LA ENERGÍA Y EL PETRÓLEO LA ENERGÍA Y EL PETRÓLEO
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SUBDIRECCIÓN DE AUDITORÍA EN SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL LA ENERGÍA Y EL PETRÓLEO Ing. Daniel Gómez Bilbao Consumo Consumo mundial mundial de de Energía Energía Primaria Primaria 623 Quadrillones (1015) de B.t.u 30 50 282 347 397 21 24 8 19 71 54 409 26 30 27 30 95 98 471 108 90 75 91% 157 87 % 109 91 87% 86% 95 85 % 86% 131 136 156 159 185 1980 1990 2000 2002 2010 Gas Natural Carbón Petróleo 140 30 39 Hidroeléctrica + Renovables Fuente: Energy Information Administration, World Consumption of Primary Energy by Selected Country Groups, 1992-2001 Energy Information administration, International Energy Outlook 2004, April 2004 245 2025 Nuclear Balance Balance nacional nacional de de energía energía PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PRIMARIA 89.4 % 4.6 % 3.6% CRUDO GAS NATURAL 70.0 % 19.4 % 89.4 % HIDROENERGÍA GEOENERGÍA NUCLEOENERGÍA 3.0 % 0.6 % 1.0 % 4.6 % BIOMASA 3.6 % CARBÓN 2.4 % 2.4 % Balance Balance nacional nacional de de energía energía CONSUMO FINAL ENERGÉTICO POR SECTOR RESIDENCIAL, COMERCIAL Y PUBLICO 22.0 % TRANSPORTE 42.5 % INDUSTRIAL 32.5 % AGROPECUARIO 3.0 % Instalaciones Instalaciones petroleras petroleras Camargo Reynosa 355 5,286 185 12 8 17 6 9,704 9,070 13,731 4,233 Campos en producción Pozos en explotación Plataformas marinas Centros procesadores de gas Complejos petroquímicos Terminales de distribución de gas licuado Refinerías Poliductos (km) Oleoductos (km) Gasoductos (km) Otros ductos (km) 24,463 Ductos para descarga de pozos y otros Cadereyta 77 Terminales de Almacenamiento y Distribución 15 Terminales Marítimas 19 Buquetanques Monterrey Madero Poza Rica Salamanca Tula Guadalajara Cd. México Matapionche Pajaritos Morelos Zonas productoras Refinerías Cd. Pemex San Martín Texmelucan Cosoleacaque Minatitlán N. Pemex Cactus Cangrejera Centros petroquímicos Centros procesadores de gas Centros de venta Ductos Rutas marítimas Salina Cruz Planta Laboral 2005 DISTRIBUCIÓN DE PLAZAS OCUPADAS POR EMPRESAS SUBSIDIARIAS 145,427 PLAZAS DE TRABAJO 34.0 % 126,618 DEFINITIVAS 18,809 TEMPORALES 33.8 % 13.8 % 10.0 % 8.4 % Pemex Exploración y Producción Pemex Refinación Pemex Corporativo Pemex Petroquímica Pemex Gas y Petroquímica Básica Petróleos Petróleos Mexicanos Mexicanos GAS SECO GAS LP AZUFRE GAS SECO GAS NO ASOCIADO GASOLINA NATURAL GAS HÚMEDO GAS NATURAL B Á S I C O S ENDULZAMIENTO, RECUPERACIÓN CRIOGÉNICA Y FRACCIONAMIENTO METANO ETANO DERIVADOS DEL METANO Amoniaco CO2 Metanol PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA Etileno Dicloroetano Polietileno de A y B Cloruro de vinilo SEPARACIÓN GAS Y PETRÓLEO PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN NAFTAS PROPILENO Y DERIVADOS PETRÓLEO CRUDO Y GAS ASOCIADO E DERIVADOS DEL ETANO PROPILENO POZO PETROLERO V Acrilonitrilo PEMEX PETROQUÍMICA SECUNDARIA GAS LP A PGPB N AROMÁTICOS Y DERIVADOS Benceno Estireno Etilbenceno Tolueno Xilenos (orto, meta, para) T GASOLINAS TURBOSINA / KEROSINA DIESEL PETRÓLEO CRUDO A GASÓLEO COMBUSTÓLEO ASFALTO PEMEX REFINACIÓN COQUE Y AZUFRE OTROS (PMI) PETRÓLEO CRUDO A EXPORTACIÓN PRODUCCIÓN ENE-DIC 2005 S Producción y Distribución Nacional de Hidrocarburos DIAGRAMA SIMPLIFICADO DE LA PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS MILES DE BARRILES PROMEDIO DIARIOS DE PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (gas en millones de pies cúbicos por día –mmpcd-, líquidos en miles de barriles por día –mbd-) Insumos de gas residual de PGPB 1,166.2 A la atmósfera: Gas 182.2 152.6 CO2 38.7 58.4 1,169.3 Gas seco 3,050.3 mmpcd A Pemex Refinación (gas amargo) 0.9 2,879.0 1.0 Utilizado en operación 618.4 1,563.3 520.8 Pozos de Gas no asociado Producción total 4,818.0 Gas asociado 2,954.1 A Pemex Gas y Petroquímica Básica 4,923.5 4,572.9 Gas natural 5,984.2 (1) 3,009.6 Estación de recompresión 4,774.7 5,742.2 Condensación en ductos (disminución de gas) 225.5 mmpcd (2) Separadores 13.5% 12.7% 553.7 234.7 PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA Gas no asociado 1,863.9 * Gas seco equivalente a líquido 586.6 MBD Carga a fraccionamiento 435.5 MBD (3) Licuables de gas 337.5 MBD 348.5 450.9 10.0% 10.3% Condensados estabilizados 88.9 MBD 94.0 Pozos de crudo y gas asociado Producción de Condensados de PEP 95.9 MBD Producción de crudo 3,333.3 MBD 101.0 34.3% 3,382.9 A Pemex Refinación (elaboración de petrolíferos para consumo nacional) 1,487.3 MBD Producción a distribuir 3,319.9 MBD (4) 34.1% 1,489.1 3,362.7 * (1) (2) (3) (4) EQUIVALENCIA CALÓRICA: 5,200 pies cúbicos de gas generan la misma cantidad de calor que un barril de petróleo. Incluye diferencias de medición de (0.0) mmpcd. Incluye empaque neto por (19.5) mmpcd. 42.2% 42.9% 1.5 Incluye otras corrientes y líquidos de proceso de 9.1 mmpcd. A terminales de exportación 1,832.6 MBD 1,873.6 0.0 8.4 Volumen ajustado por variación de inventarios, mermas, derrames y diferencias en medición por (13.4) mbd. Cifras reales enero – diciembre de 2004 20.2 Distribución y Transformación Integral de Crudo y gas DISTRIBUCIÓN Y TRANSFORMACIÓN INTEGRAL DE CRUDO Y GAS ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (miles de barriles promedio por día) IMPORTACIONES 479.2 765.6 SALINA CRUZ 292.7 23% 287.9 INVENTARIOS 1.7 0.2 22% DISPONIBILIDAD A DISTRIBUIR (MMPCD) 4,695.7 EMPAQUE NETO 0.5 4,813.9 0.3 AUTOCONSUMO 1,284.4 TULA 295.6 23% 291.8 23% 2,032.5 MINATITLÁN 162.6 13% 2,056.1 RECONSTITUÍDO 45.3 7.8 0.0 500 1000 1500 2000 2500 DESPUNTE A EXPORTACIÓN 57.5 92.1 CANGREJERA A COMBUSTÓLEO 131.4 133.8 Y OTROS 31.1 31.0 3000 7. 9 1,25 0 39.8 520.9 63.3 2,879.0 553.7 12.7% COMB. IND. 0.0 79.8 COMBUSTÓLEO MAQUILA 81.4 97.4 OTROS PETROL. 1,489.1 350.8 65.2 GASOLINA CRUDO EXPORTACIÓN A 20° C 1,832.6 42.2% 1,873.6 89.8 215.4 224.9 129.0 132.5 50 100 300 400 500 MOVIMIENTO DE INVENTARIOS (6.2) 3.4 76.5% 42.9% CARGA A EXPORTACIÓN A 20°C (%) ESTADOS UNIDOS 79.2 EUROPA 9.5 GAS LICUADO 0 200 10.3% 87.9 ETANO 100 34.1% 3,362.7 449.3 2.1 368.3 61.7 PRODUCCIÓN DE CRUDO A DISTRIBUIR 3,319.9 76.5% PRODUCCIÓN (4) 435.5 1.7 A FRAC. 0.0 CRUDO REFINACIÓN 1,487.3 34.3% GAS (1) 435.5 10.0% 450.9 62.1 324.7 GASOLINA Y DIESEL 65.8 LÍQUIDOS DEL OTRAS CORR. 545.2 318.2 0 GAS SECO 3,050.3* 586.6 MBD 13.5% 40.9 DIESEL 4. 9 23.9 1,463.9 GAS LICUADO KEROSINAS 1 ,2 7 EXPORTACIONES GAS SECO GASOLINAS MADERO 141.9 11% 145.3 11% CADEREYTA 194.6 15% 212.8 16% 2,757.5 TRANSFERENCIAS 16.3 28.0 ELABORACIÓN DE PETROLÍFEROS (2) TOTAL 1,413.3 51.9 49.7 1,303.4 167.0 13% 2,638.8 VENTAS INTERNAS DESPUNTADO DE CANGREJERA 12.9 11.3 SALAMANCA 197.0 15% 14% 198.6 150 200 250 * (1) (2) (3) (4) LEJANO ORIENTE Millones de pies3 prom./día (% con base en barriles equivalentes de crudo) Incluye condensados estabilizados. Incluye rendimiento volumétrico por proceso 33.9 MBD. 41.4 Incluye venta a CPPQ Morelos. (0.2) 1.4 Incluye variación volumétrica de: (0.3) MBD y 1.2 a Madero. 2.0 RESTO DE AMÉRICA 9.3 1,826.4 AFRICA 1,877.0 0.0 0 20 40 60 80 100 Pemex Exploración y Producción CAMPOS EN PRODUCCIÓN 355 POZOS EN EXPLOTACIÓN 5,285 PLATAFORMAS MARINAS 189 OLEODUCTOS (km) 4,685 GASODUCTOS (km) 6,902 Región Marina Suroeste Región Norte Región Marina Noreste Golfo de México Océano Pacífico YUCATAN QUINTANA ROO CAMPECHE YACIMIENTOS TABASCO RESERVAS EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN PRODUCCIÓN, ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN PRODUCCIÓN ENE-DIC 2005 Región Región SurSur Estacion Atasta Planta de Nitrógeno LOS YACIMIENTOS DE PETRÓLEO EL ORIGEN DEL PETRÓLEO La teoría orgánica es más ampliamente aceptada en la actualidad por los hombres de la ciencia. Esta aceptación se basa en las evidencias que antiguos mares han dejado en rocas. Durante su existencia, amplios ríos desembocaban en ellos, arrastrando grandes cantidades de fango y limo. Estos lodos y arenas eran esparcidos por mareas y corrientes, produciendo cambios en la línea del litoral y formando capas sobre el fondo del mar, estas eran continuamente presionadas hacia abajo por el peso de nuevas capas que se depositaban sobre las otras hasta convertirse en roca sedimentaria como arenisca, caliza y dolomita, donde se encuentra el petróleo en la actualidad y en lutitas donde se depositaron los organismos que dieron origen al petróleo. Si se acepta la teoría orgánica de que fueron organismos vivientes la base del petróleo y el gas, y que estos resultaron de los cambios de esos organismos al quedar sujetos a la presión, temperatura y posiblemente otros efectos químicos y bacteriológicos al quedar enterrados bajo el cieno de los mares antiguos. Hay que aceptar también que la búsqueda de petróleo esta confinada principalmente a las zonas que contienen rocas sedimentarias, ya que en ellas quedaron enterrados los materiales originales. Es corriente hallar petróleo y gas en areniscas, que están compuestas de granos de sílice mezclados con partículas de arcilla. También se halla petróleo en rocas calizas y en dolomita. El petróleo migra desde el lugar de su formación a través de poros que existen entre las partículas de la arenisca o entre poros y fracturas en la dolomita y la caliza. En esas aberturas se forma, el yacimiento en el que se acumulan petróleo y gas. I. Fin del cretácico Línea de playa actual Borde de plataforma continental actual Sedimentos mesozoicos II. Fin del terciario medio Golfo de México ancestral Sedimentos mesozoicos Sedimentos del comienzo del terciario III. Epoca actual Sedimentos Sedimentos mesozoicos del comienzo del terciario Rec ie nte y ple isto ce Golfo de México no Sedimentos del fin del terciario Diagrama del Geosinclinal de la Costa del Golfo de México. LOS YACIMIENTOS DE PETRÓLEO MOVIMIENTOS DE LA TIERRA.- La corteza de la tierra se ha movido hacia arriba, hacia abajo y hacia ambos lados muchas veces en el pasado y continúa haciéndolo. La corteza a través del tiempo geológico, ha tenido eventos tectónicos que mueven las capas de la tierra y las pueden sepultar a muchos kilómetros de profundidad, prueba de ello son los fósiles marinos hallados en algunos de los pozos petroleros profundos. La roca sedimentaria se deposita en capas llamadas estratos que no son lo suficientemente fuertes como para resistir los movimientos de la tierra, por lo que cada vez que ocurre uno de esos movimientos, los estratos se deforman o se fracturan y las fallas y fracturas que así se forman se denominan “juntas”. Si la roca a cada lado de la fractura cambia su posición, a esto se le llama falla. Las fallas normales tienen la característica de que el bloque que se mueve sufre una caída no así en las inversas en las cuales el bloque en movimiento sube. Las fallas a rumbo o de desplazamiento lateral se mueven horizontalmente. Puede ocurrir una combinación de los dos movimientos, vertical y horizontal, por tanto, los movimientos de la tierra producen barreras que atrapan acumulaciones de petróleo. Caliza Arena Lutita Caliza Normal Inversa Arena Lutita Cabalgante Lateral Fuerzas de compactación y deformación. Clases simples de fallas. LOS YACIMIENTOS DE PETRÓLEO TRAMPAS.- La dirección de la migración del petróleo del lugar donde se formó a donde se acumula, se cree que es hacia arriba porque el movimiento posterior se ve bloqueado por una trampa. El petróleo y el gas se elevan al desplazar el agua de mar que originalmente llenó los espacios porosos de la roca sedimentaria. Su progreso se interrumpe cuando encuentra una barrera de roca que atrapa o sella el yacimiento. Si se pudieran poner partes iguales de gas natural, crudo y agua salada en un recipiente sellado de cristal, se separarían en tres capas: el gas en el tope, el aceite en medio y el agua salada en el fondo. Sin embargo, no toda el agua salada se desplaza de los espacios porosos. Frecuentemente hay agua salada en las acumulaciones de petróleo y gas. Llamada agua congénita, está tanto en los poros mas pequeños como en los poros mas grandes. Los campos de petróleo y gas que se buscan hoy, son estructuras geológicas o trampas en las que el petróleo y el gas quedaron atrapados formando así un yacimiento. Para que esto ocurra tiene que haber habido primero una fuente de hidrógeno y carbono (resto de plantas y animales), condiciones favorables para su descomposición y luego la recombinación en hidrocarburos de petróleo, un proceso de migración hacia zonas de menor presión y finalmente, debe haber una trampa sellada que impida la posterior migración del petróleo. Agua Aceite Trampa en una estructura de tipo anticlinal. LOS YACIMIENTOS DE PETRÓLEO TIPOS DE YACIMIENTOS.- Estructuras geológicas de muchos tamaños, formas y tipos forman los yacimientos en los cuales se acumula el petróleo. TRAMPAS POR FALLAS.- Se forman cuando al desplazarse un estrato en la vertical, su recolocación atrapa el petróleo. Una capa impermeable queda frente a la permeable conteniendo el aceite o el gas sin que éste pueda moverse. DOMOS.- A veces, las acumulaciones de petróleo se hallan en rocas porosas que están encima o circundadas por grandes masas de sal que en su empuje hacia arriba, por causa de la presión, han deformado y plegado las rocas porosas que impedían su paso. TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS.- Se forman cuando se presenta una discordancia producto de un evento tectónico y posteriormente se depositan rocas con ángulo diferente. Roca de cubierta Lutita impermeable Gas Gas Aceite Roca de cubierta impermeable Agua Agua Agua Agua Esta falla se produjo cuando un lado de la misma cayó Aceite Sal Trampa formada por la deformación causada por la intrusión de un domo salino. Petróleo atrapado bajo una discordancia en una trampa de tipo estratigráfico. LOS YACIMIENTOS DE PETRÓLEO PROPIEDADES DE LAS ROCAS DE YACIMIENTO.- A fin de evaluar el potencial de un yacimiento, el geólogo petrolero ha de tener los siguientes datos: (1) la capacidad de la roca de contener fluido, (2) la cantidad relativa de fluido presente, y (3) la capacidad que éste tiene para fluir a través de la roca hacia el pozo. Esto último se determina por dos factores: porosidad y permeabilidad. POROSIDAD.- Porosidad es la capacidad de la roca de contener fluidos- o el volumen de porciones no sólidas o fluidas del reservorio, divididas entre el volumen total. SATURACIÓN DE LOS POROS.- Si la porosidad representa la capacidad de contener fluidos, la saturación es la cantidad de fluido presente en un espacio dado. Si se expresara en porcentaje, 20% de saturación indicaría que 1/5 del espacio disponible contiene el fluido que se mide - petróleo o agua-. La cantidad de petróleo, o saturación de hidrocarburos, es uno de los factores para determinar si económicamente vale la pena desarrollar un yacimiento. PERMEABILIDAD.- La permeabilidad de un yacimiento es el factor que determina lo fácil o difícil que será el desplazamiento del fluido a través de la formación. No es suficiente que el geólogo sepa que existe petróleo; también debe poder determinar si fluirá fácilmente del yacimiento al pozo. Esto se basa en varios factores: las propiedades del fluido, el tamaño y configuración de la formación, la presión y el flujo (cuanto mayor la presión sobre el fluido, mejor será el flujo). Roca Aceite Agua Granos de sílice cubiertos de agua. El petróleo ocupa los espacios entre los poros y el agua. LOS YACIMIENTOS DE PETRÓLEO YACIMIENTOS.- Para ser comercialmente explotables, los yacimientos petrolíferos han de tener las siguientes características: 1. Una formación rocosa en la que la porosidad sea satisfactoria para contener los fluidos. 2. Debe haber gas o crudo en cantidades lo suficientemente grandes como para que la explotación sea económicamente justificable. 3. Una fuerza natural de empuje, generalmente gas o agua. Afloramiento de Arena Ag ua Fluyente Yacimiento con empuje hidráulico. Pozo Petrolero LOS YACIMIENTOS DE PETRÓLEO FLUIDOS DEL YACIMIENTO.- La definición de fluidos de un yacimiento o reservorio es cualquier sustancia, aceite, gas o agua que pueda fluir. El agua y el petróleo son líquidos y fluidos. Al gas se le considera fluido aunque no sea líquido. Como el yacimiento en su origen está formado por rocas que se depositaron en el fondo marino, siempre hay agua de mar atrapada en el mismo. Los geólogos la llaman agua congénita (del latín: nacido con). Así, el agua congénita es la que ha estado presente desde la formación del yacimiento Mediante núcleos de roca puede determinarse la cantidad de agua congénita, dándose como un promedio en cifra del volumen contenido en los espacios porosos. Además del agua congénita mezclada con los hidrocarburos. También existen formaciones exclusivamente llenas de agua que se denominan acuíferos. Agua de los acuíferos es la que se encuentra directamente debajo del petróleo y el agua marginal es la que rodea la acumulación de petróleo. Esta es el agua que produce el empuje o presión sobre el aceite en muchos yacimientos. Esto es necesario porque el petróleo a veces no puede moverse por si mismo hasta la superficie, así que es la energía producida por la presión de agua o el gas con el aceite la que lo lleva hasta la superficie. Zona de petróleo Agua Condiciones originales Zona de petróleo Agua Agotado en un 50% Yacimiento con empuje por gas libre Yacimiento con empuje por gas en solución. Yacimiento de empuje hidráulico. Las reservas de hidrocarburos en México Petróleos Mexicanos, anualmente actualiza sus reservas de hidrocarburos, de acuerdo a definiciones empleadas internacionalmente y aceptadas por la comunidad financiera. En el caso de las reservas probadas, se usan las definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC), organismo gubernamental estadounidense que regula los mercados de valores y financieros, en tanto que para las reservas probables y posibles se aplican las definiciones propuestas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y los World Petroleum Congresses (WPC), todos ellos organismos técnicos y gremiales donde México participa a través de sus geocientíficos e ingenieros. PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE Las reservas se cuantifican en barriles de petróleo crudo equivalente que resulta de la suma del aceite, de los condensados, de los líquidos de planta y el gas seco en su equivalencia líquida. Este último se obtiene de acuerdo con los poderes caloríficos del gas y del aceite crudo y con el fin de manejar la reserva de los hidrocarburos, líquidos y gaseosos en unidades comparables. El factor de conversión usado es de 5.2 millares de pies cúbicos de gas por barril de petróleo crudo equivalente. Gas dulce húmedo Envío a la atmósfera Autoconsumo Gas natural Gas seco Gas a entregar al centro procesador de gas Gas seco equivalente a líquidos Compresor Endulzadoras Criogénica Líquidos de planta Azufre Condensados Aceite Petróleo crudo equivalente Las reservas de hidrocarburos en México CLASIFICACIÓN DE LOS RECURSOS Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS.- Al volumen de hidrocarburos asentado originalmente en las rocas del subsuelo se le conoce como recurso, y a la fracción de acumulaciones conocidas de éste, se le conoce como recurso descubierto. La parte de estos hidrocarburos ya recuperada es la producción, y la que se espera recuperar, económicamente, con los métodos y los sistemas de explotación adecuados, evaluada a cierta fecha, a condiciones atmosféricas y bajo las normas gubernamentales, se le denomina reserva. Las reservas de hidrocarburos son acumulaciones conocidas de las que se tiene evidencia física mediante pruebas de producción. Las acumulaciones que no tienen evidencia física se le denomina recurso no descubierto. El riesgo económico generado por la incertidumbre en la información e interpretación de datos geológicos, geofísicos, petrofísicos y la aplicación de prácticas de ingeniería permiten clasificar a las reservas como probadas y no probadas. Las primeras incluyen las desarrolladas y las no desarrolladas, y las segundas las probables y posibles. Las reservas de hidrocarburos en México RESERVAS PROBADAS.- Volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, los cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada, proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada. RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS.- Reservas que se espera sean recuperadas de los yacimientos actualmente en explotación, que pueden ser recuperados con la infraestructura actual mediante trabajo adicional con costos moderados de inversión. Las reservas asociadas a procesos de recuperación secundaria y/o mejorada serán consideradas desarrolladas cuando la infraestructura requerida para el proceso esté instalada o cuando los costos requeridos para ello sean menores. Se consideran en este renglón, las reservas en intervalos terminados los cuales están abiertos al tiempo de la estimación, pero no han empezado a producir por condiciones de mercado, problemas de conexión o problemas mecánicos, y cuyo costo de rehabilitación es relativamente menor. RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS.- Son reservas que se espera serán recuperadas a través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se requiere un gasto relativamente grande para terminar los pozos existentes y/o construir las instalaciones para la producción y transporte. RESERVAS NO PROBADAS.- Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, producto de extrapolar características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de certidumbre razonable, o de suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios tanto técnicos como económicos que no son los que prevalecen al momento de la evaluación. En situaciones de desarrollo no inmediato, los volúmenes de hidrocarburos descubiertos comercialmente producibles, pueden ser clasificados como reservas no probadas. Las reservas de hidrocarburos en México RESERVAS PROBABLES.- Incluyen aquellas reservas mas allá del volumen probado, y donde el conocimiento del horizonte productor es insuficiente para clasificar estas reservas como probadas. También, se incluyen aquellas reservas en formaciones que parecen ser productoras con base en registros geofísicos pero carecen de datos de núcleos, o pruebas definitivas, y no son análogas a formaciones probadas en otros yacimientos. En cuanto a los procesos de recuperación secundaria y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos procesos, son probables cuando un proyecto o prueba piloto ha sido planeado pero aún no se encuentra en operación, cuando las características del yacimiento parecen favorables para una aplicación comercial. Otros casos de reservas probables surgen en diferentes situaciones. Las siguientes condiciones conducen a clasificar las reservas mencionadas como probables: i. Reservas asociadas a áreas donde la formación productora aparece separada por fallas geológicas, y la interpretación correspondiente indica que este volumen se encuentra en una posición estructural más alta que la del área probada. ii. Reservas atribuibles a una intervención exitosa, tratamiento, retratamiento, cambio de equipo u otros procedimientos mecánicos, donde tales procedimientos no han probado éxito en pozos que exhiben comportamiento similar en pozos análogos. iii. Reservas adicionales en formaciones productoras donde una reinterpretación del comportamiento, o de los datos volumétricos, indican áreas adicionales que pueden ser clasificadas como probables. Las reservas de hidrocarburos en México RESERVAS POSIBLES.- Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que son menos probables aún de ser económicamente recuperables que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, las reservas posibles pueden incluir los siguientes casos: a) Reservas que están basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir en áreas adyacentes (contiguas) a las áreas clasificadas como probables y en el mismo yacimiento. b) Reservas en formaciones que parecen estar impregnadas de hidrocarburos, basados en análisis de núcleos y registros de pozos, pero pueden no ser comercialmente productivas. c) Reservas por incremento debido a perforación intermedia que está sujeta a incertidumbre técnica. d) Reservas por incremento atribuidas a mecanismos de recuperación mejorada cuando un proyecto o prueba piloto está planeado pero no en operación. e) Las características de roca y fluido del yacimiento son tales que existe una razonable duda de que el proyecto sea comercial. f) Reservas en un área de la formación productora que parece estar separada del área probada por fallas, y que la interpretación geológica indica que el área de estudio está estructuralmente más baja que el área probada. Las reservas de hidrocarburos en México CIFRAS AL 1° DE ENERO DE 2005. 13.4 Integración por categoría de las reservas remanentes de petróleo crudo equivalente del país. 15.8 46.9 33.5 17.6 Las reservas probadas constituyen el 39.3 por ciento de las reservas 3P. Probadas Probables 02:00 p.m. Posibles 3P mmmbpce (miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente). 12.9 Distribución nacional de las reservas probadas, 17.6 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, por tipo de fluido. 2.8 1.4 0.5 Aceite Condensados mmmbpce (miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente). Gas seco equivalente a líquido Líquidos de planta Exploración Las actividades de la industria petrolera comienzan con la exploración, que es el conjunto de tareas de campo y oficina cuyo objetivo consiste en descubrir nuevos depósitos de hidrocarburos o nuevas extensiones de los existentes. Todas las compañías petroleras del mundo destinan una parte importante de sus recursos técnicos y económicos a esta actividad, con miras a incrementar sus reservas. La búsqueda de petróleo empieza con los geólogos y los geofísicos. Una vez se localiza esa “zona probable”, se efectúan pruebas e investigaciones específicas cuyos resultados sirven para trazar “mapas” del subsuelo. La exploración petrolera en nuestros días puede integrarse de acuerdo a las siguientes actividades: • Identificación de cuencas. • Determinación de condiciones geológicas propicias. • Definición de prospectos y descubrimientos de reservas. • Delimitación de yacimientos. Los trabajos para la identificación de cuencas consiste en estudiar las condiciones geológicas de un área para estimar las posibilidades de que contenga hidrocarburos en su subsuelo. Incluyen exploraciones fotogeológicas, de geología superficial y estudios físicos de gravimetría, magnetometría y sismología regional. El método más valioso para este tipo de trabajo es el sismológico. Estudios sismológicos en tierra.- El camión de vibración, produce ondas que se reflejan en los distintos estratos, siendo captados por los detectores (geófonos) y registrados en el vehículo sismográfico. Exploración La información obtenida en las exploraciones geológicas y geofísicas se analiza cuidadosamente para decidir los sitios donde deben perforarse los pozos exploratorios. Durante la perforación de estos pozos, geólogos y paleontólogos estudian las muestras de roca cortadas al perforar el pozo, haciendo periódicamente mediciones geofísicas dentro del mismo. Los resultados de estos estudios definen las capas del subsuelo que contienen hidrocarburos y de las cuales puede extraerse petróleo y/o gas. No obstante lo minucioso de estos métodos, no siempre conducen al hallazgo del yacimiento, a pesar de existir condiciones geológicas propicias para almacenar el producto. Por otra parte, si el pozo exploratorio tiene éxito, revela la existencia de un nuevo yacimiento petrolero, mediante la manifestación de aceite o gas, que se incorpora a las reservas y justifica la perforación de pozos para delimitar el yacimiento y para desarrollar el campo petrolero de reciente descubrimiento con lo que dará inicio la etapa de explotación. Las actividades exploratorias se encauzan al objetivo básico de descubrir mayores reservas y evaluar las posibilidades petrolíferas de nuevas regiones. Boya de cola Hidrofonos Cable de 4 km. Cable de superficie Pájaro Pistola neumática Fondo del mar Capas rocosas Estudios sismológicos costa afuera.- En las operaciones sísmicas en el mar se usan los disparos de aire en vez del camión de vibración, para ello se instalan hidrofonos o detectores a un cable remolcado por un barco y sostenido por una boya de cola. Las ondas sonoras generadas por el disparo de la pistola neumática (de aire) se reflejan desde las formaciones bajo el fondo del mar. Los hidrofonos recogen las ondas reflejadas y transmiten la información al barco. Exploración PROCESO PARA LA LOCALIZACIÓN, DEFINICIÓN ESTRUCTURAL Y ESTRATIGRÁFICA DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO INTERPRETACIÓN ADQUISICIÓN DE DATOS SÍSMICOS IDENTIFICACIÓN CUENCAS DETERMINACIÓN CONDICIONES GEOLÓGICAS PROPICIAS DE Y DE ADQUISICIÓN Y PROCESAMIENTO DE DATOS SÍSMICOS PROCESAMIENTO DE DATOS Sección bidimensional Cubo tridimensional DATOS DE POZOS EXPLORATORIOS • GEOLÓGICOS • REGISTROS GEOFÍSICOS • MÉTODOS POTENCIALES INTERPRETACIÓN DE DATOS SÍSMICOS INTEGRADOS CON DATOS DE POZOS EXPLORATORIOS PARA LA DEFINICIÓN ESTRUCTURAL Y ESTRATIGRÁFICA DEL YACIMIENTO DEFINICIÓN DEL YACIMIENTO Explotación Con base en los descubrimientos logrados por los trabajos de exploración, se conoce que existe un yacimiento de petróleo, ahora hay que llegar a este para extraer la mayor parte de hidrocarburos posible, con esto empiezan las actividades de explotación que inicia con el desarrollo del campo petrolero. PERFORACIÓN.- Una vez que se ha aprobado la localización de un pozo se inicia la perforación. El sistema utilizado para este trabajo es el de perforación rotatoria. En el programa de perforación se indica la profundidad del pozo y las tuberías de revestimiento que se cementarán. En el sistema rotatorio se perfora el agujero, haciendo girar una barrena que está conectada a la sarta de perforación (tubos de perforación de acero y lastra barrenas), cuya función es proporcionar la torción y la carga de compresión en la barrena. A medida que se profundiza el pozo se van agregando tramos de tubería. Periódicamente se saca del pozo la sarta de perforación para cambiar la barrena por otra nueva. Torre o mástil Manguera flexible Sistema rotatorio Máquinas Bomba de lodo Lodo limpio Residuos Sarta de perforación Lodo Lastrabarrena barrena Lastra Lodos Hacia la superficie Barrena La torre o mástil proporciona el claro vertical para bajar o subir la sarta durante las operaciones de perforación. Las capacidades de carga de estas torres varían entre 45 y 700 toneladas; las más ligeras son para perforar pozos someros y las más resistentes para pozos profundos. Barrena para Roca dura Detalle de lastra barrena Equipo para perforación de pozos Explotación REVESTIMIENTO DEL POZO.- Durante el curso de la perforación es necesario revestir el pozo a diferentes profundidades con el propósito de aislarlo de las distintas estructuras en el subsuelo y evitar la contaminación con otras corrientes como el agua y fundamentalmente para prevenir el colapso interno y el taponamiento del pozo. Generalmente se revisten tres tuberías en un pozo; a la de mayor diámetro se le llama tubería superficial y de control, a la siguiente, intermedia y a la de menor diámetro y mayor profundidad, tubería de revestimiento final. Cuando se ha cementado la última tubería y se ha probado con presión, el pozo se pone en explotación, usualmente mediante la técnica de terminación permanente, que consiste en llenar el pozo con agua, introducir la tubería de producción, instalar el árbol de válvulas y poner y hacer estallar las cargas explosivas frente a la roca que contiene el petróleo. Después se abre el pozo para que fluya por sí mismo. Finalmente, el pozo ya en producción, se conecta a la tubería de descarga para conducir los hidrocarburos a las instalaciones de separación que segrega el aceite del gas, los cuales continúan su curso por ductos diferentes. Árbol de válvulas Revestimiento conductor Revestimiento superficial Revestimiento intermedio Tubería de revestimiento final (o columna aisladora) Yacimiento de petróleo Terminación y ubicación de los varios revestimientos del pozo. Proceso de explotación CONDENSADOS GAS PLATAFORMA DE COMPRESION GAS DE ALTA PRESION GAS DE BAJA PRESION ATASTA CD. PEMEX CACTUS NVO. PEMEX REBOMBEO A. PESADO A. PESADO PLATAFORMA PRODUCCION TERMINAL DOS BOCAS A. LIGERO MEDICION CAYO ARCAS ACEITE PLATAFORMA ENLACE FSO TA’KUNTAH NUEVO TEAPA Producción RECUPERACIÓN PRIMARIA.- Es la recuperación inicial de los hidrocarburos de un yacimiento, en la que los pozos productores se clasifican en fluyentes y de producción por un sistema o método artificial. Los primeros son aquellos en los que el aceite surge del yacimiento al exterior por energía natural, que puede ser de empuje hidráulico o de gas; la recuperación de los hidrocarburos también depende de la capacidad de fluir a través de la formación hacia el pozo y esto depende de la porosidad y permeabilidad de la formación (yacimiento). Otro punto a considerar es la pérdida de presión, ya que la mayor parte de petróleo en los yacimientos contiene una cantidad significativa de gas natural en disolución, que se mantiene disuelto debido a altas presiones del depósito. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión del pozo, el gas disuelto empieza a expandirse. Esta expansión, junto con la dilución de la columna de petróleo por el gas, menos denso, hace que el petróleo fluya a la superficie. A medida que se continúa extrayendo líquido del yacimiento, la presión del mismo va disminuyendo poco a poco, así como también la cantidad de gas disuelto. Esto hace que la velocidad de flujo de líquido hacia el pozo disminuya y se libere menos gas. Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar en el pozo un sistema artificial que puede ser el bombeo mecánico, neumático (de extracción con gas), eléctrico e hidráulico y seguir extrayendo el crudo. Pozo Empuje por gas Gas Contrapresión por el peso del líquido Revestimiento Tubería de producción Gas Gas Energía del yacimiento Formación productora Agua Empuje hidraúlico Agua Agua Producción BOMBEO MECÁNICO.- Actualmente un balancín que sube y baja es una escena conocida en campos petroleros de todo el mundo, este método constituye un alto porcentaje de la extracción artificial que se utiliza. El corazón de estas unidades de bombeo son la varilla de succión y la bomba superficial que ejecutan la tarea de extraer el petróleo a la superficie. Perforaciones BOMBA DE BALANCÍN Formación productora Producción BOMBEO NEUMÁTICO O EXTRACCIÓN CON GAS.En campos donde se puede disponer de grandes volúmenes de gas puede usarse el bombeo neumático, ya que la cantidad de fluidos que se espera obtener justifican el costo de utilizar gas para obtener producción de hidrocarburos. El gas se introduce por la sarta de revestimiento y sube por la tubería de producción aligerando la columna de líquido y así, se impulsa el fluido hacia la superficie. Tambor del cable Panel de control Abrazadera del cable en el pozo Petróleo y Gas Gas Formación productora El gas entra por el fondo de la tubería de producción Formación productora BOMBEO ELÉCTRICO O ELECTROCENTRÍFUGO.- La bomba sumergible eléctrica es otro sistema para extraer hidrocarburos a la superficie, se bajan al fondo del pozo una bomba centrífuga y un motor el cual se activa a través de un cable eléctrico desde un panel de instrumentos. La presión producida por la rotación de los impulsores de la bomba impulsa al fluido hacia la superficie. Producción BOMBEO HIDRÁULICO.- Se sirve del mismo petróleo para extraer mayores cantidades hacia la superficie, también se instala una bomba en el fondo del pozo accionada por un motor en la superficie, una bomba estándar succiona el crudo limpio de la parte superior del tanque y lo bombea a través de la tubería de producción hacia el motor hidráulico. El petróleo que se inyecta sale expulsado del motor dentro del pozo, donde se mezcla con el hidrocarburo que ha de extraerse, impulsándolos a ambos hacia la superficie, generalmente un barril de petróleo inyectado extrae otro adicional del yacimiento. Sistema hidráulico de bombeo.- Se bombea el petróleo desde “A” hacia el motor en el fondo del pozo “B”, dado que se inyecta también petróleo, éste se mezcla con el que se extrae. Infraestructura y manejo de la producción. Una vez en la superficie, los fluidos se tienen que someter a separación y tratamiento antes de su transporte a los distintos mercados. Lo anterior se hace a través de un sistema relativamente sencillo de instalaciones: ductos, baterías de separación, deshidratadoras, centrales de almacenamiento y bombeo para el aceite, estaciones de compresión para el gas; con la función principal de separar el gas del aceite crudo. El aceite se envía a la Terminal Marítima de Dos Bocas y a la plataforma Cayo de Arcas. La producción de aceite recibida en la Terminal Marítima de Dos Bocas tiene dos destinos. Se exporta por dos monoboyas cercanas a la terminal, y otra parte se envía a Nuevo Teapa para su distribución al consumo nacional y exportación. La fase gaseosa se envía a la estación de Atasta para posteriormente ser enviada a Pemex Gas y Petroquímica Básica en sus plantas de Ciudad Pemex, Nuevo Pemex y Cactus. En esta estación de recompresión de Atasta es manejado el total del gas producido de las dos regiones marinas. Plataforma Cayo de Arcas Barco Cautivo TA-KUNTAH PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ACEITE Y GAS EN LA REGIÓN MARINA NORESTE Diagrama esquemático del proceso de producción En las Regiones Marinas se explotan yacimientos de aceite, donde los fluidos recorren más de 2,500 metros desde el subsuelo hasta la superficie. En su trayectoria ascendente, debido a cambios de presión y temperatura, el aceite desprende gas asociado. Produciendo una mezcla de crudo y gas que fluye a través de los pozos. Durante el proceso de extracción, los hidrocarburos, el aceite y el gas viajan desde el yacimiento hasta una instalación en la superficie llamada plataforma satélite, para continuar su camino hacia una instalación de mayor tamaño denominada complejo de producción, donde el crudo y el gas son sometidos a un proceso de separación y enviados a través de ductos a las terminales de almacenamiento y distribución. Infraestructura y Manejo de la producción Para la producción y manejo del crudo y gas, se utilizan plataformas: de perforación; de producción; recuperadoras de pozos; de compresión; de enlace; de tratamiento; monoboyas; así como estructuras de apoyo como: plataformas habitacionales; quemadores, soporte intermedio y puentes. La distribución de los hidrocarburos en la Región Marina Noreste se realiza a través de ductos marinos y terrestres. La producción proviene de campos, donde existen pozos productores, entre estos, hay pozos fluyentes, pozos con sistema artificial de bombeo neumático, pozos con sistema de bombeo electrocentrífugo y pozos inyectores. Cayo de Arcas Monoboya No. 1 Región Marina Noreste Akal N Monoboya No. 2 Ku H Ku A Akal C Akal J Región Marina Suroeste Linea de Nitrógeno Abkatún D Nohoch A Pol A Linea 1 Linea 2 Abkatún A Abkatún Inyección Linea de Nitrógeno Linea 3 Simbología Oleoducto de aceite pesado ECO-1 Oleoducto de aceite ligero Gasoducto Telecomunicaciones PR-1 Plataforma Complejo de producción Rebombeo Linea de Nitrógeno Linea 4 Monoboya No. 1 Monoboya No. 2 Planta de nitrógeno Frontera Terminal Marítima de Dos Bocas Estacion de compresión de atasta Ciudad Pemex Ciudad del Carmen PROCESO Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS EN LAS DOS REGIONES MARINAS Almacenamiento y Distribución En México se cuenta con una capacidad de almacenamiento de 28.4 MMB, equivalente aproximadamente a 9 días de producción a razón de 3 MMBD, integrada por: 36.0 % en tanques de las terminales marítimas, 8.0 % en el barco cautivo TA-KUNTAH, 29.0 % en los domos salinos ubicados en el estado de Veracruz y 27.0 % en tanques de almacenamiento en campo. La distribución hacia el Sistema Nacional de Refinación se hace por un sistema de ductos y la exportación se lleva a cabo en grandes buque tanques que se abastecen en las terminales marítimas de Cayo de Arcas, Dos Bocas, Pajaritos, Salina Cruz y Cd. Madero. BUQUETANQUE CAUTIVO (FSO) TA-KUNTAH Capacidad 2.34 MMB Entró en operación en agosto/98 TANQUES EN CAMPO TERMINAL MARÍTIMA PAJARITOS 8 tanques de 200 MB c/u MILLONES DE BARRILES Capacidad 1.60 MMB TERMINAL MARÍTIMA DOS BOCAS 13 tanques de 500 MB c/u REGIÓN NORTE SUR BATERÍAS SEPARACIÓN CENTRALES ALMAC.BOMB DESHIDRATADORAS SUBTOTAL TOTAL 1.30 2.00 1.22 0.42 0.73 3.25 2.00 4.42 7.67 Capacidad 6.50 MMB TERMINAL MARÍTIMA SALINA CRUZ 4 tanques de 500 MB c/u Capacidad 2.00 MMB DOMOS SALINO TUZANDÉPETL 12 Cavidades Capacidad 4.7 MMB Almacenamiento y Distribución Cayo Arcas EXPORTACIÓN EXPORTACIÓN LA CANGREJERA REFINERÍA CADEREYTA REFINERÍA MADERO EXPORTACIÓN TERMINAL MARÍTIMA DE PAJARITOS BARCO CAUTIVO TA-KUNTAH REGIONES MARINAS DOS BOCAS ARENQUE EXPORTACIÓN REGIÓN NORTE CENTRAL DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO POZA RICA ESTACIÓN DE BOMBEO NUEVO TEAPA ESTACIÓN DE MEDICIÓN REGIÓN SUR LAS PALOMAS DOMOS SALINOS DE TUZANDÉPETL REFINERÍA SALAMANCA REFINERIA ALMACENAMIENTO REFINERÍA TULA EXPORTACIÓN EN BUQUE TANQUE LA CANGREJERA REFINERÍA SALINA CRUZ REFINERÍA MINATITLÁN EXPORTACIÓN DISTRIBUCIÓN DE ACEITE CRUDO PARA EL SISTEMA DE REFINACIÓN Y LA EXPORTACIÓN oleoductos para transporte de aceite crudo Terminal Marítima de Dos Bocas Se encuentra ubicada en la costa noreste del estado de Tabasco, Fue construida a finales de los años setenta y tiene una superficie de 1,544 hectáreas. La Terminal Marítima de Dos Bocas, además de tener un papel relevante en las actividades operativas de la región, ya que a sus instalaciones llega la mayor parte del aceite producido en los campos marinos de la Sonda de Campeche, es sede de las oficinas administrativas de los activos de explotación Abkatún, Pol-Chuc y Litoral de Tabasco de la Región Marina Suroeste. Asimismo, a través de ella se moviliza anualmente una carga aproximada de un millón y medio de toneladas de materiales, entre sólidos y líquidos. El aceite que se recibe en la terminal pasa por una batería de estabilizado que cuenta con nueve separadores horizontales “gas-aceite”, así como un rectificador horizontal. La función principal de esta batería es la de obtener un aceite cuya volatilidad sea permisible de manejar en un tanque atmosférico de cúpula flotante. La terminal dispone de catorce tanques verticales de almacenamiento de cúpula flotante, de los que siete son destinados para almacenar el aceite tipo Maya, tres para el aceite tipo Olmeca y cuatro para el aceite Istmo. También, se cuenta con capacidad de deshidratación con una eficiencia que cumple con los estándares establecidos contractualmente para exportación y refinación. La actividad de exportación se realiza mediante la carga a buquetanques, empleando dos monoboyas localizadas a 21 kilómetros de la costa, en un tirante de agua de 28 metros, que permite fondear embarcaciones petroleras. Tipos de crudo en México • En México se producen tres tipos de crudos: 1. Super Ligero (Denominado Olmeca). 2. Ligero (Conocido como Istmo). 3. Pesado (Identificado como Maya). • Sus características típicas son: TIPO GRAVEDAD API AZUFRE PESO kUOP OLMECA: 38° 0.98% 12.00 ISTMO: 33° 1.43% 11.89 MAYA: 22° 3.60% 11.70 Producción Total de Crudo por Regiones PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN TOTAL DE CRUDO, POR REGIONES ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (miles de barriles promedio por día) PRODUCCIÓN TOTAL 3,333.3 3,382.9 R. MARINA NORESTE 2,356.9 MBD REGIÓN NORTE 83.5 MBD 2,440.8 81.2 R. MARINA SUROESTE 396.3 MBD 1 1 - BURGOS 2 - POZA RICA-ALTAMIRA 3 - VERACRUZ 0.0 81.6 1.9 0.0 3 79.5 0.7 REGIÓN SUR 496.6 MBD 321.7 KU-MALOOB-ZAAP 304.4 388.2 2 299.8 ABKATUN 2,035.2 CANTARELL 321.8 2,136.4 POL CHUC 96.5 LITORAL 66.4 6 1 472.7 4 2 3 6 5 7 1 - CINCO PRESIDENTES 2 - BELLOTA-JUJO 3 - SAMARIA-LUNA 4 - MUSPAC 5 - MACUSPANA Cifras reales enero – diciembre de 2004 38.8 224.0 195.5 33.3 5.0 37.7 212.3 181.6 36.1 5.0 Producción y Distribución de Crudo PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE CRUDO ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (miles de barriles promedio por día) PRODUCCIÓN TOTAL 3,333.3 MBD 3,382.9 MERMAS POR EVAPORIZACIÓN VARIACIÓN DE INVENTARIOS: 13.9 + CONDENSADOS, GASOLINAS Y NAFTAS INCORPORADAS AL CRUDO 1.6 2.2 13.4 DERRAMES 0.1 EMPAQUE NETO DE OLEODUCTOS 0.6 TIPO DE CRUDO PESADO • LIGERO • SUPER LIGERO • POR REGIONES: • • • • MARINA NORESTE MARINA SUROESTE SUR NORTE MBD 2,386.9 802.3 144.1 % 2,458.0 789.6 135.3 MBD 2,356.9 2,440.8 396.3 388.2 496.6 472.7 81.2 83.5 71.6 24.1 4.3 72.7 0.3 •DOMOS (CAVERNAS) 3.7 (6.4) •CAMPOS Y UNIDAD PETROQUÍMICA LA VENTA = DE CRUDO 3,324.3 3,364.5 0.3 (0.5) + 23.3 4.0 % 70.7 11.9 14.9 2.5 0.0 + DISPONIBILIDAD 71.7 11.8 14.3 2.2 DIFERENCIAS DE MEDICIÓN ENTRE PRODUCCIÓN Y DISPONIBILIDAD = PRODUCCIÓN A DISTRIBUIR (4.4) 3,319.9 (1.8) 3,362.7 Producción y Distribución de Crudo PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE CRUDO ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (miles de barriles promedio por día) PESADO 99.4 % LIGERO 0.0 % SUPERLIGERO 0.6 % A LA CANGREJERA 100.0 % 0.0 % 0.0 % 131.0 133.8 A PEMEX REFINACIÓN A REFINERÍAS (CRUDO FRESCO) 1,274.9 A MAQUILA 1,487.3 57.1 % 50.9 % PESADO 41.8 % 48.4 % 1.1 % 0.7 % SUPER LIGERO 1,257.9 81.4 1,489.1 LIGERO PESADO 92.0 % SUPERLIGERO 8.0 % 97.4 93.3 % 6.7 % PRODUCCIÓN A DISTRIBUIR 3,319.9 3,362.7 A TERMINALES DE EXPORTACIÓN + 1,832.6 VARIACIÓN DE INVENTARIOS EN TERMINALES (6.2) 3.4 1,873.6 LIGERO PESADO SUPERLIGERO Cifras reales enero – diciembre de 2004 4.6 % 83.5 % 11.9 % 1.5 % 86.7 % 11.8 % = CARGA A EXPORTACIÓN 1,826.4 ESTADOS UNIDOS 79.2 % EUROPA 9.5 % LEJANO ORIENTE 2.0 % RESTO DE AMÉRICA 9.3 % AFRICA 0.0 % 1,877.0 Producción Total de Gas Natural PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN TOTAL DE GAS NATURAL ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (millones de pies cúbicos por día) ASOCIADO NO ASOCIADO 927.7 0.0 MARINA NORESTE 947.5 MARINA SUROESTE 0.0 654.8 0.0 602.5 REGIÓN SUR 0.0 1,252.5 147.8 155.2 1,340.0 REGIÓN NORTE 119.1 1,716.1 1,408.1 119.6 SUBTOTAL 119.1 1,716.1 REGIÓN NORTE 2,954.1 61.3% 3,009.6 66.6% 119.6 1,408.1 PRODUCCIÓN TOTAL 4,818.0 BURGOS 4,572.9 1,217.3 1,094.4 R.MARINA SUROESTE POZA RICAALTAMIRA 654.8 602.5 118.8 119.5 R.MARINA NORESTE 927.7 947.5 VERACRUZ 0.3 0.1 498.8 Cifras reales enero – diciembre de 2004 313.7 REGIÓN SUR 1,252.5 1,340.0 147.8 155.2 1,863.9 1,563.3 100.0% 100.0% 38.7% 33.4% Producción y Distribución de Gas Natural PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (millones de pies cúbicos por día) PRODUCCIÓN TOTAL Gas amargo 4,818.0 MMPCD 2,954.1 2,993.8 4,572.9 Gas húmedo 905.4 810.2 Gas dulce 1,863.9 1,579.1 Gas seco 958.5 768.9 + AA PEMEX PEMEX GAS GAS YY PETROQUÍMICA PETROQUÍMICA BÁSICA BÁSICA 4,923.5 4,923.5 DIFERENCIA DE MEDICIÓN 0.0 0.0 + INSUMOS DE GAS RESIDUAL 4,774.7 GAS A MANEJAR CO2 1,166.2 5,984.2 38.7 1,169.3 5,742.2 58.4 = •GAS A LA ATMÓSFERA 152.6 182.2 •CONDENSACIÓN 233.2 240.0 •UTILIZADO EN OPERACIÓN 520.8 618.4 •EMPAQUE NETO (19.5) 1.5 = GAS NATURAL A DISTRIBUIR 4,924.4 4,775.7 PEMEX AAPEMEX REFINACIÓN REFINACIÓN 0.9 0.9 1.0 Cifras reales enero – diciembre de 2004 Instalaciones de PGPB CENTROS PROCESADORES DE GAS 10 PLANTAS ENDULZADORAS DE GAS 20 PLANTAS CRIOGÉNICAS 15 PLANTAS DE ABSORCIÓN CD. JUÁREZ NACO 7 ENDULZADORAS DE CONDENSADOS 6 RECUPERADORAS DE AZUFRE TERMINALES DE DISTRIBUCIÓN DE GAS LICUADO CANANEA PIEDRAS NEGRAS PRODUCTOS (km) 3,181 REYNOSA MONTERREY CADEREYTA GUADALAJARA ARENQUE POZA RICA TOLUCA LÁZARO CARDENAS CD. PEMEX LA CANGREJERA PAJARITOS SALINA CRUZ CENTRO PROCESADOR DE GAS DUCTO PRODUCCIÓN ENE-DIC 2005 DIAGRAMA DE PROCESOS MÉRIDA VERACRUZ MATAPIONCHE MORELOS CACTUS NUEVO PEMEX LA VENTA 16 9,031 MONCLOVA CD. MADERO 12 DUCTOS (km). HERMOSILLO CHIHUAHUA 2 FRACCIONADORAS PGPB: Diagrama de bloques de los procesos DIAGRAMA DE BLOQUES DE LOS PROCESOS DE PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA GAS SECO (METANO) GAS ÁCIDO GAS NATURAL RECUPERADORA DE AZUFRE ETANO GAS AMARGO ENDULZADORA DE GAS GAS DULCE ENDULZADORA Y HIDROCARBUROS CONDENSADOS AMARGOS ESTABILIZADORA DE HIDROCARBUROS GAS DULCE C R I O G É N I C A CONDENSADOS HIDROCARBUROS CONDENSADOS ESTABILIZADOS ETANO Y LICUABLES TRATADORA PROPANO Y FRACCIONADORA BUTANO GAS LICUADO DE HIDROCARBUROS NAFTA LIGERA GASOLINA NATURAL NAFTA PESADA AZUFRE El procesamiento del gas La razón de ser de Pemex Gas y Petroquímica Básica es la de procesar el gas que se produce asociado al crudo a fin de aprovecharlo totalmente, separando sus componentes y eliminando contaminantes, los cuales son de ácido sulfhídrico y bióxido de carbono. Los procesos que se efectúan son los siguientes: Eliminación de ácido sulfhídrico y bióxido de carbono; a este proceso se le denomina “endulzamiento” y se lleva a cabo en las endulzadoras de gas y en las endulzadoras y estabilizadoras de hidrocarburos condensados. Recuperación de azufre a partir de las corrientes de gases ácidos separados, lo que tiene lugar en las recuperadoras de azufre. Separación de etano y licuables del gas dulce para obtener gas natural mediante enfriamiento, lo que se efectúa en las plantas recuperadoras de etano y licuables (criogénicas). Fraccionamiento de los componentes de la corriente líquida generada en las plantas criogénicas, proceso que se realiza en la planta tratadora y fraccionadora de hidrocarburos. PGPB Distribución de Gas Natural PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL CONSUMO PEMEX 2,032.5 ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (millones de pies cúbicos por día) 2,056.1 PEP 61.1 % 60.6% REFINACIÓN 13.5 % 12.7% PGPB 12.3 % 12.4% PETROQUÍMICA 13.1 % 14.3% CORPORATIVO 0.0 % 0.0% GAS NATURAL DE PEP A PGPB (ASOCIADO Y NO ASOCIADO) 4,923.5 4,774.7 + DIFERENCIA EN MEDICIÓN 0.0 (0.0) VENTAS INTERNAS 2,679.8 2,638.8 ENCOGIMIENTO POR ENDULZAMIENTO 142.7 INDUSTRIAL 34.6 % 39.6% 143.4 DOMÉSTICO 11.0 % 12.6% ELÉCTRICO 54.4 % 47.8% = TOTAL RECIBIDO 4,923.5 - ENCOGIMIENTO POR LICUABLES 564.3 = GAS SECO 4,216.5 578.4 4,048.3 4,774.7 DIFERENCIA VOLUMÉTRICA 0.0 4.6 + IMPORTACIÓN 479.2 765.6 = DISPONIBILIDAD A DISTRIBUIR 4,695.7 4,813.9 PETROQ. PETROQ. MORELOS MORELOS -77.7 EXPORTACIÓN EXPORTACIÓN 23.9 23.9 0.0 EMPAQUE EMPAQUE NETO NETO 0.5 0.5 0.3 Cifras reales enero – diciembre de 2004 PGPB Envío de la Producción de Condensados y Fraccionamiento de Licuables PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA ENVÍO DE LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADOS Y FRACCIONAMIENTO DE LICUABLES ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (miles de barriles por día) CORRIENTES INTERNAS ENVÍO DE CONDENSADOS DE PEP 95.9 101.0 9.1 + 6.3 ENCOGIMIENTO POR ENDULZAMIENTO (16.1) (13.3) = CONDENSADOS ESTABILIZADOS 88.9 94.0 + LICUABLES DEL GAS 337.5 348.5 LÍQUIDOS DE PROCESO EN CANGREJERA 0.0 8.9 OTRAS CORRIENTES A FRACCIONAMIENTO 8.4 0.2 A A REFINERÍA REFINERÍA MADERO MADERO 1.2 1.2 1.4 DESTINO (CARGA A FRACCIONAMIENTO) 435.5 450.9 = + VARIACIÓN VOLUMÉTRICA (0.3) (0.2) = PRODUCCIÓN 434.0 449.3 ETANO ETANO 129.0 129.0 132.5 215.4 215.4 224.9 1.7 1.7 2.1 87.9 87.9 89.8 GAS GAS LICUADO LICUADO OTRAS OTRAS CORRIENTES CORRIENTES GASOLINA GASOLINA NATURAL NATURAL Cifras reales enero – diciembre de 2004 Pemex Petroquímica: Instalaciones BAJA CALIFORNIA PLANTAS 48 COMPLEJOS 8 CAPACIDAD INSTALADA (Mt) SONORA CHIHUAHUA 12,496 PRODUCCIÓN (Mt) 6,083 VENTAS INTERNAS (Mt) 2,115 DUCTOS (km). 1,080 BAJA CALIFORNIA SUR Camargo COAHUILA SINALOA DURANGO NUEVO LEON TAMAULIPAS ZACATECAS SAN LUIS POTOSI NAYARIT Escolín AGUSCALIENTES GUANAJUATO YUCATAN QUERETARO Tula HIDALGO JALISCO EDO. MEX. COLIMA MICHOACAN D.F. MORELOS TLAXCALA PUEBLA Pajaritos QUINTANA ROO Morelos CAMPECHE VERACRUZ TABASCO Independencia GUERRERO Cosoleacaque OAXACA Unidad Petroquímica Centro Petroquímico CAPACIDAD Y PROCESOS La Cangrejera CHIAPAS Procesos para la producción de Petroquímicos DERIVADOS DEL METANO AMONIACO AMONIACO REFORMACIÓN CON VAPOR GAS NATURAL DE PEMEX GAS BIÓXIDO DE CARBONO METANOL CL2 METANOL PIROLISIS DE DICLOROETANO CLORACIÓN DIRECTA AIRE HCI OXICLORACIÓN H2 PERCLOROETILENO DERIVADOS DEL ETANO ETANO DE PEMEX GAS CLORURO DE VINILO C2= ETILENO POLIETILENO DE BAJA DENSIDAD POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD ACETALDEHÍDO ÁCIDO MURIÁTICO HCL PERCLOROETILENO CCL4 PEBD PEAD ACETALDEHÍDO OXÍGENO AIRE C3= ÓXIDO DE ETILENO C4=´S PROPILENO Y DERIVADOS POLIPROPILENO ACRILONITRILO PURIFICACIÓN DE ACETONITRILO NH3 AROMÁTICOS Y DERIVADOS H2 ETILBENCENO HIDRODESULFURACIÓN CUMENO DE NAFTAS REFORMACIÓN BTX EXTRACCIÓN DE AROMÁTICOS ÓXIDO DE ETILENO GLICOLES BUTADIENO BUTENOS EXTRACCIÓN DE BUTADIENO ISOPROPANOL PROPILENO DE PEMEX REFINACIÓN NAFTAS DE PEMEX REFINACIÓN ET. GLICOL H2 H2 FRACCIONAMIENTO DE AROMÁTICOS CICLOHEXANO * CRISTALIZACIÓN DE PARA - XILENO ESTIRENO ISOPROPANOL POLIPROPILENO ACRILONITRILO AC. CIANHÍDRICO SULFATO DE AMONIO ACETONITRILO ESTIRENO CUMENO BENCENO TOLUENO CICLOHEXANO PARAXILENO Procesos que se describen a continuación. * No se produce en Pemex. ORTOXILENO AROMÁTICOS PESADOS Infraestructura Infraestructura Básica Básica de de Pemex Pemex Refinación Refinación Poliductos 8,944 km Refinerías 6 Oleoductos 5,266 km TAD´s Marítimas 15 TAD´s 77 Cadereyta Madero Salamanca Tula Salina Cruz Minatitlán Embarcaciones 19 PRODUCCIÓN ENE-DIC 2005 Transporte Terrestre 1, 345 Estaciones de servicio 7,172 Sistema Nacional de Refinación PROCESO DE PETRÓLEO CRUDO 2004: 1,303.4 MBD BAJA CALIFORNIA Cadereyta • 275 MBD • Abastece la demanda de combustibles del norte del país • 153 Tanques de almacenamiento SONORA CHIHUAHUA BAJA CALIFORNIA SUR COAHUILA SINALOA DURANGO NUEVO LEON Cadereyta Cd. Madero TAMAULIPAS Salamanca • 245 MBD • Abastece la demanda de combustibles en las regiones central y oeste del país, y la demanda de lubricantes de todo el país • 336 Tanques de almacenamiento ZACATECAS NAYARIT Tula • 315 MBD • Principal proveedor de la Ciudad de México • 157 Tanques de almacenamiento SAN LUIS POTOSI • 190 MBD • Abastece la demanda del Centro y del Golfo • 175 Tanques de almacenamiento Minatitlán Madero AGUSCALIENTES • 185 MBD • Abastece la demanda del Sur y de la Península de Yucatán • 197 Tanques de almacenamiento GUANAJUATO JALISCO Salamanca QUERETARO HIDALGO Tula MICHOACAN COLIMA EDO. MEX. D.F. TLAXCALA PUEBLA YUCATAN QUINTANA ROO CAMPECHE VERACRUZ MORELOS TABASCO Minatitlán GUERRERO OAXACA CHIAPAS Salina Cruz Salina Cruz PROCESOS DE REFINACIÓN • 330 MBD • Abastece la demanda de combustibles en el litoral del Pacífico • 174 Tanques de almacenamiento ¨Proceso de Crudo y Elaboración de Productos Petrolíferos y Petroquímicos PEMEX REFINACIÓN PROCESO DE CRUDO Y ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS Y PETROQUÍMICOS ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (miles de barriles promedio por día) GAS SECO - GAS LICUADO - GASOLINAS KEROSINA - DIESEL - COMBUSTÓLEO COMBUSTIBLE INDUSTRIAL - OTROS ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS CRUDO FRESCO ( 6 REFINERÍAS ) 1,274.9 1,410.1 3.2 1,452.6 1,257.9 + CRUDO RECONSTITUÍDO DE CANGREJERA ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS TRANSFERENCIAS INTERORGANISMOS 16.3 + VARIACIÓN DE INVENTARIOS 7.8 1.7 45.3 0.2 = PROCESO DE CRUDO POR REFINERÍA 1,284.4 + 28.0 COMBUSTÓLEO DESPUNTADORA 12.9 11.3 1,303.4 MAQUILA (GASOLINA Y DIESEL) 65.8 Cifras reales enero – diciembre de 2004 79.8 + RENDIMIENTO VOLUMÉTRICO POR PROCESO = ELABORACIÓN TOTAL DE PRODUCTOS 33.9 1,413.3 41.4 1,463.9 11.3 Balance de productos Petrolíferos y Petroquímicos PEMEX REFINACIÓN BALANCE DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS Y PETROQUÍMICOS ENERO – DICIEMBRE DE 2005 (miles de barriles promedio por día) DESPUNTADO A EXPORTACIÓN CANGREJERA 92.1 57.5 EXPORTACIÓN TOTAL 105.3 75.8 EXPORTACIÓN 13.2 18.3 ELABORACIÓN TOTAL DE PRODUCTOS AUTO CONSUMOS 1,413.3 * 95 1,463.9 + IMPORTACIÓN DE PETROLÍFEROS = VENTAS INTERNAS TOTAL DISPONIBLE 1,457.1 1,391.8 1,578.6 260.3 93.8 149.6 1,519.7 VENTAS INTER_ ORGANISMOS 90.0 91.8 VARIACIÓN DE INVENTARIOS 18.3 * INCLUYE PETROQUÍMICOS Cifras reales enero – diciembre de 2004 17.8 Configuración de las refinerías La refinación petrolera.- Es una combinación de procesos físicos (destilación, separación, cristalización, etc.) y químicos (desintegración térmica o catalítica, reformación, alquilación, hidrotratamiento, etc) para transformar al petróleo crudo (contaminado, sucio, mal oliente y con deficiente combustión), en productos refinados, con distintas características y mucho más eficientes como combustibles. PRINCIPALES UNIDADES DE PROCESO I. COMPLEJA CON HYDROCRACKING COQUIZADORA FCC/ ALQUILADORA FCC HYDROSKEMMING DESTILACIÓN PRIMARIA X X X X X II. DESTILACIÓN AL VACÍO X X X X X III. REFORMACION CATALÍTICA X X X X X IV. DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA (FCC) X X X X V. ALQUILACIÓN X X X VI. COQUIZACIÓN X X HIDROCRACKING X % VOLUMEN 98 % 98 % 96 % 96 % 97 % 32 62 57 52 51 GASOLINA DESTILADOS COMBUSTÓLEO Y OTROS 24 29 7 26 26 18 19 34 41 % Volumen de los productos más representativos 7 La configuración o complejidad de los procesos que integran una refinería, se diseñan con base en el tipo de crudo a refinar y por la demanda de productos a satisfacer en el mercado. A mayor complejidad de la refinería, mayor valor económico por la obtención de productos con valor superior al crudo (gasolinas, turbosinas y diesel), a costa de desintegrar el combustóleo y los residuos ( productos baratos con valor inferior al crudo). Descripción de los procesos de refinación PROCESO I. DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA II. DESTILACIÓN AL VACÍO ALIMENTACIÓN • CRUDO RESIDUOS DE LA DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA PRODUCTOS • • • • GAS LP NAFTA (GASOLINAS) DESTILADOS GASÓLEO RESIDUOS DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA FUNCIÓN • FRACCIONAMIENTO PRIMARIO • GASÓLEO DE VACÍO • FONDOS DE VACÍO • PREPARAR CARGA PARA FCC III. REFORMACIÓN CATALÍTICA • NAFTA • REFORMADO • AUMENTO DE OCTANAJE IV. DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA (FCC) • GASÓLEO DE VACÍO • • • • • • CONVERSIÓN DE GASÓLEO GASOLINA Y DESTILADOS V. ALQUILACIÓN • ISOBUTANO • BUTILENOS • PROPILENOS • ALQUILADOS • AUMENTO DE DISMINUCIÓN DE VAPOR HYDROCRACKING (H-OIL) • DESTILADOS PESADOS • DESTILADOS LIGEROS • GASÓLEO • PRODUCTOS VARIOS • PRODUCCIÓN DE TURBOSINA • PRODUCCIÓN DE DIESEL • PRODUCCIÓN DE GASOLINA REDUCCIÓN DE VISCOSIDAD • FONDOS PROVENIENTES DE LA DESTILACIÓN A VACÍO • NAFTA (GASOLINA) • DESTILADOS • RESIDUOS • REDUCCIÓN DE GRADO DE VISCOSIDAD Y CONVERSIÓN DE RESIDUOS • REDUCIR DILUYENTE PARA PRODUCIR COMBUSTÓLEO VI. COQUIZACIÓN • FONDOS PROVENIENTES DE LA DESTILACIÓN AL VACÍO • • • • • CONVERSIÓN DE FONDOS X. ISOMERIZACIÓN • BUTANOS • ISOMERADOS • CONVERSIÓN DE PRODUCTOS DE BAJO OCTANAJE A COMPONENTES PARA MEZCLAS DE ALTO OCTANAJE VII. HIDROTRATAMIENTO VIII. IX: • NAFTAS • DESTILADOS • HIDROCARBUROS PESADOS • COMBUSTIBLES CON MENOS CONTENIDO DE AZUFRE • SE AÑADE HIDRÓGENO PARA REMOVER EL AZUFRE Y OTRAS IMPUREZAS, EVITAR EL ENVENENAMIENTO CATALÍTICO, Y MEJORAR CALIDAD DEL PRODUCTO XI. MTBE METANOS Y BUTILENOS GAS LP BUTANO PROPILENO BUTILENOS GASOLINA NAFTA GASOLINAS DESTILADO GASÓLEO COQUE DE PETRÓLEO METIL-TERBUTIL-ÉTER OCTANAJE LA PRESIÓN A Y DE OXIGENACIÓN DE GASOLINAS Y PARA REFORMULACIÓN DE ALTO OCTANAJE. Refinería Típica Diagrama de una refinería típica completa, con los distintos procesos, su alimentación, los productos y los usos de los mismos en el mercado. Se destacan los procesos más importantes, que adelante se describirán con más detalle. Corriente Ligeros Usos Gas • A combustibles de la planta Gas LP • A la red de gas LP C4 (butanos) Alquilados • Componentes de mezclado de alto octanaje Isomerización Isómeros • Gasolina de bajo octanaje como componente de mezclado Reformadora Reformado • Gasolina de alto octanaje Turbosina/diesel • Componente de mezclado MTBE • Combustible de muy alto octanaje Gasolina de FCC Destilados • Grandes volúmenes, alto octanaje Gasolina de coquizadora • Componente de mezcla de bajo octanaje Destilados de coquizadora • Componentes de mezcla de residuales Coque • Combustible sólido Alquilación Ligeros CRUDO Destilación Destilación Atmosférica Atmosférica Naftas Hidrotratamiento Hidrotratamiento Metanol Propileno/butilenos Gasóleos Hidrotratamiento Desintegración Catalítica FCC C4 olefinas MTBE • Componente de mezclado para diesel Gasóleo de coquizadora Hidrotratamiento Residuos atmosféricos Destilación Destilación Al Al vacío vacío H2 Gas natural Planta de Hidrogeno Residuales Coquización Principales productos de la refinación del petróleo % de destilación < 60 Crudo, mezcla mexicana 2005 51.67 USD/B R E F I N A C I Ó N 150-350 350-525 525-650 1000 + Precios spot CNGM, 2005 USD/B Proporción en relación al crudo Gas LP Gasolina regular 33.0 63.85 1. 24 Turbosina 4.75 71.72 1. 39 Diesel 20.0 73.71 1.43 Asfalto/ Combustóleo 38.0 47.25 0.92 Otros Función de la destilación en una refinería A A GLP Y GAS DESTILACIÓN física”) GASOLINA DE TORRE ATMOSFÉRICA La separación del aceite crudo se logra por la volatilidad de los diferentes compuestos. El aceite crudo se divide en número de cortes dependientes de su punto de ebullición, la separación tiene lugar en una unidad de destilación primaria de crudo, adicionalmente, la separación del residuo de la destilación primaria se lleva a cabo en una unidad de destilación al vacío con presiones inferiores a la atmosférica logradas por medio de eyectores de vapor. TT M M O O NAFTAS SS FF CRUDO ÉÉ KEROSINA GASÓLEO LIGERO R R II (es una “separación C C DESTILACIÓN FRACCIONADA A A II GASÓLEO LIGERO DE VACÍO VACÍO VACÍO IIII GASÓLEO PESADO DE VACÍO RESIDUOS DE VACÍO Cuando una mezcla de hidrocarburos (C5-C360) con diferentes puntos de ebullición es calentada, se separa en fracciones dentro de ciertos rangos de ebullición, y las fracciones finales son más ricas en productos con mayores puntos de ebullición. Función de la reformación catalítica H2 NAFTAS DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA H2 C4 Y LIGEROS (A la planta de gases) HIDROTRATADORA VII REFORMADORA III REFORMADO (Al mezclado de gasolina) PROPIEDADES RELACIONADAS CON EL OCTANAJE PROPÓSITO PRINCIPAL. • Convertir nafta pesada de bajo octano menor de 60 a gasolina de alto octanaje •O bien, producir aromáticos (benceno, tolueno, xilenos) para químicos. CATALÍTICAMENTE REFORMA NAFTAS DE BAJO OCTANO, APORTÁNDOLAS COMO: • Una fuente amplia y flexible de reformado de alto octano. • Una fuente amplia de aromáticos BTX (químicos y solventes) • Una fuente barata de abastecimiento de hidrógeno. • Genera productos terminales ligeros (propano GLP, butanos 40-50 % isómeros para alquilación/mezcla). • Es una fuente de gas combustible para la refinación. El octanaje es una propiedad de los hidrocarburos para resistir la compresión en los motores de combustión interna sin que ocurra la autoignición C C C C C C C C Métodos de prueba Alto octanaje Octanaje medio Bajo octanaje • Al iso-octano se le asigna un octanaje de 100 y al n-heptano de 0 • Al resto de los hidrocarburos se les asigna un octanaje en forma proporcional • Se utilizan motores de prueba especiales para determinar los índices MON (Motor Octanaje Number) y RON (Research Octanaje Number) • El motor se calibra con iso-octano y el combustible se prueba analizando el rango de compresión necesario para que el combustible detone. ¾ MON: Alta velocidad y carga alta. ¾ RON: Punto muerto y carga baja • Aromáticos, butano y butilenos • Naftenos, isoparafinas • Parafinas Función de la desintegración catalítica C4 Y LIGEROS GASÓLEO PESADO DE VACÍO DESINTEGRADOR GASOLINAS A PLANTAS DE GAS/ ALQUILACIÓN / MTBE A MEZCLADO DE GASOLINAS CATALÍTICO GASÓLEO LIGERO DE VACÍO RESIDUO DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA IV DESTILADOS LIGEROS GASÓLEO DESTILACIÓN DESTILACIÓN AL AL VACÍO VACÍO IIII A MEZCLADO DE DESTILADOS A MEZCLADO DE COMBUSTÓLEO/COQUIZADORA RESIDUOS COMBUSTÓLEO CARGA PARA COQUIZADORA ASFALTO La desintegración catalítica o FCC (Fluid Catalytic Cracking) es un proceso de conversión de residuales que convierte gasóleo a gasolina y destilado, basa su potencial económico en el diferencial de precios que hay entre la gasolina y el combustóleo. Su carga de alimentación es gasóleo de vacío y como alternativa combustóleo, y los convierte en componentes para gasolina, directamente (gasolina de desintegración catalítica rendimiento 50-60 % en volumen), ó indirectamente (corriente de butano no saturado para alquilación y carga a MTBE 10-20 % en volumen), más gas y otros: GLP, componentes para destilados intermedios 18-22% en volumen, y solamente pequeñas cantidades de componentes para combustóleo 10-15 % en volumen, y coque. VENTAJAS • Conversión de corrientes de bajo valor mediante catálisis • Aportación de una fuente económica (grandes cantidades de gasolina de alto octano, fuente adicional de destilados intermedios y GLP) • Aportar una fuente de olefinas ligeras C3 / C4 / C5 (alquilación, MTBE / TAME y químicos). • Mezclas de combustóleos • Y gas combustible para refinerías. Función de la coquización C3H8 DESTILACIÓN DE VACÍO II RESIDUOS DE VACÍO + C4H10 GAS LP COQUIZACIÓN COQUIZACIÓN C8H18 NAFTAS VI VI C16H34 GASÓLEO LIGERO C35H72 GASÓLEO PESADO C50H102 1 Barril CARBÓN DE DESECHO PRODUCCIÓN TOTAL DE LÍQUIDOS=0.84 Barriles COQUE • La creciente demanda de gasolinas y ligeros, junto con la menor utilización de combustóleo motiva la necesidad técnica y económica de la conversión de fondos. • La coquización es un proceso de desintegración térmica de residuos en el cual se produce gas combustible, naftas, gasóleos y coque. • La coquización es una desintegración técnica donde las moléculas de pesados se rompen en una serie de moléculas más ligeras, mientras se precipitan moléculas pesadas de carbón en forma de coque. • La coquización es un proceso que genera carbón de desecho. Función de la alquilación Isobutano iC4 Octanaje 93 Presión de vapor 78) FCC FCC IV IV C3/C4 olefinas Octanaje 94 Presión de vapor 70 ALQUILACIÓN ALQUILACIÓN V V ALQUILADO OCTANAJE RON + MON 2 PRESIÓN DE VAPOR REID Psi 92.5 5.0 Catalizador • Aunque muchos refinadores consideran a la alquilación como un proceso generador de octanaje, la alquilación es en realidad un proceso que reduce la presión del vapor. • Combina olefinas ligeras (C3 C4) con isobutano para producir una cadena ramificada de parafinas. • Alquilado como producto ¾ Número de octano alto. ¾ Sin aromáticos, muy bueno para gasolinas reformuladas. ¾ Baja presión de vapor, menor contaminación por vapores orgánicos en el manejo de la gasolina. 32°00' Red de Oleoductos G O LF O DE CA LI FO RN CADEREYTA IA Linares MONTERREY MADERO CD. VICTORIA Tres Hermanos Zaragoza González Naranjos CATALINA POZA RICA Zoquital QUERETARO GOLFO DE MEXICO Emilio Carranza La Ceiba VERACRUZ Juandho El Tejar SALAMANCA Mazumiapan TULA La Cima PAJARITOS Venta de Carpio EDO. MEX. D.F. San Juan Tepetitlán del Río VALLE DE MEXICO Maltrata Nuevo Teapa CD. MENDOZA MINATITLAN Jáltipan Zapoapita Longitud: 5,266 Km Capacidad de transporte: 2,430 MBD Estaciones de Bombeo: 26 Arroyo Moreno Loma Bonita Donaji SALINA CRUZ Medias aguas COSOLEACAQUE Red de Poliductos ROSARITO MEXICALI ENSENADA CD. JUAREZ BAJA CALIFORNIA SONORA HERMOSILLO El sauz CHIHUAHUA AVALOS GUAYMAS SABINAS Pirata BAJA CALIFORNIA SUR CD. OBREGON COAHUILA JIMÉNEZ MONCLOVA Escalón Estacas REYNOSA MATAMOROS Peronal TOPOLOBAMPO GOMEZ PALACIO TORREON El Naranjo T. Blanca CULIACAN C de los Muertos Paila MONTERREY CADEREYTA SALTILLO LINARES NUEVO LEON DURANGO TAMAULIPAS ZACATECAS CD. VICTORIA MAZATLAN ZACATECAS Zaragoza SAN LUIS POTOSI MADERO González NAYARIT S.L.P. AGUSCALIENTES PROGRESO VISTA ALEGRE YUCATAN ZAPOPAN LEÓN SALAMANCA GUANAJUATO Degollado San Juan del Río HIDALGO Tepetitlán PACHUCA QRO. Cereso ZAMORA MORELIA MICHOACAN La Cima CAMPECHE POZA RICA Ceiba TULA LERMA Joya VERACRUZ VENTA DE CARPIO EDO. MEX. CAMPECHE TLAXCALA TOLUCA D.F. PUEBLA Tres Marías San Martín AZCAPOTZALCO AÑIL DOS BOCAS PAJARITOS VERACRUZ TABASCO PUEBLA CUERNAVACA Cd. Mendoza GUERRERO Longitud: 8,944 Km Capacidad de transporte: 3,352 MBD Estaciones de Bombeo: 42 TUXPAN QUERETARO EL CASTILLO JALISCO MERIDA Zapoapita Tierra Blanca Loma Bonita Juan Díaz Covarruvias VILLAHERMOSA MINATITLAN GUERRERO OAXACA SALINA CRUZ CHIAPAS QUINTANA ROO Terminales de Almacenamiento y Distribución Capacidad de: 13.7 millones de barriles Rosarito Mexicali Ensenada Nogales Cd. Juárez Magdalena Hermosillo Chihuahua Sabinas Guaymas Cd. Obregón Monclova Hidalgo del Parral Nuevo Laredo Navojoa Reynosa Santa Catarina Gómez Palacios Topolobampo San Juan Ixhuatepec Cadereyta Guamuchil Saltillo Durango Azcapotzalco Culiacán Cd. Victoria La Paz Añil Barranca Mazatlán Matehuala Zacatecas Cd. Mante San Luis Potosí Distrito Federal Cd. Madero Aguascalientes Cd. Valles Progreso Tepic León Zapopan Pacífico Centro 22 20 El Castillo Zamora Colima Mérida Querétaro Irapuato Salamanca Poza Rica Tula Celaya Morelia Uruapan Manzanillo Pachuca Toluca D.F. Xalapa Perote Cuernavaca Puebla Cuautla Tehuacan Campeche Bajos de la Gallega Escamela Veracruz Pajaritos Villahermosa Tierra Blanca Golfo 15 Norte 20 Total 77 Iguala Lázaro Cárdenas Minatitlán Oaxaca Tuxtla Gtz. Acapulco Salina Cruz Tapachula Terminales Marítimas Rosarito Guaymas Topolobampo La Paz Mazatlán Madero Progreso Tuxpan Veracruz Manzanillo Lerma D.F. Pacífico Golfo Terminales Marítimas 9 6 15 Almacenamiento Útil 11.4 MMB Lázaro Cárdenas Pajaritos Acapulco Salina Cruz Transporte terrestre 1,345 Autotanques propios 525 Carro tanques propios 2,512 Autotanques arrendados Estaciones Estaciones de de Servicio Servicio Franquiciadas 7,172 La Franquicia Pemex a través de su red de franquiciatarios comercializa gasolinas y diesel de alta calidad. Producto con 92 octanos sin plomo Producto con 87 octanos sin plomo Producto con bajo contenido de azufre
