REFINERIA TALARA: CONSTRUCCION DE UNIDADES AUXLIARES
Por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana
(Ing. Químicos (UNI), M.S. in Ch.E. (U - Wisconsin Madison, U - Ilinois Urbana Champaigne)
www.ssecoconsulting.com
INTRODUCCION
A finales de febrero del 2017 la Contraloría General del Perú (Leer reportaje del Comercio del 20 febrero 2017 en http://elcomercio.pe/economia/peru/refineria-talara-se-ha-retrasado-756-dias-construcciones-noticia-1970049?ref=flujo_tags_351797&ft=nota_1&e=titulo) indicó que “el "Proyecto de Modernización de la Refinería de Talara" (PMRT) ya tiene un retraso de 756 días (al 15 de febrero) respecto a la construcción de las unidades auxiliares. El Contralor explicó que esta demora podría afectar la ejecución de las pruebas de operación de las unidades principales del proyecto.
La dilación en la refinería de Petroperú se viene dando en las plantas de hidrógeno, de ácido sulfúrico, de agua procesada y agua desmineralizada, de agua de mar y tratamiento y de electricidad. Aún no se ha concretado ninguna contratación para construirlas, cuando la ejecución debió empezar el 20 de enero de 2015. El costo de estas unidades está alrededor de US$815 millones.
"Se lanzó dos veces convocatorias, se trató de hacer una concesión, y no había el interés", comentó el contralor.
Además, advirtió que esto generará un desfase en el tiempo y que no se podrán probar las plantas de forma debida. "Va a originar demoras y que los plazos se sumen y se conviertan en recursos adicionales", concluyó”.
DETALLE DEL HALLAZGO DE CONTRALORIA
El diario Gestión publicó unos pocos detalles adicionales que merecen ser analizados (Leer diario Gestión del 21 febrero 2017 en http://gestion.pe/economia/refineria-talara-aun-no-se-concreta-construccion-unidades-auxiliares-us-815-millones-2182673).
“La Contraloría también supervisa el proyecto de modernización de la Refinería de Talara, cuya inversión asciende a US$ 4,800 millones, y ha identificado a la fecha un retraso de 756 días, pues aún no se concreta la construcción de las unidades auxiliares de la refinería como las plantas de hidrógeno, de ácido sulfúrico, de agua proceso y agua desmineralizada, de agua de mar y tratamiento y de electricidad. (Letras en bold son de los autores)
“Estos proyectos implican una inversión por US$ 815 millones”, mencionó el contralor Edgard Alarcón.
Cabe precisar que el 13 de enero último se acreditó un equipo de control de inversiones ante Petroperú y el Ministerio de Energía y Minas, respectivamente, para darle seguimiento al proyecto”.
El diario Gestión publicó unos pocos detalles adicionales que merecen ser analizados (Leer diario Gestión del 21 febrero 2017 en http://gestion.pe/economia/refineria-talara-aun-no-se-concreta-construccion-unidades-auxiliares-us-815-millones-2182673).
“La Contraloría también supervisa el proyecto de modernización de la Refinería de Talara, cuya inversión asciende a US$ 4,800 millones, y ha identificado a la fecha un retraso de 756 días, pues aún no se concreta la construcción de las unidades auxiliares de la refinería como las plantas de hidrógeno, de ácido sulfúrico, de agua proceso y agua desmineralizada, de agua de mar y tratamiento y de electricidad. (Letras en bold son de los autores)
“Estos proyectos implican una inversión por US$ 815 millones”, mencionó el contralor Edgard Alarcón.
Cabe precisar que el 13 de enero último se acreditó un equipo de control de inversiones ante Petroperú y el Ministerio de Energía y Minas, respectivamente, para darle seguimiento al proyecto”.
ANALISIS DESDE LA INGENIERIA QUIMICA DE LAS AFIRMACIONES DE LA CONTRALORIA.
La terminología empleada por la Contraloría está equivocada cuando se refiere a la “construcción de unidades auxiliares” y este error tiene implicancias en el fondo del tema que aquí se discute.
Hace muchas décadas, para quien este medianamente versado en las industrias de proceso químico, y las refinerías lo son por excelencia, está claro que toda industria de procesos cuenta con las siguientes áreas:
Área dentro del Límite de Batería, llamado en inglés ISBL (Inside Battery Limits (ISBL)) que está definido como todo el equipamiento y componentes asociados (tuberías, soportes, etc.) que actúan sobre una corriente de alimentación primaria de un proceso. El ISBL está basado en funcionalidades y se refiere al equipo y otros componentes que están dedicados a los procesos industriales esté o no el equipo de proceso ubicado dentro de los límites físicos de la unidad.
Equipamiento fuera de los Límites de batería externa OSBL (OSBL) o simplemente denominados Offsites se define como los servicios, instalaciones comunes y otros equipos y componentes no incluidos en la definición de ISBL. OSBL se refiere a sistemas (piezas de equipo y componentes asociados) que dan soporte a varias unidades. El equipo OSBL típico incluye generación de vapor, suministro eléctrico, tratamiento de efluentes, tratamiento de emisiones, torres de enfriamiento, instalaciones de tratamiento de agua, etc.
Los diversos equipos en el ISBL o en el OSBL pueden estar muy cercanos unos de otros y puede no ser físicamente posible distinguir dos áreas diferentes en una refinería pero metodológicamente son diferentes y se deben mantener como entidades diferentes.
Así al desarrollar la ingeniería conceptual se calcula los Balances de Materia y energía en las corrientes y procesos en el ISBL, mientras que se calcula los balances de masa y energía de los servicios (Utilities en inglés), que se suelen encontrar OSBL.
El esquema de una planta de procesos químicos es la siguiente:
La terminología empleada por la Contraloría está equivocada cuando se refiere a la “construcción de unidades auxiliares” y este error tiene implicancias en el fondo del tema que aquí se discute.
Hace muchas décadas, para quien este medianamente versado en las industrias de proceso químico, y las refinerías lo son por excelencia, está claro que toda industria de procesos cuenta con las siguientes áreas:
Área dentro del Límite de Batería, llamado en inglés ISBL (Inside Battery Limits (ISBL)) que está definido como todo el equipamiento y componentes asociados (tuberías, soportes, etc.) que actúan sobre una corriente de alimentación primaria de un proceso. El ISBL está basado en funcionalidades y se refiere al equipo y otros componentes que están dedicados a los procesos industriales esté o no el equipo de proceso ubicado dentro de los límites físicos de la unidad.
Equipamiento fuera de los Límites de batería externa OSBL (OSBL) o simplemente denominados Offsites se define como los servicios, instalaciones comunes y otros equipos y componentes no incluidos en la definición de ISBL. OSBL se refiere a sistemas (piezas de equipo y componentes asociados) que dan soporte a varias unidades. El equipo OSBL típico incluye generación de vapor, suministro eléctrico, tratamiento de efluentes, tratamiento de emisiones, torres de enfriamiento, instalaciones de tratamiento de agua, etc.
Los diversos equipos en el ISBL o en el OSBL pueden estar muy cercanos unos de otros y puede no ser físicamente posible distinguir dos áreas diferentes en una refinería pero metodológicamente son diferentes y se deben mantener como entidades diferentes.
Así al desarrollar la ingeniería conceptual se calcula los Balances de Materia y energía en las corrientes y procesos en el ISBL, mientras que se calcula los balances de masa y energía de los servicios (Utilities en inglés), que se suelen encontrar OSBL.
El esquema de una planta de procesos químicos es la siguiente:
En conclusión.- No existen Unidades Auxiliares, existen ISBL y Offsites y esto es relevante.
RESPUESTA DE ADMINISTRACIÓN DE PETROPERU A HALLAZGO DE LA CONTRALORIA.
Pero si la Contraloría tuvo un problema de tipificación de las Unidades de Proceso, la respuesta del Presidente de Petroperú fue sorprendente.
Así en una entrevista a Diario Gestión de Lima el 21 febrero 2017, el señor Luis Eduardo García Rosell Artola, ingeniero Industrial por la Universidad de Lima (1986) afirmó que cuando se analiza la inversión en infraestructura, por alguna razón esta inversión se fraccionó en tres asignando US$ 800 millones a obras tercerizadas.
RESPUESTA DE ADMINISTRACIÓN DE PETROPERU A HALLAZGO DE LA CONTRALORIA.
Pero si la Contraloría tuvo un problema de tipificación de las Unidades de Proceso, la respuesta del Presidente de Petroperú fue sorprendente.
Así en una entrevista a Diario Gestión de Lima el 21 febrero 2017, el señor Luis Eduardo García Rosell Artola, ingeniero Industrial por la Universidad de Lima (1986) afirmó que cuando se analiza la inversión en infraestructura, por alguna razón esta inversión se fraccionó en tres asignando US$ 800 millones a obras tercerizadas.
El periodista preguntó: “Y los US$ 800 millones de tercerización?”
El ingeniero García respondió, “Ese es el problema. Cuando llegamos a la administración en setiembre (2016), al mes se lanzó el tercer proceso de adjudicación de estas obras, es decir, había habido dos antes que no habían concluido, y a las pocas semanas ya teníamos 1,800 preguntas en este tercer proceso, es decir este nunca iba a terminar.
…Continua afirmando “Se debió contratar a un solo contratista que hiciera todo, porque imagínese lo complicado que debe ser acabar una obra con cinco empresas con estas unidades auxiliares, Técnicas Reunidas y adicionalmente Petroperú contratando a otros haciendo las complementarias, o sea esto debió haber empezado con un solo contratista.”…
Como ingenieros químicos dedicados por décadas a enseñar ingeniería química, y conocedores de los buenos ingenieros químicos de la UNI que han enseñado cursos claves de procesos a los estudiantes de la Universidad de Lima, profesores de la talla de los ingenieros Benjamín Jarufe Zedan, Mario Rojas Delgado, Fernando Díaz Ruiz y otros sólo podemos sentir desazón por la visión de la industria de procesos químicos de quien ahora dirige el ingeniero García.
Para ilustración de los lectores se analizará porque se considera un error técnico afirmar que fue un error tercerizar los offsites de la Refinería Talara
ANALISIS DE LA IMPLANTACION DE LAS UNIDADES AUXILIARES DEL PROYECTODE MODERNIZACION DE REFINERIA TALARA (PMRT)
Las Unidades Auxiliares son:
Las plantas 2 al 7 realmente corresponden a los Offsites y es de uso común su tercerización, sólo1, la Planta de Hidrógeno es parte de ISBL de la Refinería.
Tercerización de los Offsites
Es un error técnico afirmar que no se puede tercerizar los offsites de una refinería o planta petroquímica compleja.
Así, el concepto mismo de Complejo Petroquímico/ Refinero está en la interacción de múltiples empresas que proveen diversos servicios y productos especializados a los componentes del complejo.
En el año 2015, los autores publicaron un artículo denominado Complejos Petroquímicos (ver http://www.ssecoconsulting.com/complejos-petroquimicos.html), donde se indicaba:
LOGICA DEL DESARROLLO DE LOS COMPLEJOS PETROQUIMICOS
La manufactura de productos petroquímicos requiere del empleo de múltiples materia primas, productos intermedios consume muy diversos servicios y fuentes diversas de energía y se producen múltiples productos finales diferentes. Por esta razón en el desarrollo de esta industria se encontró necesario construir unas plantas adyacentes a otras diferentes, grandes o pequeñas, cada una de las cuales producían bienes o servicios que podían atender algunas necesidades de otras plantas petroquímicas o producían petroquímicos finales.
Esto se debió a que la producción de petroquímicos requiere del empleo de numerosas tecnologías, muchas de ellas protegidas por patinetes y por las que para su empelo hay que pagar regalías y porque requieren de diversos tipos de servicios técnicos muy especializados y porque pueden existir diversos propietarios diferentes.
Esta conjunción de empresas que producen y ofertan productos y servicios petroquímicos y se encuentran ubicadas en un lugar físico preparado con facilidades logísticas y de otro tipo se denomina Complejos Petroquímicos.
Los complejos petroquímicos usualmente comprenden un número importante de plantas petroquímicas por lo que suele ser usual que materias primas de una unidad madre (refinería de petróleo o planta de fraccionamiento de gas natural) sean empleadas por plantas petroquímicas intermedias y que puedan compartir al mismo tiempo facilidades comunes previamente acordadas entre ellos.
Por estas razones, muchas veces los complejos Petroquímicos se ubican en un área común denominadas Hubs (Polos) Petroquímicos en los que existen facilidades comunes que pueden ser infraestructura física: carreteras, puertos, aeropuertos; también servicios comunes de energía, potencia, suministro de agua, suministro de gas natural, servicios técnicos especializados, etc.
A inicios del siglo XXI los principales Hub petroquímicos (en términos de toneladas métricas por año de productos químicos) se encuentran en Arabia Saudita en Hai Jubail, en Corea del Sur en Yeochon y Ulsan, en Japón en Chiba y en Mizushima, en taiwan en Mai Liao, en Bélgica en Antwerp, en Texas (USA) en Freeport, Baytown y Deer Park, en Luisiana (USA) en Lake Charles, Plaquimine y Geismar, en Tailandia en Map Ta Phut y en Singapore en la Isla Juron.
La pregunta lógica, es si en el mundo es posible hacer grandes Hubs químicos cómo se puede afirmar que no se pueden tercerizar los offsites de una refinería compleja de menos de 100 mil barriles por día.
Esta idea se refuerza por el hecho que prácticamente todos los complejos mineros importantes en el Perú han tercerizado su suministro de combustibles que incluye inversiones en infraestructura física además de establecer toda una infraestructura comercial que maneja los fluidos de los complejos mineros.
En la actualidad, Repsol Comercial y Primax tienen la capacidad de efectuar inversiones en facilidades para suministro en contratos a término de combustibles para proyectos mineros sin que ello retracen dichos proyectos.
Pero aún más, se puede recordar que existe la IDAM de Talara con una capacidad de producción de 2.200 m3/día, siendo la primera planta desaladora por osmosis inversa a nivel industrial que se ha construido en Perú.
Petroperú contrató a PRIDESA para que por medio de un contrato tipo BOOM (Builder, Own, Operation and Maintenance) desarollara el proyecto.
La IDAM de Talara se encuentra ubicada dentro de las instalaciones de Petroperú – Refinería de Talara, y comenzó a operar el 25 de Noviembre del 2002, cuando el ingeniero químico Pedro Méndez era gerente de la Refinería.
Como se observa la administración de Petroperú a cargo de ingenieros químicos no tuvo problemas en tercerizar el suministro de agua de mar desalinizada hace muchos años.
TERCERIZACIÓN DE LA PRODUCCION DE HIDROGENO PARA LA REFINERIA.
En este caso si se tiene la complejidad adicional que esta planta se encuentra dentro del ISBL de la Refinería, sin embargo este es un problema ya resuelto en el mundo.
Para ello se tomará como referencia el artículo Creating Value Through Refinery Hydrogen Management (Presentado en Singapore el 2006. (http://www.h2alliance.com/pdf/338-12-030-GLB_CreatingValue.pdf).
Desde que se inició la implantación de combustibles limpios, las refinerías han requerido de instalaciones de producción nueva o renovada, lo que a su vez trajo mayores necesidades de inversiones de capital, junto con costos operativos significativos.
Los refinadores enfrentan la doble presión de cambio regulatorio y capital limitado. La rentabilidad ha variado, pero históricamente ha sido lo suficientemente desincentivar la reinversión, con la excepción de las inversiones reguladas de combustibles limpios o de crudo pesado.
El suministro de hidrógeno suministrado por terceros (tercerización) puede ayudar a las refinerías con flexibilidad en las operaciones y mejorar el rendimiento del capital empleado o ROCE.
Ya en la década de 1990, Air Products, se acercó a las refinerías de California con un modelo de negocio de "tercerización" para producir combustibles de transporte CARB. Air Products y KTI Corporation (ahora Technip-Coflexip) diseñaron y construyeron la más grande planta del mundo tercerizada para la producción de hidrógeno para la refinería Tosco (Tesoro) en Martínez, cerca de San Francisco con una capacidad de 35 millones de pies cúbicos por día de hidrógeno.
Mucho más recientemente el Energy Information Agency eia (ver http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=24612) en el artículo “Hydrogen for refineries is increasingly provided by industrial suppliers” del año 2016, indica que las refinerías utilizan hidrógeno para reducir el contenido de azufre del combustible diesel. La demanda de refinerías de hidrógeno ha aumentado a medida que la demanda de diesel se ha incrementado tanto a nivel nacional como internacional, y la regulación del contenido de azufre se ha vuelto más estricta.
Los datos de la EIA muestran que gran parte del crecimiento en el uso de hidrógeno en las refinerías se está cumpliendo a través del hidrógeno comprado a los proveedores mercantiles en lugar de aumentar la producción de hidrógeno en el sitio de la refinería. El mayor uso de hidrógeno comprado tiene implicaciones para el uso de la industria de refinación de gas natural como materia prima.
Hay dos formas de producción de hidrógeno: la producción de hidrógeno a propósito mediante reformadores de metano a vapor (SMR) y la producción de hidrógeno como subproducto de otros procesos químicos. El gas natural se utiliza casi exclusivamente como materia prima para la producción de hidrógeno en las unidades SMR en los Estados Unidos.
Las refinerías, los productores de gas industriales y otros fabricantes de productos químicos utilizan la misma tecnología SMR, que es eficiente en un 90% en la producción de hidrógeno.
El eia presenta la siguiente gráfica:
El ingeniero García respondió, “Ese es el problema. Cuando llegamos a la administración en setiembre (2016), al mes se lanzó el tercer proceso de adjudicación de estas obras, es decir, había habido dos antes que no habían concluido, y a las pocas semanas ya teníamos 1,800 preguntas en este tercer proceso, es decir este nunca iba a terminar.
…Continua afirmando “Se debió contratar a un solo contratista que hiciera todo, porque imagínese lo complicado que debe ser acabar una obra con cinco empresas con estas unidades auxiliares, Técnicas Reunidas y adicionalmente Petroperú contratando a otros haciendo las complementarias, o sea esto debió haber empezado con un solo contratista.”…
Como ingenieros químicos dedicados por décadas a enseñar ingeniería química, y conocedores de los buenos ingenieros químicos de la UNI que han enseñado cursos claves de procesos a los estudiantes de la Universidad de Lima, profesores de la talla de los ingenieros Benjamín Jarufe Zedan, Mario Rojas Delgado, Fernando Díaz Ruiz y otros sólo podemos sentir desazón por la visión de la industria de procesos químicos de quien ahora dirige el ingeniero García.
Para ilustración de los lectores se analizará porque se considera un error técnico afirmar que fue un error tercerizar los offsites de la Refinería Talara
ANALISIS DE LA IMPLANTACION DE LAS UNIDADES AUXILIARES DEL PROYECTODE MODERNIZACION DE REFINERIA TALARA (PMRT)
Las Unidades Auxiliares son:
- Planta de Hidrógeno
- Planta de ácido sulfúrico
- Planta de Tratamiento de agua proceso
- Planta de producción de agua desmineralizada
- Planta de desalinización de agua de mar
- Planta de Generación Eléctricas con Gas Pobre.
Las plantas 2 al 7 realmente corresponden a los Offsites y es de uso común su tercerización, sólo1, la Planta de Hidrógeno es parte de ISBL de la Refinería.
Tercerización de los Offsites
Es un error técnico afirmar que no se puede tercerizar los offsites de una refinería o planta petroquímica compleja.
Así, el concepto mismo de Complejo Petroquímico/ Refinero está en la interacción de múltiples empresas que proveen diversos servicios y productos especializados a los componentes del complejo.
En el año 2015, los autores publicaron un artículo denominado Complejos Petroquímicos (ver http://www.ssecoconsulting.com/complejos-petroquimicos.html), donde se indicaba:
LOGICA DEL DESARROLLO DE LOS COMPLEJOS PETROQUIMICOS
La manufactura de productos petroquímicos requiere del empleo de múltiples materia primas, productos intermedios consume muy diversos servicios y fuentes diversas de energía y se producen múltiples productos finales diferentes. Por esta razón en el desarrollo de esta industria se encontró necesario construir unas plantas adyacentes a otras diferentes, grandes o pequeñas, cada una de las cuales producían bienes o servicios que podían atender algunas necesidades de otras plantas petroquímicas o producían petroquímicos finales.
Esto se debió a que la producción de petroquímicos requiere del empleo de numerosas tecnologías, muchas de ellas protegidas por patinetes y por las que para su empelo hay que pagar regalías y porque requieren de diversos tipos de servicios técnicos muy especializados y porque pueden existir diversos propietarios diferentes.
Esta conjunción de empresas que producen y ofertan productos y servicios petroquímicos y se encuentran ubicadas en un lugar físico preparado con facilidades logísticas y de otro tipo se denomina Complejos Petroquímicos.
Los complejos petroquímicos usualmente comprenden un número importante de plantas petroquímicas por lo que suele ser usual que materias primas de una unidad madre (refinería de petróleo o planta de fraccionamiento de gas natural) sean empleadas por plantas petroquímicas intermedias y que puedan compartir al mismo tiempo facilidades comunes previamente acordadas entre ellos.
Por estas razones, muchas veces los complejos Petroquímicos se ubican en un área común denominadas Hubs (Polos) Petroquímicos en los que existen facilidades comunes que pueden ser infraestructura física: carreteras, puertos, aeropuertos; también servicios comunes de energía, potencia, suministro de agua, suministro de gas natural, servicios técnicos especializados, etc.
A inicios del siglo XXI los principales Hub petroquímicos (en términos de toneladas métricas por año de productos químicos) se encuentran en Arabia Saudita en Hai Jubail, en Corea del Sur en Yeochon y Ulsan, en Japón en Chiba y en Mizushima, en taiwan en Mai Liao, en Bélgica en Antwerp, en Texas (USA) en Freeport, Baytown y Deer Park, en Luisiana (USA) en Lake Charles, Plaquimine y Geismar, en Tailandia en Map Ta Phut y en Singapore en la Isla Juron.
La pregunta lógica, es si en el mundo es posible hacer grandes Hubs químicos cómo se puede afirmar que no se pueden tercerizar los offsites de una refinería compleja de menos de 100 mil barriles por día.
Esta idea se refuerza por el hecho que prácticamente todos los complejos mineros importantes en el Perú han tercerizado su suministro de combustibles que incluye inversiones en infraestructura física además de establecer toda una infraestructura comercial que maneja los fluidos de los complejos mineros.
En la actualidad, Repsol Comercial y Primax tienen la capacidad de efectuar inversiones en facilidades para suministro en contratos a término de combustibles para proyectos mineros sin que ello retracen dichos proyectos.
Pero aún más, se puede recordar que existe la IDAM de Talara con una capacidad de producción de 2.200 m3/día, siendo la primera planta desaladora por osmosis inversa a nivel industrial que se ha construido en Perú.
Petroperú contrató a PRIDESA para que por medio de un contrato tipo BOOM (Builder, Own, Operation and Maintenance) desarollara el proyecto.
La IDAM de Talara se encuentra ubicada dentro de las instalaciones de Petroperú – Refinería de Talara, y comenzó a operar el 25 de Noviembre del 2002, cuando el ingeniero químico Pedro Méndez era gerente de la Refinería.
Como se observa la administración de Petroperú a cargo de ingenieros químicos no tuvo problemas en tercerizar el suministro de agua de mar desalinizada hace muchos años.
TERCERIZACIÓN DE LA PRODUCCION DE HIDROGENO PARA LA REFINERIA.
En este caso si se tiene la complejidad adicional que esta planta se encuentra dentro del ISBL de la Refinería, sin embargo este es un problema ya resuelto en el mundo.
Para ello se tomará como referencia el artículo Creating Value Through Refinery Hydrogen Management (Presentado en Singapore el 2006. (http://www.h2alliance.com/pdf/338-12-030-GLB_CreatingValue.pdf).
Desde que se inició la implantación de combustibles limpios, las refinerías han requerido de instalaciones de producción nueva o renovada, lo que a su vez trajo mayores necesidades de inversiones de capital, junto con costos operativos significativos.
Los refinadores enfrentan la doble presión de cambio regulatorio y capital limitado. La rentabilidad ha variado, pero históricamente ha sido lo suficientemente desincentivar la reinversión, con la excepción de las inversiones reguladas de combustibles limpios o de crudo pesado.
El suministro de hidrógeno suministrado por terceros (tercerización) puede ayudar a las refinerías con flexibilidad en las operaciones y mejorar el rendimiento del capital empleado o ROCE.
Ya en la década de 1990, Air Products, se acercó a las refinerías de California con un modelo de negocio de "tercerización" para producir combustibles de transporte CARB. Air Products y KTI Corporation (ahora Technip-Coflexip) diseñaron y construyeron la más grande planta del mundo tercerizada para la producción de hidrógeno para la refinería Tosco (Tesoro) en Martínez, cerca de San Francisco con una capacidad de 35 millones de pies cúbicos por día de hidrógeno.
Mucho más recientemente el Energy Information Agency eia (ver http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=24612) en el artículo “Hydrogen for refineries is increasingly provided by industrial suppliers” del año 2016, indica que las refinerías utilizan hidrógeno para reducir el contenido de azufre del combustible diesel. La demanda de refinerías de hidrógeno ha aumentado a medida que la demanda de diesel se ha incrementado tanto a nivel nacional como internacional, y la regulación del contenido de azufre se ha vuelto más estricta.
Los datos de la EIA muestran que gran parte del crecimiento en el uso de hidrógeno en las refinerías se está cumpliendo a través del hidrógeno comprado a los proveedores mercantiles en lugar de aumentar la producción de hidrógeno en el sitio de la refinería. El mayor uso de hidrógeno comprado tiene implicaciones para el uso de la industria de refinación de gas natural como materia prima.
Hay dos formas de producción de hidrógeno: la producción de hidrógeno a propósito mediante reformadores de metano a vapor (SMR) y la producción de hidrógeno como subproducto de otros procesos químicos. El gas natural se utiliza casi exclusivamente como materia prima para la producción de hidrógeno en las unidades SMR en los Estados Unidos.
Las refinerías, los productores de gas industriales y otros fabricantes de productos químicos utilizan la misma tecnología SMR, que es eficiente en un 90% en la producción de hidrógeno.
El eia presenta la siguiente gráfica:
Por lo tanto es un error técnico afirmar que no es conveniente para un proyecto refinero tercerizar el suministro de hidrógeno.
Esta conclusión se reafirma si se revisa el caso exitoso de Refinería la Pampilla, que en el año 2014 concretó con Praxair la tercerización del suministro de hidrógeno (ver http://gestion.pe/empresas/praxair-suministrara-hidrogeno-repsol-peru-2113667).
Según el acuerdo el nuevo reformador de metano con vapor (SMR) se construyó en la refinería La Pampilla de Repsol en El Callao y entró en funcionamiento en 2016.
El SMR, tiene una capacidad de 12 millones de pies cúbicos estándar por día, usará gas natural o nafta como materia prima para la producción de hidrógeno.
La refinería de La Pampilla produce gasolina, gas licuado de petróleo, combustible pesado, queroseno, diesel y asfaltos, entre otros productos, para atender el mercado local.
La refinería de Repsol también produce (desde el 2016) combustible diesel bajo en azufre que cumple con las normas ambientales más estrictas y será usado para cubrir la demanda de los clientes en el mercado local.
Esta conclusión se reafirma si se revisa el caso exitoso de Refinería la Pampilla, que en el año 2014 concretó con Praxair la tercerización del suministro de hidrógeno (ver http://gestion.pe/empresas/praxair-suministrara-hidrogeno-repsol-peru-2113667).
Según el acuerdo el nuevo reformador de metano con vapor (SMR) se construyó en la refinería La Pampilla de Repsol en El Callao y entró en funcionamiento en 2016.
El SMR, tiene una capacidad de 12 millones de pies cúbicos estándar por día, usará gas natural o nafta como materia prima para la producción de hidrógeno.
La refinería de La Pampilla produce gasolina, gas licuado de petróleo, combustible pesado, queroseno, diesel y asfaltos, entre otros productos, para atender el mercado local.
La refinería de Repsol también produce (desde el 2016) combustible diesel bajo en azufre que cumple con las normas ambientales más estrictas y será usado para cubrir la demanda de los clientes en el mercado local.
COMENTARIO FINAL
En otros artículos hemos comentado los problemas que surgen cuando reputados economistas opinan sobre economía y tecnología de refinación, en este caso un ingeniero industrial ha realizado apreciaciones que no encuentran correlato con la experiencia del sector hidrocarburos.
En otros artículos hemos comentado los problemas que surgen cuando reputados economistas opinan sobre economía y tecnología de refinación, en este caso un ingeniero industrial ha realizado apreciaciones que no encuentran correlato con la experiencia del sector hidrocarburos.