HI904-007 Transporte de Crudos Pesados de La Selva Norte

7242019 HI904-007 Transporte de Crudos Pesados de La Selva Norte

httpslidepdfcomreaderfullhi904-007-transporte-de-crudos-pesados-de-la-selva-norte 111

iquestCubre el Oleoducto Nor-Peruano la necesidad del transportede los crudos pesados de la Selva Norte

983112983113983097983088983092983085983088983088983095

Victoria Amparo Matos Salinas Dante PissaniMaestriacutea en Ciencias con Mencioacuten en Ingenieriacutea de Petroacuteleo y Gas Natural UnivNacional de Ingenieriacutea Lima ndash PeruacuteSeptiembre 2015

RESUMENLa necesidad de transportar los crudos desde la selva norte hacia diversos puntos del paiacutes yo exterior para su comercializacioacuten bajo lacoyuntura actual (bajo precio del crudo crudos pesados infraestructura limitada y un clima severo) llevan a la Empresa NacionalPetroacuteleos del Peruacute SA evaluar la optimizacioacuten del Oleoducto Nor Peruano (ONP) de tal modo que permita mantener la operatividaddel ducto a precios competitivos y sineacutergicos con las operadoras de los lotes 192 67 (y proacuteximo 39) que se han visto afectadas con ladisminucioacuten de su margen operativo por los elevados costos logiacutesticos Se han recogido las experiencias de operadoras para evaluartecnologiacuteas de transporte asiacute como las buenas praacutecticas de operadoras canadienses en el manejo de crudos pesados a fin de definir lamejor alternativa de todas las propuestas asiacute como la visualizacioacuten de las acciones preventivas a tomarse en cuenta para mantener lasmejores praacutecticas de Buen Gobierno Corporativo

ABSTRACTThe need to transport heavy crude from the Peruvian jungle to national or international customers under a pessimistic scenario (low

oil price heavy oil facilities and infrastructure in a limited way and severe climate) lead to Petroleos del Peru SA (National OilCompany) to evaluate the North Peruano oil pipeline (ONP) optimization so as to maintain the operation of the pipeline withcompetitive prices and synergistic with the operators of blocks 192 67 (and 39) which have been affected by the decline in theiroperating margin by high logistics costs We have collected the experiences of operators to evaluate transportation technologies andbest practices of operators in handling Canadian heavy crude to define the best alternative of all proposals and visualization ofpreventive actions to be taken into account to maintain the best practices of Corporate Governance

PALABRAS CLAVE Crudos pesados transporte Selva Norte Oleoducto Nor Peruano

INTRODUCCIOacuteNActualmente el transporte de la produccioacuten proveniente de laSelva Norte se realiza a traveacutes del Oleoducto Nor Peruano(ONP) por batchs segregados seguacuten la calidad del crudo Pero

hoy en diacutea iquestCubre el ONP la necesidad de transportar crudospesados de la Selva Norte Desde el 2009 Petroperuacute SA havenido evaluando la modificacioacuten del ONP debido al cambio delas variables operativas (aumento de la viscosidad y por endeaumento del contenido de azufre) del disentildeo original para locual ha desarrollado cuatro propuestas de adaptacioacuten detecnologiacuteas de transporte mediante solventes yo la instalacioacutende una planta upgrading que mejore la viscosidad del crudopesado

Sin embargo siendo Petroperu una empresa estatal (NOC) quepretende participar de manera creciente y competitiva en elmercado internacional no contempla alternativas de integracioacutenentre el upstream el middlestream y el dowstream que no

solamente debe implicar la buena performance de lasoperadoras de la zona (norte) sino tambieacuten la toma dedecisiones acertadas y diligentes para este tipo de negociociacuteclico a fin de asegurar el aumento del valor agregado de loscrudos

El presente trabajo evaluacutea las propuestas que integra losrecursos y capacidades con los que cuenta Petroperuacute en laactualidad justificando una actuacioacuten diligente integradora ytransparente en toda la cadena de valor del sector

REVISIOacuteN BIBLIOGRAacuteFICAA continuacioacuten se revisan algunos reportes importantes queayudan a enfocar la necesidad de trabajar de manera diligenteen el middle stream

- Seguacuten el informe ldquoPotencial Hidroburiacutefero del Peruacuterdquo(Perupetro SA 2014) se clasifica a la cuenca del Marantildeoacutencomo una cuenca semi-explorada pero que tiene un factorde eacutexito productivo de 77 (Ver Figura 1) zona que seguacutenel Libro de Reservas 2014 (MEN 2015) reporta para loslotes productores recursos contingentes de 190158 MSTB ypara los lotes exploratorios recursos prospectivos de627771 MSTB que representan el 624 y 147respectivamente del total nacional (Ver Tabla 1 y 2) Asiacutetambieacuten el mismo informe plantea que se debe estimar unainversioacuten cerca de los 2000 MM US$antildeo para continuarcon el incremento de los niveles de reservas actuales

-

Seguacuten PEMEX el costo operativo predominante derefinacioacuten corresponde a la compra del petroacuteleo crudorepresentando un 85 del total y 75 corresponde delresto es asignado a la energiacutea requerida en forma decombustibles o electricidad Siendo asiacute es importante que laempresa nacional optimice los costos de transporte para noverse afectada por variaciones negativas del costo del crudo(como ocurre actualmente) En este mismo sentido seraacutenecesario que la empresa nacional tenga una participacioacutenimportante en todos los eslabones de la cadena de valor yaque para precios bajos del crudo que golpearaacute al upstreamel downstream se veriacutea beneficiado y viceversa



- Seguacuten expertos

1 del sector indican que la empresa Petroperuacute

deberaacute participar diligentemente en la integracioacuten verticaldel sector hidrocarburos volviendo a la actividad petroleraen Talara y la selva peruana en los lotes 64 192 II III IVVIVII Ya que eacutestos presentan un Valor Presente Netopositivo en el peor de los casos de que el precio del crudodescienda a US$ 4000barril ademaacutes de aumentar su valorpatrimonial de 600 MM a 3460 MM de nuevos soles

Figura 1 Megatendencia del Subandino

Fuente Perupetro SA 2014

Tabla 1 Lotes Productores Selva Norte

Lote Operadora

Reservas

3PMSTB

Reservas

P1MSTB

Recursos

ContingentesMSTB

Recursos

ProspectivosMSTB

67 Perenco 291400 110900 70350 191500

192 Pacific1 305063 134978 8 663 19092

8 Pluspetrol 108175 54272 39483 0

XIII Olympic 37914 27270 22429 58222

642 Petroperu 85432 31441 49233 187998

Selva Norte 827984 358861 190158 456812

Total Peruacute 1325901 682681 376082 1152223

Share 624 525 505 396

Fuente Estadiacutesticas Perupetro 2014 2015 Elaboracioacuten propia1 Actualmente se estaacute en negociacioacuten la administracioacuten del Lote

La viscosidad para el transporte del crudo pesado juega unpapel determinante en las complicaciones del manipuleo ytransporte la cual depende directamente de la temperaturaDebido al gradiente teacutermico regional elevado las viscosidadesde todos los crudos en reservorio estaacuten por debajo de 500 cPSin embargo a condiciones atmosfeacutericas los valores deviscosidad pueden superar los 100000 cP lo que hacepraacutecticamente imposible el flujo de estos crudos sin alguacutentratamiento previo

1Consultora internacional Wood Mackensy Marzo 2015 Clasificadora de RiesgoEquilibrium Abril 2015 y el investigador Jorge Manco Zaconetti Marzo 20152 Con estimacioacuten de extraccioacuten comercial en el primer trimestre del 2017


Fuente Libro de Reservas 20141 Expectativas de descubrimiento2 Produccioacuten 2013 50836 Bls3 Produccioacuten 2013 6180 Bls

A continuacioacuten se explican puntualmente los meacutetodos paratransporte de este tipo de crudo que han propuesto diferentescompantildeiacuteas petroleras

- Transporte por calentamiento Cuando se calientan los

petroacuteleos pesados se vuelven menos viscosos (Ver Tabla 3)Para elevar la temperatura del crudo es necesario instalarhornos de calentamiento en las estaciones de bombeo y a lolargo del oleoducto para permitir bombearlo sincomplicaciones Sin embargo esta tecnologiacutea conlleva aaltos costos de inversioacuten y operacioacuten sin la agregar valor alcrudo y por ende continuar con bajos precios de venta ypocos compradores

Tabla 3 Variacioacuten de la viscosidad con la temperatura

Fuente Petroperuacute SAMuestra Crudo de la Selva Peruana 9degAPI

- Transporte con inyeccioacuten de diluyente Se trata mezclar undiluyente de alta gravedad API (crudo liviano mediano ocondensados derivados del gas natural C5-C12) al crudopesado (Figura 2) y asiacute reducir su viscosidad e incrementarsu gravedad API de manera controlada Las desventajas deesta tecnologiacutea son i) los altos costos del diluyente por lascondiciones de la zona (y para el caso de los condensadosdependeraacute de la volatilidad del precio del gas natural) ii)alto volumen aproximadamente 30 MMB de diluyentepara lograr un ciclo cerrado (necesitaraacute un ducto de

diluyentes) con el riesgo de robo de este producto ya que serecorreriacutean 700 km de nafta liviana o nafta craqueada y iii)antes de ingresar a la refineriacutea se necesitaraacute procesar eldiluyente a fin de recuperarlo

Es de notar que para mezclas de crudos extra pesados (XP) consolventes (conocido como DilBit) se requieren voluacutemenes dediluyente de 25 a 30 aprox dependiendo de la gravedadAPI del diluyente y del API que se espera alcanzar Porejemplo Perenco (67) estaacute trabajando con una proporcioacuten dediluyente de 18 del total para movilizar su crudo pesadoExisten graacuteficas que describen la cantidad de diluyente a usar sise mezcla bitumen (XP) de determinada gravedad API para



alcanzar gravedades de mezcla que permitan983091 el transporte por

ductos

Figura 2 Tipos de Blending para crudos pesados y XP

Fuente Elaboracioacuten propia 2015

La Graacutefica 1 muestra la curva de Volumen Vs Densidad APIde un diluyente para formar mezclas con bitumen de densidad

10degAPI para cumplir la especificacioacuten de la tuberiacutea de 19deg API

Graacutefica 1 Volumen Vs Densidad API del Diluyente

Fuente Banerjee Dwijen K Tulsa OK USA PennWell 2012

- Upgrading La introduccioacuten de hidroacutegeno (hydrotreating)a la estructura quiacutemica del crudo es uno de los procesos demejoramiento recomendados Por lo general la fuente deeste hidroacutegeno es mediante el reformateo de metano (gasnatural) pero la condicioacuten de todos los campos de laCuenca Marantildeoacuten es que producen crudos con bajocontenido de gas (sub saturado) Actualmente se vienedesarrollando el uso de la energiacutea solar para obtenerhidroacutegeno del agua4

A continuacioacuten se describen los procesos que apuntan a lareduccioacuten del carboacuten tambieacuten aptos para mejorar(Upgrader) los crudos pesados

3 Hay experiencias (no publicadas en una obra) donde se ha observado que para unamezcla si se cumple la especificacioacuten de densidad a continuacioacuten la especificacioacuten deviscosidad de 350 cSt siempre se cumple pero no viceversa4 httpelpaiscomelpais20150209ciencia1423507696_423300html Universidad deHarvard (EE UU) Febrero 2015

bull Procesos de separacioacuten fiacutesica Los crudos pesados de lazona son asfalteacutenicos resultando que sin conversioacutenmolecular el rendimiento del volumen liacutequido es muybajo (Es maacutes aplicable para crudos parafiacutenicos) Unporcentaje no aceptable del crudo termina como residuoconcentrado en metales y azufre

bull Craqueo Cataliacutetico (FCC) Existe un factor muyimportante que limita el uso de esta tecnologiacutea y es quelos crudos de la selva tienen altos contenidos de azufre

siendo que el proceso redistribuye azufre pero no loelimina por lo tanto el crudo va a sufrir penalidadespara contenidos mayores al 1 De salvarse estavariable el producto de la conversioacuten es tan liviano (gt30deg API) que puede usarse como diluyente evitando lanecesidad de procesar todo el crudo dando a su vezuna conversioacuten altamente eficaz con un rendimiento deliacutequido por volumen (gt 95) que significa muy pocoresiduo

bull Visbreaking Ha sido usado eficazmente para crudopesado pero generalmente como parte de un proceso derefinacioacuten en serie (con una Unidad de Hydrotreating oFCC ) El costo tanto capital inicial y operativo esrelativamente bajo comparado con el ldquocokingrdquo Sinembargo su uso como proceso uacutenico estariacutea limitadopor i) un bajo porcentaje de conversioacuten especialmentepara crudos asfaacutelteacutenicos ya que se hacen inestables ypropensos a precipitarse por lo que se recomienda noprocesar maacutes de 20 en peso del crudo y ii) elporcentaje de residuo que arroja el proceso en forma dealquitraacuten es alto difiacutecil de manejar y maacutes complicado dedeshacerse especialmente en la selva Estas limitacionesclasifican a esta tecnologiacutea como un proceso intermedioy no de obtencioacuten de un producto final paracomercializar

bull Coking Es el craqueo teacutermico maacutes eficaz para liberar elcarboacuten del crudo pesado Las altas temperaturas de losreactores (gt 1400degF) permiten una completaconversioacuten quiacutemica resultando en rendimiento alto delcomponente liacutequido ( peso) Asiacute tambieacuten no estaacutelimitado por el contenido de azufre yo de metales en elcrudo ya que terminan concentrados en el carboacutenresidual no reactivo (coke) La complicacioacuten del procesoes la posible inestabilidad de los componentesnapteacutenicos para lo cual usualmente se recurre a unproceso de hidrotratamiento para tratarlos y como semencionara este insumo (hidroacutegeno) es escaso en lazona Por lo tanto es necesario estudios para asegurar laestabilidad de este componente De otro lado lacomplejidad y exigencias metaluacutergicas de estas plantasestaacuten entre las maacutes costosas Es de notar la necesidad de

compatibilidad la implementacioacuten de esta planta con elcompromiso de minimizar el impacto en la selvaAmazoacutenica ya que se requieren i) una superficieamplia y ii) principalmente el proceso conlleva aproducir altas cantidades de coke

5 que por la falta de

infraestructura y mercados dificultan sucomercializacioacuten

bull Flexicokingreg No arroja residual El coke producido delcoking se consume en una regeneradora que aprovechadel calor del reactor para generar un gas combustible debajo BTU Este gas seriacutea quemado en una caldera de

5 Una planta convencional de Delayed Coking que procesa 100 MSTB de crudo pesadoproduce 2 Ton diacutea de residuo en forma de coke



disentildeo especial para producir vapor que se utilizariacutea enturbinas convencionales para la generacioacuten deelectricidad En el caso de un crudo pesado la cantidadde gas que resulte del proceso es significativoEmpleando el meacutetodo ldquoFlexicokingrdquo en vez de producir2000 Ton de coke produciraacute suficiente gas para generarhasta 400 MW de electricidad

bull Emulsioacuten Crudo-Agua Es un sistema de dos fases queconsta de dos liacutequidos parcialmente miscibles uno delos cuales es dispersado en el otro en forma de gloacutebulosLa fase dispersa discontinua o interna es el liacutequidodesintegrado en gloacutebulos El liacutequido circundante es lafase continua o externa La proporcioacuten Crudo Agua esde 60 40 y la viscosidad aparente estaacute entre 80 y 200cP Aguas abajo del proceso de transporte la dispersioacutendebe romperse mediante tratamiento de separacioacutenmecaacutenico electrostaacutetico con agregado dedesemulsionante (de ser necesario) Sin embargo apesar de tener bajo costo para la emulsioacuten no lo es parael tratamiento del agua luego de ser separa de laemulsioacuten y que podriacutea generar un alto impactoambiental

Cabe mencionar los uacuteltimos MegaProyectos que vienedesarrollando Canadaacute para el transporte de Crudos Pesados(considerando la posibilidad de mejorarlo antes del transporte)que si bien es cierto que el ONP no tiene esa magnitud podriacuteasin embargo utilizar las tecnologiacuteas de transporte que seimplementariacutean6- Proyecto Keystone XL tuberiacutea por TransCanada planeado

para extenderse desde Alberta hasta el Golfo de Meacutexico

- Proyecto de oleoducto ldquo Northern Gatewayrdquo para eltransporte de crudo canadiense a traveacutes del oceacuteano a traveacutesde la costa oeste de Vancouver

METODOLOGIacuteAEl presente trabajo de investigacioacuten pretende responder la

pregunta trataacutendolo en tres partes En la primera parte sedetallaraacute las condiciones actuales de las instalaciones delOleoducto en la segunda parte se describiraacute las actualesvariables que son importantes a considerar para que el negociode los crudos pesados sea sostenible desde el disentildeo einstalacioacuten de facilidades tales como viscosidad diaacutemetroespesor y longitud de la tuberiacutea asiacute como el sistema de bombeoy almacenamiento ubicacioacuten y capacidad de refineriacuteas hastacondiciones de mercado tales como la demanda produccioacutenprecio del crudo condiciones sociales del terreno reservas yrecursos de los lotes mismos que a la fecha no estaacuten siendoconsiderados en su totalidad y en la segunda parte sepropondraacute una alternativa entre cuatro propuestas dadas porexpertos del sector que tendraacute como meta asegurar la sinergia

en esta zonaEl presente trabajo se basaraacute en la actuacioacuten de praacutecticas quefortalezcan el Buen Gobierno Corporativo tales como

- Estabilidad en la plana gerencial y Directorio- Eficiencia que en la gestioacuten empresarial Personal con

experiencia reconocida plan de mentoring activado tomade decisiones de manera independiente en beneficio demetas planteadas monitoreadas sobre indicadores derentabilidad liquidez coberturas y apalancamientos

- Una organizacioacuten integrada y flexible con implementacioacutende uacuteltima tecnologiacutea

6 Conservando el respeto a la legislacioacuten Ambiental y Social del Peruacute

- Prestigio social reconocido7 por entidades representativas enla zona de intervencioacuten

DESARROLLO

Parte 1 CONDICIONES ACTUALESPara responder a la pregunta debemos conocer los recursos ycapacidades actuales de la zona norte del paiacutes desde elupstream hasta el dowstream

El OleoductoActualmente el crudo que se transporta por el Oleoducto NorPeruano (ONP) tiene una gravedad especiacutefica y viscosidadpromedio de 179degAPI60degF 425 cSt70degF respectivamentelo que los califica como crudos pesados y trabaja con unaproduccioacuten de 28 MBPD (Perupetro SA 2015) que difiere desu disentildeo inicial (equipamiento de bombeo) para transportar200 MBPD de crudos medianos de 266degAPI 60degF con unaviscosidad de 38 cSt 70degF) Este bajo nivel de produccioacuten(Graacutefico 2) exige que se almacene el crudo en un periodoaproximado de 10 a 15 diacuteas y asiacute realizar bombeosintermitentes (aprox 140 MBD) por unos cuantos diacuteas (3 diacuteasaprox) lo que manifiesta un sobredimensionamiento del ONPgeneraacutendose altos costos de operacioacuten y mantenimiento porbarril que son transferidos a las operadoras A septiembre del

2014 se cobroacute un flete de MM S 72 por el transporte de 3312MB del crudo Pirantildea Blend de Lote 67 equivalente a S2174Barril y que en la actualidad representariacutea el 17 delprecio del crudo WTI (Memoria 2014 Petroperu SA 2015)

Graacutefico 2 Volumen Transportado por el ONP

Fuente Memoria Anual 2014 Petroperuacute SA 2015

Por tanto para hacer factible el transporte del crudo pesado sedebe realizar el redimensionamiento de la actual infraestructurade transporte y de los equipos principales de bombeo VerFigura 3

El UpstreamLa produccioacuten que alimenta el ONP proviene de los lotes 67(Perenco) 192 (PacificPetroperuacute) 8(Pluspetrol) y para el

primer trimestre del 2017 se inicia la extraccioacuten comercial dellote 64 (Petroperu) La produccioacuten diaria promedio de los lotescercanos al ONP es de 33925 BPD que representa aprox el49 de la produccioacuten nacional (Tabla 4) y de los cuales maacutesdel 50 es crudo pesado (lt20degAPI) En el 2014 se exploraron12 pozos cuya inversioacuten ascendioacute a 502 MM US$ (4183 MMUS$pozo) y se desarrollaron 101 pozos cuya inversioacutenascendioacute a 693 MM US$ (686 MM US$pozo)

7 Rafaeacutel Zoeger Presidente del Directorio de Perupetro SA Entrevista RPP Septiembre2015



Figura 3 Trazo del Oleoducto Nor Peruano

Fuente Petroperu SA

Tabla 4 Lotes Exploratorios Selva NorteLote Operadora 2014 (Bls) BPD degAPI

67 Perenco 1846490 5059 1461

192 Pacific1 4734891 12972 1808

8 Pluspetrol 3489099 9559 2409

XIII Olympic 2312317 6335 3548648 Petroperu

Selva Norte 12382797 33925

Total Peruacute 25295795 69304 Share 49 49

Fuente Estadiacutesticas Perupetro 2014 2015

El DownstreamPetroperu es la principal empresa de hidrocarburos a nivelnacional y las refineriacuteas tienen ubicaciones estrateacutegicas (adyacentes a los campos productores del petroacuteleo al norte delpaiacutes9) que le dan una ventaja comparativa importante Sinembargo la comercializacioacuten de los crudos de la selva Nortepara el 2014 procesados por las refineriacuteas nacionales fueronsolamente para los crudos Loreto (192 Pluspetrol) y Maynas

(8 Pluspetrol) que ascendioacute a 4005 MBLS de un totalprocesado de 49493 MBLS (lo que representa solo el 8 dela demanda de refinacioacuten) siendo necesario potencializar laproduccioacuten de estas zonas para obtener mejores maacutergenes(compra directa) En la tabla 5 se observa que las refineriacuteasTalara e Iquitos son las mayores compradoras de estos crudosEs de notar de la tabla 6 que los crudos importados son enmayor proporcioacuten de origen Latinoamericano que si bien escierto es beneficioso por la cercaniacutea (disminuyendo los costosde transporte) el efecto actual que viene teniendo la diferenciadel precio del crudo WTI (Westing Texas Intermediate) y el

8 Con estimacioacuten de extraccioacuten comercial en el primer trimestre del 20179 Equilibrium Clasificadora de Riesgo SA Abril 2015

Brent han generado oportunidad de arbitraje10 que losasiaacuteticos (China Japoacuten y Corea del Sur) estaacuten aprovechandode Ameacuterica Latina siendo potenciales desabastecerles paranuestros intereses para la nueva Refineriacutea

Tabla 5 Cargas procesadas para los crudos de la Selva Norte porRefineriacuteas Nacionales

Fuente MEN 2015

Tabla 6 Cargas procesadas para los Crudos Importados porRefineriacuteas Nacionales

Fuente MEN 2015

En la Tabla 7 se observa las exportaciones (desde Bayoacutevar)de los crudos Loreto (192 Pluspetrol) y Parintildeas (67 Perenco)para el presente ejercicio que a la fecha ascienden a 1386MBLS

10httplatwsjcomarticlesSB10048647422150643754404580522662719422070



Las refineriacuteas maacutes cercanas al ONP son Talara e Iquitossiendo la primera es la segunda refineriacutea maacutes grande del paiacutes(despueacutes de RELAPASA) con capacidad de 65 MBPD mismaque se abastece en un 60 de la produccioacuten nacionalActualmente la Refineriacutea Talara estaacute siendo modificadamediante el Proyecto de Modernizacioacuten de la Refineriacutea Talara

cuya inversioacuten asciende a 2730 MMUS $ + 800 MM US $Con compromiso de pago en el 2016 el monto de 200 MM US$antildeo El proyecto permitiraacute ampliar la capacidad a 95 MBPDMisma que tendraacute de tratar los crudos pesados de la SelvaNorte (pesados y de alto azufre)

Tabla 7 Exportaciones de los crudos de la Selva Norte

Fuente Aduanet Agosto 2015

La SociedadEl ONP atraviesa 3 regiones importantes del paiacutes siendo lapoblacioacuten maacutes sensible la afectada por los lotes 192 y 8(debido a los pasivos ambientales generados por las otrorasconcesionarias OXY y Pluspetrol) donde existe rechazo haciacualquier participacioacuten extranjera Sin embargo es de notarque las relaciones entre Petroperu SA y la poblacioacuten para laszonas aledantildeas al oleoducto son muy buenas lo cual permitiraacute

bajo los mismos procedimientos de gestioacuten social laejecucioacuten de cualquier modificacioacuten al ducto La Tabla 8muestra las regaliacuteas por explotacioacuten obtenidas para la regioacutenLoreto la cual es bastante significativa para dar paso a sudesarrollo sostenible

Tabla 8 Distribucioacuten del Canon 2014

Fuente Estadiacutesticas Perupetro 2014Unidades en MM S (Millones de Nuevos Soles)

Parte 2 VARIABLES DE DISENtildeOCapacidad de transportePara determinar la maacutexima capacidad de transporte paradistintas calidades de crudo se deben realizar simulaciones11

de gravedad especiacutefica API (gamma de pesados) variando laviscosidad entre 100 y 2000 cSt a temperatura de liacutenea VerGraacutefico 3

Disentildeo Loops DiaacutemetroDeberaacute tomarse en consideracioacuten la combinacioacuten entrediaacutemetro y la longitud del nuevo oleoducto para garantizar laalternativa maacutes econoacutemica Se debe considera los costos de latuberiacutea instalacioacuten cruce de riacuteos entre otros Ver Graacutefico 4

11 Que implica conocer la topografiacutea del terreno planta y perfil de trazo de la tuberiacuteaespesores nominales el todo el tramo resistencia actual de la tuberiacutea perfiles deTemperaturas y las curvas caracteriacutesticas de las bombas

Graacutefica 3 Caacutelculo de la Capacidad de Transporte


Graacutefica 4 Caacutelculo del diaacutemetro oacuteptimo

Fuente Petroperuacute SA

Disentildeo del OleoductoSe deberaacute definir (calcular) los siguientes paraacutemetros teacutecnicosGrado API Diaacutemetro Longitud del Tramo Espesor Tipo deCostura Tipo de recubrimiento externos e internos (que

acepte las caracteriacutesticas del crudo y solventes) etc El gradodel material se deberaacute determinar tomando el CostoBeneficiode cada tipo (Calidad y composicioacuten del crudo paraconocer su tendencia al fouling especialmente en las basesasfaltenas que tienden a formar gomas Requerimientosteacutecnicos para la soldabilidad procedimientos de transporte einstalacioacuten espesores miacutenimos por esfuerzos mecaacutenicosexternos etc) En la Graacutefica 5 se muestra las tendencias de losprecios de la tuberiacutea por Grado seguacuten API 5L

Un hito para la industria de la tuberiacutea seraacute de aceptar diversascategoriacuteas de mezclas Cada mezcla se comporta de maneradiferente porque la tendencia de ensuciamiento dependefuertemente de la calidad y composicioacuten La tendencia de



ensuciamiento de una mezcla se define en teacuterminos deestabilidad Una mezcla en bruto se define como inestablecuando tiene lugar el ensuciamiento como resultado deasentamiento soacutelido la precipitacioacuten de asfaltenos y laformacioacuten de sedimentos o goma de mascar durante eltransporte Hay sanciones econoacutemicas para el transporte detales mezclas de crudo

Graacutefica 5 CostoBeneficio

Fuente Petroperuacute 2009Costos estimados al 2007

Disentildeo del sistema de BombeoLos paraacutemetros teacutecnicos miacutenimos a determinar en cadaestacioacuten son la presioacuten de succioacuten la presioacuten de descarga lapresioacuten diferencial el caudal de Bombeo la Potenciahidraacuteulica la Potencia mecaacutenica los RPMTorque y laeficiencia del sistema de Bombeo las curvas de bombeo Asiacutetambieacuten se debe realizar la sensibilidad teacutecnica quepermita evaluar el comportamiento de los equipos antevariaciones en la calidad del crudo (gamma de crudospesados) y la variacioacuten de la viscosidad Hidraacuteulica de OleoductosSe debe calcular el gradiente hidraacuteulico y espesores delOleoducto para la capacidad de transporte establecida El cualimplica establecer para cada tramo de tuberiacutea (10-100 m) losiguiente Flujo Diaacutemetro Espesor Velocidad TemperaturaViscosidad Densidad Nuacutemero de Reynolds Factor deFriccioacuten Presioacuten de Operacioacuten (MOP) Presioacuten de OperacioacutenMaacutexima Admisible (MAOP) y un anaacutelisis de sensibilidad enfuncioacuten de la densidad y la viscosidadRuta de las nuevas modificacionesEl ancho de la Zona de Reserva del Oleoducto Ramal Norte esde 75 m a cada lado del eje de la tuberiacutea seguacuten seaconveniente el actual trazo del ORN lo que da suficientecapacidad de instalacioacuten de los nuevos ductos ya que se haraacutende manera paralela Sin embargo de presentarse alguacutendesconocimiento de la zona yo de los agentes fiacutesicos (estratocauce caudal etc) se deberaacuten hacer los estudios respectivospara asegurar la integridad de los nuevos ductos Esimportante en esta fase tomar las praacutecticas de la ASME B314(Code Pipeline Transportation Systems for Liquid

Hydrocarbons and Other Liquids)Anaacutelisis de RiesgoSeraacute importante considerar dentro del disentildeo los hitos decontrol de los agentes fiacutesicos de la planta (Referencia Api1160 Managing System Integrity for Hazardous LiquidPipelines) ya que nos permitiraacute aplicar los planes decontingencia yo disminuir la probabilidad de fallasDisentildeo de los Empalmes de los Loops con el ORN

Seraacute baacutesico considerar los empalmes a fin de podermonitorear manipular yo controlar todo el sistema Sedeberaacuten establecer las trampas de recepcioacuten y lanzamiento ysistemas de cierre vaacutelvulas de aislamiento Kickoff Bypass yla de aislamiento de la liacutenea principal (en el Bypass) asiacutetambieacuten definir los sistemas Blowdown Sistema de Drenajeasiacute como los anclajes y soporteriacutea que estaraacuten en funcioacuten delas longitudes material y temperatura de operacioacuten

Parte 3 PROPUESTAS DE TRANSPORTEEn el 2009 Petroperuacute ha desarrollado el Estudio deFactibilidad para El Proyecto Transporte de Crudo Pesado porla Cuenca del Marantildeoacuten (PTCP) el cual contemplareacondicionar el ORN en dos etapas para mejorar lacapacidad de transporte Para el Tramo II no es necesariamodificacioacuten alguna ya que la tuberiacutea actual de 36rdquo puedetransportar el caudal de crudo requerido de manera continuahasta el Terminal BayoacutevarDe acuerdo a la informacioacuten existente y alcanzada por lasdiversas compantildeiacuteas se han definido las siguientesalternativas las cuales han sido elaboradas a partir de unacombinacioacuten de las distintas tecnologiacuteas de transporte

Alternativa 1 Construir un nuevo oleoducto paratransporte de diluyente desde el Terminal Bayoacutevar hastala Estacioacuten Andoas un nuevo oleoducto desde la EstacioacutenAndoas hasta la Estacioacuten 5 y convertir el ORN en unoleoducto para diluyente (Dilbit) - Viscosidad de la mezcla Diluyente-Crudo de 310 cSt

25ordmC densidad promedio de 179API- Sistema de fiscalizacioacuten (Unidades de Medicioacuten

Automaacutetica para Transferencia de Custodia LACT)- Maacuteximo bombeo desde Andoas de 150 MBPD- Planta de recuperacioacuten de diluyente (PRD) para separarlo

del crudo diluido que llegue a Bayoacutevar- Sistema Close Loop solo necesitaraacute la reposicioacuten de

aproximadamente entre 5 a 10 de diluyente en EstacioacutenBayoacutevar

Alternativa 2 Utilizar Calentamiento desde la EstacioacutenAndoas hasta la Estacioacuten 5 instalar Planta de Upgrading endicha Estacioacuten de Bombeo y utilizar el Tramo II hasta elTerminal Bayoacutevar para el bombeo del crudo sinteacutetico(SynBitSynCrude) - Sistemas de calentamiento a traveacutes de intercambiadores

de calor con un aceite teacutermico calentado directamente porhornos en circuito cerrado en Andoas y Morona parabombear el crudo hasta la Estacioacuten 5

- Se construiraacute un nuevo oleoducto paralelo a la ORN parapoder bombear la produccioacuten total de los lotes de la zona

- Se instalariacutea la Planta de Upgrading (Estacioacuten 5) paraprocesar el crudo pesado y obtener el crudo sinteacutetico de

20deg API el cual se bombearaacute hasta el Terminal Bayoacutevar- A partir de la Estacioacuten 5 se utilizariacutea el Tramo II del ONP

con la infraestructura y equipos existentes

Alternativa 3 Utilizar Calentamiento desde la EstacioacutenAndoas hasta la Estacioacuten 5 construir un oleoducto dediluyente desde Estacioacuten 7 hasta Estacioacuten 5 instalarPlanta de Upgrading en la Estacioacuten 7 y utilizar el TramoII a partir de la Estacioacuten 7 para el bombeo del crudosinteacutetico

- Sistemas de calentamiento a traveacutes de intercambiadoresde calor con un aceite teacutermico calentado directamente por



hornos en circuito cerrado en Andoas y Morona parabombear el crudo hasta la Estacioacuten 5

- Entre Andoas y la Estacioacuten 5 se construiraacute un nuevooleoducto de 14rdquo para bombear diluyente desde laEstacioacuten 7 y realizar la mezcla de crudo pesado ydiluyente en Estacioacuten 5 El diluyente (bombeado desde laestacioacuten 7 y 6) se traeraacute por camiones cisterna desde lacosta se podriacutea analizar la posibilidad de obtenerdiluyente en la misma planta de proceso (upgranding) enEstacioacuten 7

- En la Estacioacuten 7 se instalariacutea la Planta de Upgrading paraprocesar el crudo pesado y obtener el crudo sinteacutetico de20deg API Luego sea bombeariacutea hasta el Terminal Bayoacutevarusando la infraestructura actual del oleoducto

Alternativa 4 Bombear desde Andoas hasta el TerminalBayoacutevar una emulsioacuten crudondashagua instalar Planta deseparacioacuten de la emulsioacuten crudondashagua y planta deUpgrading en el Terminal Bayoacutevar (SynCrude) - En Andoas se instalariacutea los sistemas de mezcla del crudo

con el agua dulce y el surfactante pudiendo asiacute bombear laemulsioacuten crudo‐agua hasta el terminal Bayoacutevar

- Entre Andoas y la Estacioacuten 5 se construiraacute un oleoductopara bombear la produccioacuten de los lotes de la zona Sedeberaacuten instalar nuevos equipos de bombeo en cada una delas Estaciones del ORN y Tramo II del ONP para noromper la emulsioacuten formada (Bombas de desplazamientopositivo debido a que tienen menor velocidad de giro quelas turbobombas existentes)

- En el Terminal Bayoacutevar se instalariacutea una Planta dedesalado y de deshidratacioacuten para romper la emulsioacuten Asiacutetambieacuten una Planta de tratamiento de agua y por uacuteltimouna Planta de Upgrading para procesar el crudo pesado yobtener el crudo sinteacutetico de 20deg API

En el Anexo 1 se detallan los esquemas partidascontempladas e inversioacuten de cada alternativa propuesta

Parte 4 SELECCIOacuteN DE LA MEJOR ALTERNATIVA

Existen observaciones a la alternativa 2 (2296 MM US $) yAlternativa 3 (2195 MM US$) propuestas por Petroperu SAmismas que contemplan la instalacioacuten de una planta deUpgrading o bien en la Estacioacuten Andoas o bien en la Estacioacuten7

- Alternativa 2La instalacioacuten de una planta upgrading que procesaraacute elcrudo pesado (lt20degAPI) a crudo sinteacutetico (SynCrude) de20deg API no es eficiente por cuanto se podriacutea aprovecharmejores calidades (por ejemplo 30degAPI) del SynCrude yusarlo (en una fraccioacuten del total procesado) para mezclarlo

con el crudo pesado caliente en la Estacioacuten 5 o podriacutearetornarse a la Estacioacuten Andoas para mezclarse con elcrudo pesado frio

- Alternativa 3De manera similar a la alternativa 2 con la diferencia de quela planta es traslada a la Estacioacuten 7 (maacutes lejos de los lotes) sepodriacutea aprovechar la instalacioacuten de una planta que mejora lacalidad del crudo a densidades mayores a 20deg API (valorpropuesto por Petroperu SA) que permita retornar unaproporcioacuten para mezclarse con los crudos pesados (calientesfriacuteos o diluidos)

La figura 4 hace un simil de los tipos de Blending que se lehace al crudo extrapesado (bitumen) para ser transportados alas refineriacuteas La figura 5 ayuda a estimar que laconcentracioacuten de bitumen en la mezcla aumenta desde elSynBit (50 Vol) seguido el SynDilBit (65 vol) hasta elDilbit (75 vol)

Figura 4 Blending al Bitumen


Figura 5 Variacioacuten de la efectividad de la capacidad deloleoducto para diversos tipos de blending


Finalmente de acuerdo a la revisioacuten bibliograacutefica laalternativa 1 conlleva a un riesgo no controlable por lascaracteriacutesticas de la zona ademaacutes de que no genera valoragregado al crudo La alternativa 2 y 3 que contemplan lainstalacioacuten de una planta upgradig son las uacutenicas que agreganvalor cuyos montos de inversioacuten difieren enaproximadamente 100 MM US$ Sin embargo bajo el mismoargumento que en la alternativa 1 respecto al uso dediluyentes se considera a la alternativa 2 como la mejoralternativa

CONCLUSIONES

- Se concluye que las condiciones actuales del ONP paratransportar crudos desde la Selva Norte hasta los puntos decomercializacioacuten no son compatibles ya que se necesitaadaptar otras facilidades para aumentar in situ laviscosidad del crudo pesado

-

La tecnologiacutea maacutes acertada para responder a lascondiciones actuales del crudo pesado es el flexicokingque permite disminuir el impacto ambiental conseguiraltos rendimientos de volumen de liacutequidos agregar valoral crudo y generar una nueva alternativa de negocio en elsector eleacutectrico

- El transporte por diluyentes es una de las mejores y maacuteseconoacutemicas tecnologiacuteas que podamos aplicar siempre ycuando las condiciones de la zona lo permitan Resultandopara nuestro terreno muy riesgoso y de propiedades delcrudo (base nafteacutenica) no recomendables



- Hoy en diacutea se tiene raacutepida accesibilidad a la informacioacutenherramientas investigaciones y experiencias paraoptimizar el nuevo sistema de transporte de crudos Tal esasiacute que prestigiosas universidades (como Harvard)Consultoras (Como Wood Mackenzie) vienen cooperandoactivamente en el sector

RECOMENDACIONES

- La optimizacioacuten del ONP implica el aumento de laproduccioacuten de los lotes vinculados al ducto escenario quecoadyuva a optimizar los costos operativos de lasoperadoras siendo en este sentido que Petroperu SAdeberaacute presentar alternativas de costos logiacutesticos quepromuevan el aumento de la produccioacuten

- Petroperuacute deberaacute aprovechar el presente escenario(pesimista de retroceso) del precio del crudo para invertirde manera agresiva en los 3 grandes eslabones de lacadena de valor (upstream middle stream y downstream)para que en el mediano plazo cuando el ciclo econoacutemicodel sector se modifique favorablemente coloque aPetroperuacute SA en una mejor posicioacuten

- La decisioacuten de aplicar la mejor tecnologiacutea a una de las

mayores zonas petroliacuteferas del paiacutes que implica altasinversiones deberaacute ser tomada por los mejores expertosdel sector a nivel internacional y con la misma visioacuten de laempresa estatal

- Invertir en infraestructura en la Selva conlleva a aumentarel nivel de empleabilidad de la zona que puede negociarsecon recursos propios yo mecanismos de proyectos deinversioacuten regionales

BIBLIOGRAFIacuteA

Banerjee Dwijen K Oil Sands Heavy Oil and Bitumen From Recovery to Refinery Tulsa OK USA PennWell2012 ProQuest ebrary Web 08 August 2015Petroperu SA ldquoProceso por Competencia mayor CMA--0002-2010-OLEPETROPERUPetroperuacute SA Memoria Anual 2014 Lima Abril 2015OnlinehttpwwwpetroperucompetransparenciaarchivosMemoriaPETROPERU2014pdfEquilibrium Clasificadora SA ldquoPetroacuteleos del Peruacute SArdquo LimaAbril 2015 onlinehttpwwwequilibriumcompePetroperupdfMinsterio de Energiacutea y Minas Lima 2015 Libro de Reservas2014 onlinehttpwwwminemgobpeminemarchivosfileHidrocarburos publicaciones2014Libro20Reservas202014pdfPerupetro SA Lima 2015 Estadiacutesticas Petrolera 2014OnlinehttpwwwperupetrocompewpswcmconnectPerupetrositeInformacion20RelevanteEstadisticasEstadistica20Petrolera



ANEXOS

Anexo 1 Esquemas y Presupuesto de las Alternativas deModificacioacuten del ONP

ALTERNATIVA 1

ALTERNATIVA 2 ALTERNATIVA 3

ALTERNATIVA 4





- Seguacuten expertos

1 del sector indican que la empresa Petroperuacute

deberaacute participar diligentemente en la integracioacuten verticaldel sector hidrocarburos volviendo a la actividad petroleraen Talara y la selva peruana en los lotes 64 192 II III IVVIVII Ya que eacutestos presentan un Valor Presente Netopositivo en el peor de los casos de que el precio del crudodescienda a US$ 4000barril ademaacutes de aumentar su valorpatrimonial de 600 MM a 3460 MM de nuevos soles

Figura 1 Megatendencia del Subandino



Lote Operadora

Reservas

3PMSTB

Reservas

P1MSTB

Recursos

ContingentesMSTB

Recursos

ProspectivosMSTB

67 Perenco 291400 110900 70350 191500

192 Pacific1 305063 134978 8 663 19092

8 Pluspetrol 108175 54272 39483 0

XIII Olympic 37914 27270 22429 58222

642 Petroperu 85432 31441 49233 187998

Selva Norte 827984 358861 190158 456812

Total Peruacute 1325901 682681 376082 1152223

Share 624 525 505 396

Fuente Estadiacutesticas Perupetro 2014 2015 Elaboracioacuten propia1 Actualmente se estaacute en negociacioacuten la administracioacuten del Lote

La viscosidad para el transporte del crudo pesado juega unpapel determinante en las complicaciones del manipuleo ytransporte la cual depende directamente de la temperaturaDebido al gradiente teacutermico regional elevado las viscosidadesde todos los crudos en reservorio estaacuten por debajo de 500 cPSin embargo a condiciones atmosfeacutericas los valores deviscosidad pueden superar los 100000 cP lo que hacepraacutecticamente imposible el flujo de estos crudos sin alguacutentratamiento previo

1Consultora internacional Wood Mackensy Marzo 2015 Clasificadora de RiesgoEquilibrium Abril 2015 y el investigador Jorge Manco Zaconetti Marzo 20152 Con estimacioacuten de extraccioacuten comercial en el primer trimestre del 2017


Fuente Libro de Reservas 20141 Expectativas de descubrimiento2 Produccioacuten 2013 50836 Bls3 Produccioacuten 2013 6180 Bls

A continuacioacuten se explican puntualmente los meacutetodos paratransporte de este tipo de crudo que han propuesto diferentescompantildeiacuteas petroleras

- Transporte por calentamiento Cuando se calientan los

petroacuteleos pesados se vuelven menos viscosos (Ver Tabla 3)Para elevar la temperatura del crudo es necesario instalarhornos de calentamiento en las estaciones de bombeo y a lolargo del oleoducto para permitir bombearlo sincomplicaciones Sin embargo esta tecnologiacutea conlleva aaltos costos de inversioacuten y operacioacuten sin la agregar valor alcrudo y por ende continuar con bajos precios de venta ypocos compradores

Tabla 3 Variacioacuten de la viscosidad con la temperatura

Fuente Petroperuacute SAMuestra Crudo de la Selva Peruana 9degAPI

- Transporte con inyeccioacuten de diluyente Se trata mezclar undiluyente de alta gravedad API (crudo liviano mediano ocondensados derivados del gas natural C5-C12) al crudopesado (Figura 2) y asiacute reducir su viscosidad e incrementarsu gravedad API de manera controlada Las desventajas deesta tecnologiacutea son i) los altos costos del diluyente por lascondiciones de la zona (y para el caso de los condensadosdependeraacute de la volatilidad del precio del gas natural) ii)alto volumen aproximadamente 30 MMB de diluyentepara lograr un ciclo cerrado (necesitaraacute un ducto de

diluyentes) con el riesgo de robo de este producto ya que serecorreriacutean 700 km de nafta liviana o nafta craqueada y iii)antes de ingresar a la refineriacutea se necesitaraacute procesar eldiluyente a fin de recuperarlo

Es de notar que para mezclas de crudos extra pesados (XP) consolventes (conocido como DilBit) se requieren voluacutemenes dediluyente de 25 a 30 aprox dependiendo de la gravedadAPI del diluyente y del API que se espera alcanzar Porejemplo Perenco (67) estaacute trabajando con una proporcioacuten dediluyente de 18 del total para movilizar su crudo pesadoExisten graacuteficas que describen la cantidad de diluyente a usar sise mezcla bitumen (XP) de determinada gravedad API para




ductos



































DESARROLLO













Fuente Petroperu SA


67 Perenco 1846490 5059 1461

192 Pacific1 4734891 12972 1808

8 Pluspetrol 3489099 9559 2409


Selva Norte 12382797 33925








Fuente MEN 2015


Fuente MEN 2015



































































CONCLUSIONES


-






RECOMENDACIONES






BIBLIOGRAFIacuteA




ANEXOS


ALTERNATIVA 1


ALTERNATIVA 4






ductos



































DESARROLLO













Fuente Petroperu SA


67 Perenco 1846490 5059 1461

192 Pacific1 4734891 12972 1808

8 Pluspetrol 3489099 9559 2409


Selva Norte 12382797 33925








Fuente MEN 2015


Fuente MEN 2015



































































CONCLUSIONES


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RECOMENDACIONES






BIBLIOGRAFIacuteA




ANEXOS


ALTERNATIVA 1


ALTERNATIVA 4


















DESARROLLO













Fuente Petroperu SA


67 Perenco 1846490 5059 1461

192 Pacific1 4734891 12972 1808

8 Pluspetrol 3489099 9559 2409


Selva Norte 12382797 33925








Fuente MEN 2015


Fuente MEN 2015



































































CONCLUSIONES


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RECOMENDACIONES






BIBLIOGRAFIacuteA




ANEXOS


ALTERNATIVA 1


ALTERNATIVA 4






Fuente Petroperu SA


67 Perenco 1846490 5059 1461

192 Pacific1 4734891 12972 1808

8 Pluspetrol 3489099 9559 2409


Selva Norte 12382797 33925








Fuente MEN 2015


Fuente MEN 2015



































































CONCLUSIONES


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RECOMENDACIONES






BIBLIOGRAFIacuteA




ANEXOS


ALTERNATIVA 1


ALTERNATIVA 4



































































CONCLUSIONES


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RECOMENDACIONES






BIBLIOGRAFIacuteA




ANEXOS


ALTERNATIVA 1


ALTERNATIVA 4














































CONCLUSIONES


-






RECOMENDACIONES






BIBLIOGRAFIacuteA




ANEXOS


ALTERNATIVA 1


ALTERNATIVA 4
























CONCLUSIONES


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RECOMENDACIONES






BIBLIOGRAFIacuteA




ANEXOS


ALTERNATIVA 1


ALTERNATIVA 4






RECOMENDACIONES






BIBLIOGRAFIacuteA




ANEXOS


ALTERNATIVA 1


ALTERNATIVA 4





ANEXOS


ALTERNATIVA 1


ALTERNATIVA 4





Documents

HI904-007 Transporte de Crudos Pesados de La Selva Norte