

El boom de producción de Vaca Muerta obligó a los refinadores a adoptar medidas importantes. En septiembre pasado YPF completó con éxito la puesta a punto de la planta Catalítico A, lo que implicó más 70 días de trabajo continuo de 800 operarios especializados y una inversión de u$s30 millones. Se realizaron tareas de apertura, limpieza, inspección y reparación en 116 equipos, y se completó la reparación y el cambio de 640 válvulas. Los trabajos incluyeron 130 tareas metalúrgicas y el reemplazo de 550 líneas de agua de refrigeración. También se reemplazó una turbina a vapor por un moderno generador eléctrico, que brinda mayor eficiencia energética y seguridad. YPF informó que se trata de un generador de una potencia de 3500 KVA, que permitirá un ahorro de 25 toneladas de vapor/hora.

Con el incremento del procesamiento del shale el diseño de la planta encuentra “cuellos de botella”. Por ejemplo, con el crudo de Vaca Muerta, que aporta mucho caudal de naftas, se reduce la capacidad de condensarla y se tienen que adecuar las plantas. “Ahora la obra que se está haciendo en el Toping D es agregar intercambiadores de calor y una torre denaftadora, que va a eliminar los componentes livianos antes de entrar al horno, y se va a poder aumentar el procesamiento de la planta y eliminar los cuellos de botella en el horno y en el sistema de condensación de cabeza”, detalló Alardi.

Las obras en el Toping D están en la etapa civil, con la ejecución de pilotes, a cargo de la empresa AESA, la constructora de YPF. La inversión total es de casi u$s150 millones. Para fines del 2023 estará en marcha y permitirá aumentar el tratamiento de 420.000 m3/hora de shale oil a 560.000 m3/hora. Eso equivale a casi un 25% más de procesamiento del crudo de Vaca Muerta.

También se anunciaron inversiones complementarias por u$s360 millones más para obras menores de renovación de una planta de hidrotratamiento de naftas (HTNFCC), la construcción de una nueva (HTNC B) y para poner a punto una unidad en desuso (magnaforming).

Según comentó Pablo Rizzo, gerente general de la refinería, al aumentar la producción de petróleo en Vaca Muerta se espera que para los próximos años se produzca una cantidad de crudo equivalente al nivel de procesamiento, al tiempo que crece la expectativa de exportarlo a Chile. “El oleoducto trasandino hoy está fuera de servicio, pero se le han hecho todos los mantenimientos porque una vez que se incremente la producción de shale oil la idea es evacuarlo en crudo. En el Plan estratégico indica que en 2023 tendremos saturada la capacidad de refinación propia y a partir de ahí habrá saldos exportables, seguramente será para 2025”. Ese año la refinería cumplirá su primer centenario.

Fuente: www.ambito.com