TRANSPORTE DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS

Sala principal de bombas de la estación cabecera del oleoducto trasandíno.

OLEODUCTOS

Desde los tanques de almacenaje en los yacimientos, el petróleo crudo es transportado por ramales internos hasta líneas troncales de oleoductos donde se lo bombea -a veces por largas distancias- hacia terminales oceánicas o refinerías.

Como por lo general el petróleo se encuentra a grandes distancias de los centros de consumo, los oleoductos integran una parte importante de los recursos financieros que deben destinar las empresas para sus inversiones de capital. Muchos oleoductos se entierran por debajo del nivel del suelo, y todos demandan procesos especiales para protegerlos de la corrosión. La tubería de acero es el elemento de mayor costo de un oleoducto, y puede representar entre un 35 y un 45 por ciento de la inversión total. Se han desarrollado aceros especiales de gran resistencia a la tensión que permiten construir cañerías más delgadas y de menor costo. También se ensayaron de aluminio y de material plástico, aunque las de aceros especiales siguen siendo las más utilizadas.

Además de los oleoductos convencionales, exclusivamente destinados al transporte de petróleo crudo, existen los poliductos, en condiciones de transportar una variedad de productos petroleros ya procesados en refinerías.

Los poliductos pueden transportar distintos tipos de petróleo crudo, kerosene, naftas, gas-oil y gases licuados. El transporte se realiza en baches sucesivos, de acuerdo a programaciones preestablecidas controladas por centros de computación, encargados de regular las presiones y la velocidad de desplazamiento de cada producto particular. A condición de que se cumplan ciertas normas, el nivel de mezcla de los sucesivos productos que pasan por el poliducto alcanza sólo a pocas decenas de metros. Dados los enormes volúmenes transportados los niveles de contaminación sólo llegan a una fracción del 1 por ciento, lo que permite -sin que los costos afecten a la operación- degradar al nivel del producto de menor calidad la fracción que pasó por el poliducto. Sucede normalmente que uno de grandes dimensiones contenga cuatro o cinco productos diferentes en distintos puntos de su recorrido, para su entrega en la terminal de recepción o en estaciones intermedias ubicadas a lo largo de la ruta.

Un volumen sustancial del petróleo que llegá a los mercados es transportado por buques tanque. Comparados con los buques de pasajeros, los petroleros pueden parecer pequeños, debido a que, cuando navegan cargados sólo una parte pequeña de ellos aparece por encima de la línea de flotación: pero los buques-tanque más grandes pueden movilizar más de medio millón de toneladas (508.025, exactamente, transportan los de mayor porte ahora en navegación). En general, los petroleros superan de lejos la capacidad de carga de todos los navíos en navegación.

Los buques petroleros llevan las máquinas propulsaras ubicadas en la popa, para evitar que el árbol de la hélice atraviese los tanques de petróleo y como medida de protección contra el riesgo de incendios. En los buques tanque modernos también se ubican hacia la popa el puente de mando y los alojamientos de la tripulación. Este sector está separado de los tanques por compartimientos estancos, espacios huecos que a manera de tabiques extendidos de una a otra banda ofrecen protección adicional. Otro compartimiento similar separa la sección de proa del conjunto de tanques.

Lógicamente, algunos petroleros de gran porte encuentran dificultades para atracar en puertos comunes que carecen del calado adecuado o no disponen de muelles especiales. En esos casos, se recurre a boyas especiales fondeadas a distancia conveniente de la costa -a veces varios kilómetros- donde la profundidad sea adecuada. Las boyas están provistas de tuberías especiales, conectadas a terminales en tierra que permiten a los grandes petroleros amarrar y descargar el petróleo sin necesidad de ingresar a puerto.

El petróleo descargado en puerto ingresa a las refinerías donde es sometido a procesos de conversión que se describen más adelante. La distribución de productos petroleros, especialmente las naftas para automóvil, el gas oil y el kerosene para aviación, exigen para su distribución y llegada al consumidor final, otro complejo sistema de poliductos, plantas terminales de almacenaje que lo reciben y camiones de transporte especiales que, finalmente lo descargan en las estaciones de servicios.

En la República Argentina la industria petrolera tiene en actividad más de una veintena de terminales de despacho, desde Tierra del Fuego (Planta Orión, en las afueras de Ushuaia) hasta la Planta General Mosconi, en el extremo norte de la provincia de Salta. La mayoría de ellas reciben los combustibles desde poliductos que arrancan en las refinerías y otras, como las ubicadas sobre puertos del Atlántico y ríos interiores, por barco. Todas las Terminales Marítimas, que eran operadas por YPF, actualmente se encuentran privatizadas. La tabla siguiente dá un detalle de los ductos y terminales asociadas:

Para llevar los combustibles a las estaciones de servicios hay más de 2.000 camiones cisternas en circulación. Estos camiones están reequipados y modernizandos, de acuerdo a las exigencias de seguridad y protección ambiental vigentes. El camión que se muestra, por ejemplo, fue especialmente diseñado para transportar 38.000 litros de combustible; carga los líquidos desde su parte inferior, está dotado de sistemas especiales para la recuperación de gases y posee dispositivos electrónicos especiales que permiten medir permanentemente la carga de combustibles recibida, en tránsito y despachada. Las compañías petroleras de Argentina están impulsando, con flotas propias de estas características, la renovación total del parque de camiones en circulación.

La carga ventral (Bottom Loading) es una metodología utilizada para el despacho de camiones cisternas por bombeo de hidrocarburos livianos, a través de un sistema de válvulas y cañerías montadas en la parte inferior de las cisternas del camión.-

El factor más importante por el cual los países en desarrollo desde hace tiempo fueron adoptando la carga ventral fue la seguridad, debido al importante número de accidentes ocurridos en los Estados Unidos a través de los años en la operatoria por carga superior. Casi en el mismo nivel de importancia que la seguridad se encuentra la limitación de los niveles de contaminación al medio ambiente.

A continuación se puntualizarán los principales beneficios de la carga ventral:

A diferencia de la carga superior en el Bottom Loading, la operación de carga se realiza siempre a nivel de piso. Una vez que detiene la unidad en la posición de carga, se dirige caminando hacia el skid y procede a realizar el interconexionado de la puesta a tierra (mediante conector socket) y de los brazos cargadores.

Como ya se mencionara el proceso de carga superior involucra el efecto "splashing" del fluido que está siendo cargado, y por ende la creación de importantes cargas estáticas dentro del compartimento mismo. Las oportunidades de ocurrencia de una chispa aumentan en la carga superior dado que existe un hombre moviéndose sobre la parte superior del camión, y manipulando elementos metálicos que pueden rozarse.-

Existen razones fundamentadas que justifican la instalación de sistemas de prevención de derrames por sobrellenados. Los camiones aptos para carga ventral poseen dos sensores por cada cisterna, uno se ubica en el punto más bajo del compartimento y el otro en la parte superior, un par de centímetros por encima del enrasador fijo que determina la capacidad nominal de la cisterna.

La perforación horizontal a través de los ríos

La perforación horizontal aplicada en algunos campos petroleros para mejorar sustancialmente la economía de producción, también se está utilizando en el tendido de ductos que deben cruzar cauces fluviales. El plan de mantenimiento 1996 para oleoductos y poliductos de Repsol YPF, que administra el Departamento Transporte de Petróleo y prevé este año la realización de ocho obras de reemplazo de cañerías en otros tantos cruces de ríos, que se realizarán en base a esta nueva tecnología, que también contribuye a preservar el entorno ambiental.

Cómo se hace?

La perforación horizontal dirigida se realiza a partir un equipo perforador, posicionado frente a una margen fluvial desde donde horada el subsuelo con un sistema que inyecta lodo a alta presión. A continuación de la herramienta perforadora, una sección especial, de 30 cm., con su eje longitudinal anterior en ángulo con el posterior, permite determinar la curva programada

La orientación de esta herramienta y el registro continuo de la dirección y el ángulo de avance de la perforación se controlan con una sonda de medición que transmite información a la superficie a través de un cable conductor monofásico con recubrimiento especial.

El agregado progresivo de barras de perforación de 10 mts. de longitud permite alcanzar la margen opuesta del río y emerger en el punto programado de salida con un margen de error inferior al 1% respecto a la longitud total del cruce.

Alcanzada la margen opuesta, se realiza el tendido y soldadura de la cañería en superficie, mientras el equipo perforador realiza el ensanchamiento del túnel hasta un diámetro 50% mayor que la cañería a ubicar dentro de el.

Concluida la prueba hidráulica del ducto a instalar, esta cañería se introduce en la perforación ya ensanchada, simultáneamente con el retiro de la barra de sondeo utilizada.

Las ventajas

La perforación horizontal dirigida para el tendido de ductos ofrece las siguientes ventajas con respecto a los sistemas anteriormente utilizados:

1) Evita alteraciones al cauce fluvial, su lecho, orillas y ecosistema circundante, eliminando el dragado o la construcción de puentes para el tendido aéreo. Obviamente, esto significa atenuar el impacto ambiental, reduciendo daños potenciales.

2) Disminuye significativamente el tiempo de obra y aporta una solución de ingeniería de alta tecnología.

3) Preserva a la cañería entubada de los efectos de socavación y/o erosión, dado que el túnel por debajo del río se realiza a profundidades que oscilan entre 10 y 30 metros.

4) Se evitan los monitoreos periódicos de posicionamiento de la tubería, imprescindibles con las obras realizadas en base a tecnología convencional.

YPF utiliza esta técnica de perforación horizontal para sus obras de mantenimiento en los oleoductos y poliductos que integran su sistema de transporte terrestre y que incluyen aproximadamente 3.000 Kms. de tendidos.

Cada proyecto de mantenimiento se ejecuta a partir de un programa previo que contempla el estricto cumplimiento de normas técnicas tendientes a asegurar la integridad de la obra y un impacto ambiental cero.

Estos estudios demandan el análisis de suelos, el diseño de las curvas de perforación en función de la longitud del cruce y diámetro de la cañería a utilizar y el acondicionamiento de la Locación para el ingreso, montaje, operación y posterior restitución del área a sus condiciones originales.