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BOLETIN INFORMATIVO IPA Año 14 – Nro. 63 – octubre de 2011

EDITORIAL

BOLETÍN INFORMATIVO IPA – Año 15 – Nº 63 – Octubre de 2011 2

Editorial Durante agosto se dio inicio al segundo semestre de la Carrera de Posgrado Virtual "Especialización en Industria Petroquímica", en el marco de un acuerdo con la Universidad Nacional de San Martín que permitirá el otorgamiento de títulos oficiales reconocidos por el Ministerio de Educación. En este número se incluyen, como es habitual, la selección de artículos técnicos, novedades del ámbito local y regional y el calendario de eventos. También se incorpora un artículo sobre Etano y los líquidos del gas natural y el trabajo ganador del premio Dr. Jorge J. Ronco a la Innovación Tecnológica en la Industria Petroquímica - Año 2011. Durante setiembre se realizaron en Bahía Blanca las 6º Jornadas de Actualización Petroquímicas organizadas por la Asociación de Industrias Químicas de Bahía Blanca con la colaboración del IPA, en este número se incluye un resumen de las mismas. En agosto se publicó la 31ª edición del anuario “Información Estadística de la Industria Petroquímica y Química de la Argentina”, con sus habituales secciones, actualizado a diciembre de 2010. Incluyendo en esta ocasión breves reseñas históricas de las empresas petroquímicas que no habían aparecido en la anterior edición. En octubre se editará la publicación “Perfiles de empresas productoras del sector petroquímico” conteniendo, para 16 empresas socias del IPA, los aspectos más destacados de sus recursos humanos, su sistema de gestión empresarial, la ubicación de las plantas industriales, los procesos productivos, y los productos con sus principales usos y mercados que abarcan, con un relato ameno y la inclusión de gráficos y fotos. Agradecemos la información suministrada por entidades y empresas que contribuyeron para la redacción de este Boletín. Hasta la próxima edición. .

INDICE


Selección de artículos de interés 4

Noticias locales e internacionales 6

Calendario de eventos 12

Congresos y Reuniones 13

Novedades 17

IPA actividades 26

Índice de costos de plantas petroquímicas IPA 34

Indicadores petroquímicos IPA 36

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SELECCION DE ARTICULOS DE INTERES


ICIS Chemical Business del 12/09/11 publica, como en años anteriores, su listado ICIS TOP 100 de las mayores empresas petroquímicas y químicas del mundo. En verdad el conjunto está constituido por 130 firmas cuyo total de ventas en 2010 alcanzó a la suma de 1,23 billones (trillion en inglés) de dólares, con un incremento de más del 20% en comparación con el deprimido 2009. Nuevamente BASF encabeza el ranking con ventas del orden de 85.000 millones de dólares. El segundo y tercer lugar es ocupado por DOW y Exxon Mobil. Es notable el parecido en la facturación de ambas compañías norteamericanas con 53.674 y 53.636 millones de dólares respectivamente. En el TOP 10 aparecen otras empresas no americanas: Sinopec en cuarto lugar, SABIC en el sexto, Shell en el séptimo y Mitsubishi Chemical en el noveno. Completan la primera decena: LyondellBasell, INEOS y DuPont. Braskem ya ocupa la 15º posición con ventas en 2010 de 19.000 millones de dólares. Una aclaración a la Tabla señala que en los primeros meses de 2010 no se computa a Quattor, Polibutenos y Unipar comercial (Es probable que el año que viene Braskem suba algunos puestos aunque es muy poco factible que alcance el TOP 10 ya que quien ocupa esa posición hoy (DuPont) facturó más de 30.000 millones de dólares). Entre las 130 primeras empresas aparecen además de Braskem, otras tres compañías de América Latina. Todas ellas son de México: ALPEK (del Grupo Alfa) con 5.000 millones de dólares de facturación, PEMEX y Mexichem. En una nota posterior (ICIS Chemical Business del 19/09/11), Anna Jagger complementa la lista con empresas latinoamericanas ubicadas, por facturación, debajo de las primeras 130 compañías. Además de las cuatro firmas latinoamericanas ya citadas se agregan (entre paréntesis las ventas en millones de dólares): SQM (1.830), Vale Fertilizantes (1.603), Oxiteno (1.247), Unigel (1.212), Petrobras Argentina (881) y Propilco (664). Sólo dos de las 130 firmas del TOP 130 tuvieron pérdidas durante 2010, la italiana Polimeri Europa y PEMEX. Varios artículos de ICIS Chemical Business mencionan la producción de petroquímicos a partir de materias primas renovables. Si bien se trata de productos muy diferentes muestran el creciente aporte de esta vía sustentable sustituyendo materiales derivados del petróleo y gas por otros de fuentes renovables. El primero del 30/08/11 se refiere al sector textil y en particular a “Biophyl”, un material que es elaborado por la empresa alemana ADVANSA, una subsidiaria en un 100% del conglomerado turco SEBANCI. Las fibras e hilados Biophyl (muy usado en trajes de baño) se obtienen a partir del polímero politrimetilentereftalato (nota: se lo podría también denominar polietereftalato de propileno o simplemente PTT), que contiene un 40% de material renovable. En el caso de este polímero el glicol usado en su producción es un derivado de la sucrosa de la caña de azúcar. El material tendría el confort del stretch de poliéster combinado con la suavidad del nylon según indica Luciano Colasanto, gerente de marketing de la empresa alemana. El artículo se completa con referencias a otros materiales reciclados usado en la elaboración de indumentaria, concretamente nylon reciclado obtenido de redes de pesca y cordajes. Otro artículo del 12/09/11 está enfocado en el bio-butanodiol o sea el 1,4 BDO obtenido a partir de materias primas renovables. Entre las empresas que lo han desarrollado se menciona a Genomatica, cuya primera planta (18.000 t/a) iniciará operaciones en 2012 en Italia. Otra firma, Bioamber de Canadá tendrá en operación una unidad de ácido bio-succínico de 17.000 t/a en 2013 ampliada a 35.000 t/a un año después. A partir de este producto se obtendrá BDO renovable así como los coproductos Tetrahidrofurano (THF) y gama-Butirolactona. Finalmente, una nota más reciente del 19/09/11 señala que la empresa LANXESS se encuentra en las etapas finales de negociación para la provisión de bio-isobutanol por parte de la empresa Gevo, basada en los Estados Unidos. Esto le permitiría a LANXESS conseguir uno de los insumos vitales para producir en cantidades comerciales el primer bio-caucho butilo. El caucho butilo se utiliza en neumáticos, aislantes en medicina y goma de mascar. El acuerdo con Gevo sería por 10 años y le permitiría a la empresa alcanzar la meta de LANXESS de reducir hacia en un 25% su huella al carbono, basada en niveles de 2002. El propósito en el

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largo plazo es el de producir al menos el 50% de sus 150.000 t/a de caucho butilo en su planta de Sarnia, Ontario, Canadá, a partir de bio-isobutileno. La compañía planea comprar bio-isobutanol de Gevo y convertirlo en isobutileno en Sarnia. Chemical Week del 4/07/11 dedica su “cover story” al tema del Cuidado responsable comenzando con la mención de que dicho programa fue creado en 1987 en Canadá. En ese momento no existía aún el concepto de Desarrollo sustentable, pero ahora que éste ha ganado popularidad los gerentes de estos programas están intentando determinar cuándo y cómo los objetivos de ambas iniciativas podrán ser eficientemente combinadas. Se señala que las asociaciones de la industria en los Estados Unidos, Europa y Canadá han lanzado revisiones sustanciales de sus respectivos programas de Cuidado responsable y que los resultados al presente reflejan una amplia dispersión en los desafíos y soluciones para las diferentes regiones. Así por ejemplo CEFIC, la institución europea con 25 miembros, se diferencia de otras asociaciones al contar con el REACH (Registration, Evaluation and Authorisation of Chemicals), que es el que establece el mecanismo que permite que los productos de la industria petroquímica entre otras reciban una aprobación (estampilla) de los gobiernos de la UE. Canadá es, de las tres regiones, la que menos regulada se encuentra y recientemente ha actualizado su programa de Cuidado responsable, haciendo que la sustentabilidad sea el centro de dicho programa. Bob Masterson, VP de la CIAC (Chemistry Industry Association of Canada) señala que hay dos desafíos al incorporar la sustentabilidad dentro del Cuidado responsable. Uno es el alcance (“scope”), que es muy amplio y dificulta a los ejecutivos conocer la extensión de sus compromisos. El otro es la falta de especificidad y de herramientas disponibles. Desde ese punto de vista, señala, es como un acto de fe (leap of faith) que Canadá tomó hace ya 25 años cuando lanzaron la iniciativa. Había incertidumbre en ese momento pero funcionó bien y esperamos que ocurra lo mismo con la sustentabilidad. En Estados Unidos, la revisión del programa de Cuidado responsable por parte del ACC (American Chemistry Council) será más compleja. Un panel externo de asesores que incluye a líderes de la industria, académicos, especialistas de medio ambiente y accionistas han lanzado recomendaciones enfocadas a la mejora y expansión en cuatro áreas claves: seguridad de los productos, mejora en su performance, comunicaciones y globalización. ACC ha formado “task forces” con ejecutivos de empresas que son miembros para enfocar estos cuatro segmentos. ICIS Chemical Business del 5/09/11 titula como “Autos driving PP Market” un artículo sobre el creciente uso de plásticos y en particular PP en la producción de automóviles. Tim Roberts, VP de olefinas y poliolefinas de Lyondell Basell señala que más de 145 lb (66 Kg) van en promedio a un auto en Estados Unidos, mientras que en Europa o Asia esa cifra se reduce a 120 lb y a 95 lb en América Latina. Habría más espacio para el crecimiento del consumo de polímeros tales como el PP en aras de ampliar el millaje por unidad de combustible. Mientras tanto, LANXESS predice una expansión del 5% en la demanda de automotores en 2011 y BASF eleva esa cantidad a 6,1% año a año. Las ventas de automóviles en Estados Unidos serían de 13 millones de unidades lo que representaría un incremento del 12% respecto de 2010. La demanda global de PP fue de 36,5 millones t/a en 2009, siendo la industria del packaging quien la lidera con 54% seguida por la automotriz con el 15,6%, de acuerdo a la consultora norteamericana GBI Research. Los siguientes perfiles han sido publicados recientemente: ICIS Chemical Business: Bisfenol-A (27/06/11), PX (4/07/11), Acido acético (18/07/11), PEBD (1/08/11), Cumeno (15/08/11), PEAD (29/08/11), Acrilonitrilo (5/09/11), MMA (12/09/11), PVC (19/09/11)

NOTICIAS LOCALES E INTERNACIONALES


ARGENTINA Repsol mantendrá el control de YPF hasta 2013 Repsol se comprometió con el propietario del Grupo Petersen y principal aliado en la Argentina, Enrique Eskenazi, a mantener una participación superior al 50,01% en el capital de YPF al menos hasta febrero de 2013. Este compromiso significa que, frente a un cambio de control en la española no debería implicar la desinversión en el país. El acuerdo traería tranquilidad luego de que la constructora española Sacyr y la mexicana Petróleos Mexicanos (Pemex) llegaron a un acuerdo estratégico para votar juntos las decisiones dentro de Repsol y hacerse con el control de ésta.

Plan para la petroquímica La ministra de Industria, Débora Giorgi, estimó que el sector petroquímico necesita una inversión de aproximadamente 25.000 millones de dólares en los próximos diez años para triplicar su producción y sustituir importaciones. Así lo manifestó durante el Foro Químico y Petroquímico –el décimo del Plan Estratégico Industrial Argentina 2020–, ante unos 200 representantes de esa cadena de valor. “Este sector es clave en la industria argentina, ya que creció muy fuerte desde 2003, 144% en la parte química y un 77% en la petroquímica”, agregó Giorgi. De cumplirse las proyecciones, podrían crearse 75 mil puestos de trabajo.

YPF y Apache hallan gas y petróleo no convencional en Neuquén

YPF logró otro descubrimiento de gas y petróleo en Loma La Lata - Sierra Barrosa, con lo cual ya a ascienden a siete los hallazgos en este tipo de reservorios que hubo en Neuquén en los últimos meses. La Subsecretaría de Hidrocarburos informó que en el pozo YPF.Nq.LGus.x-2 (Los Gusanos), ubicado en las proximidades de Añelo, se produjo un hallazgo en la formación Vaca Muerta (reservorio de petróleo en arcillas), en una profundidad de 2.775,2 a 2.966 metros. Luego de punzar y fracturar la formación, resultó con una producción por surgencia de 67,7 metros cúbicos (m3) por día de petróleo -equivalentes a 420 barriles diarios- y 37.104 m3 de gas.

El séptimo descubrimiento corresponde a Apache, en el primer pozo horizontal de fracturas múltiples en busca de Shale gas de Latinoamérica perforado en Anticlinal Campamento, a 30 kilómetros de Zapala. Si bien esa perforación aún está en etapa de ensayos, en el tramo vertical de 3.392 a 3.387 metros, se obtuvo con una producción por surgencia de 83.500 metros cúbicos de gas por día. BOLIVIA YPFB incorporará 9 MMmcd adicionales de gas natural al mercado Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos incorporará en 2012, aproximadamente 9 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), de gas natural adicionales para satisfacer todas las demandas del mercado interno y los compromisos de exportación, señaló Carlos Villegas, principal ejecutivo de la estatal petrolera.

Abastecimiento de gas a Argentina El gobierno de Bolivia le ratificó a la Argentina que a partir del 1º de enero comenzará a enviarle 11,6 millones de metros cúbicos de gas por día. El subsecretario de Coordinación y Control, Roberto Baratta, y el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Carlos Villegas, se reunieron en Santa Cruz de la Sierra, donde confirmaron el cronograma. Además, empresarios de las distintas empresas proveedoras de Argentina se comprometieron a elevar a 13 millones de metros cúbicos por día la provisión de fluido durante 2012. El objetivo es transportar 27,7 millones de metros cúbicos por día en 2017, tal como acordaron Cristina Fernández de Kirchner y Evo Morales el 26 de marzo.



BRASIL BASF y Braskem harán proyecto de acrílicos La empresa química alemana BASF anunció que va a construir un polo productor de acrílicos en Brasil, y la brasileña Braskem será la proveedora de materias-primas para el proyecto, que tendrá inversiones de más de 500 millones de euros (750 millones de dólares). Braskem proveerá propileno y soda para el proyecto en escala mundial de ácido acrílico, acrilato de butilo y polímeros superabsorbentes (SAP).

El complejo de BASF comenzará a ser construido en Camaçari (BA) este año y el inicio de procucción está previsto para 2014. El proyecto representa la primera inversión en ácido acrílico y SAP del país.

Petrobras anunció construcción de una gigantesca planta de etanol La petrolera estatal brasileña Petrobras y el grupo privado Sao Martinho anunciaron la construcción de una planta de producción de etanol, con capacidad para producir 700 millones de litros anuales del biocombustible. La planta sería la mayor destilería del mundo de etanol de caña de azúcar.

La subsidiaria Petrobras Biocombustivel y el grupo Sao Martinho invertirán 520,7 millones de reales (unos 328,9 millones de dólares) para ampliar la capacidad de la planta de Boa Vista, en la ciudad de Quirinópolis (Goiás), que dará origen a la nueva fábrica.

Petrobras anunció nuevas inversiones en biocombustibles Los nuevos proyectos de etanol marcarán el tono de las inversiones de Petrobras Biocombustivel en el sector entre 2011 y 2015. Del total de 4.100 millones de dólares que dispondrá la compañía en el quinquenio, 1.900 millones de dólares serán aportes para el etanol, y el 70% de ese valor irá a nuevos proyectos. El objetivo de la subsidiaria de Petrobras es aumentar la producción de etanol de 1.500 millones de litros este año a 5.600 millones de litros en 2015 y los nuevos proyectos responderán también por 70% de ese crecimiento. La primera nueva unidad se inaugurará el 26 de agosto, en la ciudad paulista de Colinas.

Proyectos de Braskem Braskem invertirá en el cracker y en las áreas de producción de resinas del Complejo de Río de Janeiro. Los estudios del complejo, que se alimentará de gas natural, estarán completados en 2012 y comenzaría su operación entre 2016 y 2017. El proyecto de Braskem IDESA en México, debe ponerse en marcha en 2015, produciendo 1,05 millones t / año de etileno y una cantidad similar de PE.

Braskem continúa analizando la adquisición o construcción de nuevas unidades en los Estados Unidos.

La planta de PP en Venezuela todavía está en curso, pero el complejo PE está en espera.

El proyecto de Bolivia es por ahora una prioridad baja, mientras que el proyecto de Perú depende de la demanda creciente de gas natural y la producción nacional.

Braskem compra unidad de PP de Dow La petroquímica brasileña Braskem anunció el 27 de julio que compró la unidad de polipropileno de Dow Chemical por 323 millones de dólares, con lo que se convierte en el mayor productor de PP en EE.UU.



El acuerdo contempla dos plantas en EE.UU., en Freeport y Seadrift del estado de Texas, con una capacidad de producción combinada de 505.000 t/a; y dos en Alemania, en las ciudades de Wesseling y Schkopau, con una capacidad total de 545.000 t/a.

Las plantas estadounidenses elevarán en un 50% la capacidad de producción de PP de Braskem en ese país, a 1.430.000 t/a.

Como resultado de la transacción, Braskem pasaría de ser el octavo productor del mundo de resinas termoplásticas a estar entre el cuarto o sexto más grande del mundo. La firma sigue siendo el tercer productor de PP en el mundo, después de LyondellBasell y Sinopec. En el 2010, Braskem compró la capacidad de PP en EE.UU. de Sunoco Chemicals, donde se incluyeron tres plantas también ubicadas en Texas.

Braskem buscará otras fuentes de provisión de propileno en Estados Unidos luego de completada la adquisición del negocio de polipropileno de Dow Chemical. Durante un período de 18 meses seguirían abasteciéndose de Dow y a partir de allí verían que otras opciones tienen. Petrobras, importante accionista en Braskem, podría abastecer a la compañía con propileno de su refinería en Texas en el futuro.

Plásticos verdes para envases de yoghurt Braskem anunció un acuerdo con la unidad brasileña del grupo Danone, productor francés de productos lácteos, para proveerle polietileno verde (un bioplástico basado en azúcar de caña) para los envases de sus productos Activia y Danonino. Petrobras reconfigura COMPERJ Petrobras reconfiguró su Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (COMPERJ), adicionando una segunda refinería y el uso de etano como materia prima. En su último cronograma, el tren de la primera refinería arrancará en 2014 y el segundo tren lo hará en 2018. Una unidad de craqueo catalítico fluido también se pondrá en marcha en 2018. Un Steam Cracker y un tren de PP comenzarán la producción en el año 2016, así como las plantas de PE, estireno, EG y otras unidades de productos químicos. El segundo tren de PP comenzará en 2018. La producción de PTA y PET podría comenzar después de 2018. Planta de EVA en Camaçari Wacker Química do Brasil y Braskem planean construir una planta de etil acetato de vinilo (EVA) en el complejo químico en Camaçari, Bahía. La planta de 110.000 t/a debe iniciar la producción en 2014. Más inversiones para la exploración del pre-sal El fondo norteamericano Energy & Infrastructure Group (EIG) destinó 250 millones de reales a la producción en Brasil de sondas de exploración de petróleo en la capa pre-sal. Será el primer miembro extranjero de Sete Brasil, empresa que tiene como socios a Petrobras y otras siete entidades brasileñas, entre fondos de pensión y bancos. A esos recursos de EIG se le suman otros 250 millones de reales que serán aportados por Luce Drilling. Ambos aguardan los resultados de la licitación de otras 21 sondas por parte de Petrobras. La estatal brasileña de petróleo recibirá propuestas de los interesados en un mes y las juntará a los 1.900 millones de reales ya capitalizados en Sete Brasil por los fondos de pensión Petros, Funcef, Previ y Valia, además de los bancos Bradesco, Santander y BTG Pactual.



CHILE Reubicación de planta de Methanex toma fuerza Los planes de Methanex para trasladar una planta de Metanol desde la XII Región de Chile a EE.UU. está tomando fuerza, dadas las perspectivas para el gas en Norteamérica y la idea de que no se espera ver una mejora significativa en el suministro de gas para su unidad hasta el 2013. GNL Mejillones invierte 200 millones de dólares en terminal Terrestre GNL Mejillones estima destinar una inversión que asciende a los 200 millones de dólares al tanque de almacenamiento en tierra, con una capacidad aproximada de 175.000 m3 del combustible. La construcción está avanzando rápidamente desde su inicio en octubre del 2010. La empresa –propiedad de GDF Suez y Codelco–, aporta al Sistema Interconectado de Norte Grande (SING) el 30% de la matriz energética, la expectativa es que este valor se mantenga en ese orden hasta fin de año.

COLOMBIA Venta de otro 10% de Ecopetrol para 2012 La venta de otro 10% de la participación que tiene la Nación en Ecopetrol se hará a partir del año entrante en el curso de cuatro años. Este porcentaje corresponde a otro que ya había sido autorizado en 2007 y correspondía al 20% de la empresa. Con esto el Gobierno tendría una participación del 70% en la petrolera.

Se indicó que se usarán esos recursos “para financiar los grandes proyectos de infraestructura que Colombia necesita para ser competitiva”.

MEXICO Repsol denuncia graves errores de comunicación de Pemex a la CNMV Según Repsol, la compra de un 4,6% de la petrolera por parte de Pemex en el marco de su alianza con Sacyr, se ha traducido en muchos errores de comunicación a la CNMV Desde que se conoció el pacto de concertación entre Sacyr y Pemex, según el cual, ambas empresas dispondrán del 29,8% de los derechos de voto en la junta de Repsol, se han producido graves errores de comunicación a la CNMV por parte del grupo mexicano o del propio organismo regulador del mercado de valores. Así lo consideran fuentes próximas a Repsol, que podría pedir una investigación y responsabilidades en este sentido, tanto a la comisión como a la propia Pemex. Cydsa en expansión El grupo industrial Cydsa destinará 150 millones de dólares para la realización de dos grandes proyectos de expansión, uno de ellos una nueva planta de cloro-sosa cáustica en García, Nuevo León, y, el segundo, la construcción de una nueva línea de producción de sal en Coatzacoalcos, Veracruz. Suben 40% ingresos de Pemex en Estados Unidos Los ingresos de Petróleos Mexicanos (Pemex) por sus ventas al mercado estadounidense aumentaron en 40% en el primer semestre de 2011, de acuerdo con un informe del Departamento de Comercio (DOC) norteamericano. Pemex recibió 19,7 mil millones de dólares entre enero y junio, en relación con los 14 mil millones del mismo período de 2010. Las divisas fueron resultado de la venta de 207 millones de barriles al mercado estadounidense, lo que colocó a México como su segundo abastecedor más importante por volumen, sólo después de Canadá.



Beneficios de Pemex en el 2º trimestre Pemex reportó un beneficio para el segundo trimestre de 769 millones de dólares a causa de los mayores precios del petróleo. La producción petroquímica, por su parte, cayó un 8,2% sobre una base anual, debido a una estrategia de favorecer las cadenas productivas más rentables. Así los derivados del etano subieron un 3,2%, los derivados del metano subieron un 20,8%, los derivados del propileno cayeron un 14,6% y los derivados de los aromáticos cayeron un 35,6%. En lo que respecta al upstream, la producción de petróleo disminuyó ligeramente, un 0,8%. Etileno XXI, con 15% de avance El director de Medio Ambiente Seguridad e Higiene de la Asociación Nacional de la Industria Química (ANIQ), Rubén Muñoz, aseguró que ya terminó el período de trámites con Petróleos Mexicanos (Pemex) para la construcción de la unidad petroquímica privada Etileno XXI. El proyecto lleva 15% de avance. “Todo el esfuerzo se había hecho en aras de establecer el marco jurídico para que se pueda llevar a cabo pero ya empezaron las instalaciones y el desmonte en el terreno, que ya están limpiando”, informó.

Según Muñoz, la ANIQ participa en la valoración del terreno y los componentes químicos del suelo, así como del impacto ambiental de este parque que se ubicará en Coatzacoalcos, Veracruz. En este año finalizan ya los trámites burocráticos, dijo, y se entregan resultados de los estudios en el terreno.

Etileno XXI contempla la producción de 1 millón de toneladas al año de etileno y polietilenos, a través del suministro de 66.000 barriles diarios de gas etano por parte de la brasileña Braskem y la mexicana Idesa, que tendrán una participación de 65 y 35%, respectivamente, en la operación.

El complejo tiene un costo de 2.800 millones de dólares y estaría listo en el 2015.

M&G construirá plantas de próxima generación de PET y PTA M&G Group anunció que construirá una planta PET de próxima generación en Estados Unidos, totalmente integrada con una nueva planta PTA en el mismo lugar. Las plantas crearán unos 250 empleos, además de 700 puestos indirectos y otros 3.000 empleos adicionales durante la fase de construcción. La nueva fábrica de PET para la fabricación de envases tendrá una capacidad de 1.000.000 t/a y empleará, en mayor escala, la misma tecnología que la planta PET de un único reactor, localizada en Suape (Brasil) que inició operaciones durante el primer trimestre de 2007. México confirma descubrimiento de yacimiento de crudo en el Golfo Pemex confirmó el descubrimiento de un nuevo yacimiento de crudo ligero en la zona del Golfo de México. Pemex dijo que el yacimiento de crudo se encuentra en el pozo Kinbe-1, ubicado a 87 kilómetros de Ciudad del Carmen, en el estado de Campeche. La empresa no especificó cuánto petróleo espera que exista en el nuevo yacimiento, pero después de terminada su perforación en agosto ha registrado una producción inicial promedio de 5.600 barriles diarios, así como 9 millones de pies cúbicos de gas. México, el séptimo mayor productor de crudo del mundo prevé un producción promedio de 2,6 millones de barriles por día (bpd) en el 2011 y de 2,7 millones de bpd en el 2012. Sembrarán 252 hectáreas de árboles cuyo fruto genera biocombustibles Empresas mexicanas y norteamericanas han mostrado interés por invertir en Tamaulipas en lo que respecta a plantaciones forestales comerciales del árbol “Jatropha”, por la razón de que a través de esta planta se puede extraer aceite que se convierte en biodiesel.



Con ello, se ocuparían terrenos improductivos en zonas rurales, generando empleos y además se contribuirá a la conservación y cuidado del medio ambiente, al promover la sustitución del uso de combustibles fósiles. En octubre, segunda ronda de licitaciones de Pemex Pemex comenzaría en octubre una segunda ronda de licitaciones de contratos con empresas privadas. Petróleos Mexicanos (Pemex) asignó el 18 de agosto los primeros contratos para exploración y producción de crudo en campos maduros, en un inédito proceso de apertura a empresas privadas de un sector reservado hasta ahora al Estado. URUGUAY ANCAP adjudicará búsqueda de gas en tierra firme ANCAP está ultimando los detalles para firmar un contrato de exploración en conjunto con una empresa privada para la búsqueda de gas en el departamento de Cerro Largo, según informó el director del ente, Juan Amaro. El directorio de la empresa está procesando una propuesta de la empresa local Petrina S.A. que contaría con el apoyo de empresas australianas, que pretenden trabajar conjuntamente con ANCAP para la búsqueda de gas en un área de unos 3.000 km2 en la cuenca de Melo.

ALUR lanzará fideicomiso para invertir en biocombustibles

Alcoholes del Uruguay (ALUR) está terminando de definir la adjudicación de un fideicomiso de garantía por 120 millones de dólares para completar su Fase II de biocombustibles que incluye una nueva planta de biodiesel y otra de etanol en Paysandú. En los próximos días las autoridades de ALUR definirán el ganador de una licitación internacional para construir una planta de etanol que forma parte del plan de expansión de biocombustibles de la firma. Para este proyecto será necesaria una inversión de unos 100 millones de dólares.

VENEZUELA Chávez pronostica para 2019 producción de 6 millones de barriles diarios El presidente de la República, Hugo Chávez, afirmó que Venezuela duplicará su producción de crudo dentro de 8 años. Señaló que Venezuela ya ha certificado 300 mil millones de barriles de petróleo en reservas y en cuanto a producción, el Jefe de Estado dijo que "para el 2014 debemos estar llegando a cerca de 4 millones de barriles diarios. Estamos en 3 millones y un poquito más. Para el 2019 debemos estar en 6 millones de barriles diarios de crudo, somos uno de los pocos países del mundo con esa gran capacidad de crecimiento de la producción", resaltó.

El crecimiento de la producción hasta las metas fijadas depende de prácticamente poder triplicar los volúmenes de crudo extraídos de la Faja del Orinoco, hasta 4 millones de barriles en 2021.

CALENDARIO DE EVENTOS


Evento Fecha Lugar Organizador

Plastigem 2011 4 al 7/10/2011 Ciudad de México México

E.J. Krause de México www.plastimagen.com.mx

AOG –Argentina Oil & Gas 2011 10 al 13/10/2011 Buenos Aires Argentina

IAPG www.uniline.com.ar

Cherm Show 2011 1 al 3/11/2011 Nueva York EE.UU. www.chemshow.com

2011 Petrochemical Seminar

4/11/2011 Buenos Aires Argentina

Polyolefins Consulting, LLC [email protected]

31 Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica

5 al 8/11/2011 Buenos Aires Argentina www.apla.com.ar

20th. World Petroleum Congress 4 al 8/12/2011 Doha Qatar

Qatar Petroleum www.20wpc.com

Andina-Pack 2011 8 al 11/11/2011 Bogotá Colombia www.andinapack.com

Equiplast 2011 Salón Internacional del Plástico y Caucho

14 al 18/11/2011 Barcelona España

Fira Barcelona www.equiplast.com

VI Congreso Internacional de Materiales 27 al 30/11/2011 Bogotá

Colombia www.cim2011.unidades.edu.co

NPE 1012 The International Plastics Showcase

1 al 5/4/2012 Orlando, Florida EE.UU. www.plasticindustry.org

Antec 2012 1 al 5/4/2012 Orlando ,Florida EE.UU.

SPE www.4spe.org

Expoplast Perú 2012 23 al 26/5/2012 Lima Perú www.expoplastperu.com/

Argenplás 2012 XIV Exposición Internacional de Plásticos

11 al 15/6/2012 Buenos Aires Argentina

Cámara Argentina de la Industria Plástica www.argenplas.com.ar

Congreso Mundial de Polímeros 24 al 29/6/2012 Blacksburg, VA EE.UU. www.cpe.vt.edy/macro2012/

9th World Congress of Chemical Engineering WCCE-9

18 al 23/8/2013 Seúl Corea del Sur

WCEC World Chemical Engineering Council

Colombia Plast-Expoempaque 2012 1 al 5/10/2012 Bogotá

Colombia www.colombiaplast.com

K2013 16 al 23/10/2013 Düsseldorf Alemania www.k-online.de

CONGRESOS Y REUNIONES


6as Jornadas de Actualización Petroquímica 22 y 23 de septiembre de 2011 - Bahía Blanca Informe preparado por el Ing. Jorge de Zavaleta y el Dr. Alfredo Friedlander

Entre el 22 y 23 de setiembre de 2011 tuvieron lugar en Bahía Blanca las 6as Jornadas de Actualización Petroquímica, organizadas en forma conjunta por la Asociación Industrial Química de Bahía Blanca (AIQBB) y el Instituto Petroquímico Argentino (IPA). El objetivo de las 6as Jornadas en Bahía Blanca fue: Desarrollar, en la región donde funciona el Polo Industrial Petroquímico más moderno e importante del país, unas jornadas que proporcionen a los participantes la mejor información actualizada respecto de la Industria Petroquímica, tanto a nivel internacional como nacional, con particular énfasis en lo local. La propuesta es compartir y debatir información y experiencias respecto de la Industria Petroquímica, el panorama Energético y el de Materias Primas a nivel global y regional, oferta actual y futura de Materias Primas en el país, el impacto potencial del Cambio Climático, la Competitividad Argentina, el Marco Político y Económico Nacional, así como cuestiones vinculadas con la Producción Histórica de Etileno en el País y Bahía Blanca, la radicación de transformadores de plásticos en la región, y el abastecimiento futuro de agua y servicios para industrias en la región. Los temas tratados fueron una excelente oportunidad para acceder a información del sector, la evolución de la economía mundial y de la región como así también la discusión de temas que hacen a la actividad del Polo de Bahía Blanca y a su entorno regional. Jorge Bühler Vidal, ofreció una acertada visión sobre la Petroquímica en Latinoamérica. Los importantes temas vertidos indican que existe un ambiente muy favorable para los negocios en la región, una excelente capacidad instalada que necesita de nuevos proyectos para poder continuar el crecimiento del producto bruto de la región. Del repaso de los proyectos petroquímicos de la región, se resalta el Proyecto Etileno XXI en México que ya comenzó su construcción esperando tener una capacidad producción de 1 MM de toneladas de etileno para 2014/2015. Hay otros proyectos que fueron mencionados, pero no definidos por ahora (Comperj en Brasil, Perú tomando ventaja de la disponibilidad de etano de Camisea, etc.). Las novedades sobre materias primas a tener en cuenta para futuros proyectos son:

a) Presal de Brasil (petróleo y gas asociado) b) Shale gas en Argentina

Eduardo Barreiro cubrió el tema de Shale Gas en Argentina. El concepto a resaltar es que se trata de RECURSOS y no de RESERVAS, con lo cual es necesario mucho trabajo aún de exploración para delimitar las áreas donde hacer las actividades de perforación. El DOE (EE.UU.), publicó un informe en donde se evaluaron 48 países donde existe información geológica relevante. Del mismo surgió que Argentina tendría 774 TCF de gas natural (recursos). Yendo al panorama actual del mercado energético nos encontramos con que la matriz primaria en Argentina es altamente dependiente de los Hidrocarburos (90%), siendo el gas natural un 50%. Como la demanda de este fluido continúa en ascenso y las reservas van cayendo por el agotamiento de las cuencas maduras, el panorama a mediano largo plazo es muy complicado. Sin embargo el “Shale gas” prende una luz al final del túnel. Se comentó que la Secretaría de Energía ha presentado su plan Energético 2020, en donde se desacelera el uso de Hidrocarburos y se aumenta sensiblemente la generación eléctrica por vía de centrales nucleares, hidroeléctricas y fuentes renovables. Esto permitiría quitar presión



sobre los hidrocarburos y usarlos en procesos de mayor generación de valor como la petroquímica. Barreiro también mostró dos escenarios, uno sin contar con gas no convencional y otro previendo el desarrollo del gas no convencional. En el primer escenario se concluye que el sistema energético argentino tiene una alta dependencia a los combustibles alternativos para generación eléctrica (fuel oil + gas oil), mayor importación de LNG, mayor cantidad de cortes de suministro de gas a industrias en los inviernos y en consecuencia un mayor déficit de la balanza energética nacional. El modelo incorporando producción de gas no convencional, disminuye la incidencia de importación de combustibles alternativos, y de importación de LNG (en ningún caso la producción de gas no convencional logra sustituir la importación de combustibles alternativos y de LNG). El desarrollo de gas no convencional requeriría inversiones muy importantes en el upstream y un marco regulatorio acorde para su desarrollo. Como punto saliente a favor del desarrollo de gas no convencional es que se contaría con alta calidad de recursos humanos en el área del upstream, empresas de servicios ya actuando en el país, sistema de transporte y tratamiento de gas natural y fundamentalmente el mercado ávido de gas. Pablo Givogri abordó el tema de oferta y demanda de gas natural en Argentina, la evolución de las producciones y reservas y los horizontes de estas últimas. Trazó diferentes escenarios en donde siguiendo la evolución de la demanda, impulsada por el producto bruto del país, va a exigir que el suministro de energéticos crezca velozmente. Surgió el tema de la potencialidad de la producción de gas no convencional, pero como resultado de sus evaluaciones quedó en evidencia que se necesitará de importantes importaciones de gas y combustibles alternativos para suplir la demanda de los años venideros. LNG y Bolivia seguirán siendo las alternativas de gas natural y los combustibles alternativos para cubrir principalmente la demanda de energía en los inviernos. Daniel Bouille de Fundación Bariloche, hizo una excelente presentación sobre Cambio Climático, haciendo un repaso de todas las actividades que a nivel mundial se hicieron en los diferentes foros y reuniones. Un punto interesante es que se cumple la regla de Pareto, porque 20% de los países del mundo generan el 80% de los gases de efecto invernadero. El “driver” de esta tendencia es la actividad económica con lo cual pone un reto muy grande en como haremos para, al menos, no seguir incrementando estos valores de contaminación. Un tema muy interesante fue desarrollado por John Biggs, con respecto al potencial uso de materias primas renovables para la producción de productos químicos. Un dato importante es que del 100% de energía que usa la industria química, la mitad se usa como fuel (para calentar) y la otra mitad como materia prima. Biggs hizo un repaso muy interesante sobre algunos proyectos tales como la 3a generación de producción de etanol a partir del bagazo, el uso de algas para producir etano y aceites y un novedoso camino vía azúcar (glucosa/fructosa). Como conclusión, queda que es necesaria una importante inversión para desarrollo de los procesos más eficientes, aumentando los rendimientos de producción haciéndolos económicamente competitivos a los métodos tradicionales. Osvaldo Bakovich nos introdujo en el tema de Biocombustibles en Argentina. Con respecto al panorama mundial, los combustibles de origen renovable van a ser solo un pequeño porcentaje de la oferta, por consiguiente el petróleo seguirá siendo la materia prima más importante para este sector. En Argentina el consumo del Diesel/Gas oil representa el 53% de los combustibles para el sector de transporte, siendo lo llamativo que el 71% lo consumen automóviles particulares y solo el 6% los camiones de transporte. Con un petróleo barato (<40 USD/barril) era impensable desarrollar combustibles a partir de materias primas renovables, situación que ha cambiado en los últimos años.



Sin embargo (según el expositor) el consumo de combustibles en general y tomando el 2030 como fecha de evaluación, la tendencia dice que la composición de la oferta tendrá carbón en similares porcentajes, al igual que hidráulico y nuclear, con una caída en el petróleo y una suba en gas y renovables. Por otra parte, los hidrocarburos (petróleo y gas) seguirán siendo los de mayor preponderancia. El mercado clave para los combustibles renovables es el transporte. El Etanol se puede mezclar con las naftas a variados porcentajes, pero puede incrementarse fácilmente habiendo oferta suficiente.- Con respecto al futuro de los renovables (nuevas tecnologías), se mencionan algas (aceite), celulosa a etanol, e Hidrógeno. La presentación de Carlos Melconián sobre la realidad económica de Argentina, fue muy útil, ya que con datos precisos y una amena presentación, pudo llegar a la audiencia con un análisis de la realidad y un pronóstico para los próximos años. La presentación fue muy apreciada por la audiencia. Ricardo Melgar de INTA realizó una excelente exposición sobre el presente y futuro de los fertilizantes en Argentina. Los fertilizantes usados son en base a Nitrógeno, Fósforo y Potasio. Con el desafío de producir cada vez más granos y derivados del agro es necesario el uso de fertilizantes. El Gas natural es la materia prima para los fertilizantes nitrogenados, que se usan principalmente para trigo y maíz. El fósforo que se produce a través de rocas fosfóricas (material principalmente importado ya que no hay yacimientos de calidad y cantidad en Argentina) se usa preferentemente para los cultivos de soja. Con respecto al Potasio, el consumo en Argentina es bajo, aunque hay proyectos de importancia anunciados como el de Vale do Rio Doce, en el límite entre Neuquén y Mendoza. Se usa principalmente en cultivos de tabaco y cítricos. El programa alimentario recientemente lanzado, tiene un objetivo de 160 MM toneladas de granos que solo se podrá alcanzar con mayor superficie de siembra, mayor rendimiento de los granos y por supuesto el uso de fertilizantes. Emilio Apud, ex Secretario de Energía de la Nación, realizó una interesante exposición donde mostró las evoluciones de reservas de gas y petróleo de las últimas décadas y las inversiones realizadas. Como conclusión de las mismas, queda que tenemos por delante un gran desafío de generar las reservas y la producción necesaria para atender las demandas de Argentina que siguen creciendo a la par del producto bruto interno. Cintia Martínez y Juan Esandi, economistas del grupo CREEBA que depende de la Bolsa de Comercio de Bahía Blanca, presentaron dos muy buenos trabajos. El primero se refería al derrame económico que produce en una región la presencia de un polo petroquímico del tamaño existente en Bahía Blanca. De sus presentaciones surge que el salario promedio del empleado petroquímico es el doble del valor medio de la región de Bahía Blanca y a pesar de ser una Industria no intensiva en gente (por su alto nivel de tecnología) permite que el factor multiplicador sea de 4 personas por cada persona empleada en el Polo Petroquímico. Esto surge de considerar a las Empresas Contratistas y a todos los negocios y proveedores del Polo. Otro trabajo interesante fue responder a la inquietud de la poca existencia de Empresas aguas abajo del Polo Petroquímico, procesando plásticos. El trabajo se basó en estudiar los perfiles de los transformadores plásticos de Argentina, su radicación original y las razones técnico-económicas que los llevaron a la misma, para después preguntarse qué debería ofrecer el área de Bahía Blanca, para favorecer la radicación de procesadores de la industria plástica. En las conclusiones, hay razones de cercanías a mercados y zonas de desgravación impositiva como principales motivos de la distribución actual de procesadores. Sin embargo, Bahía Blanca con su puerto de contenedores ya operativo y mano de obra calificada, debería ser un lugar a considerar por los procesadores que se instalen en el futuro.



Alberto Schuster, socio de KPMG, hizo una interesante presentación sobre la competitividad de la Argentina. Tomando datos de organismos internacionales sobre PBI, eficiencia de gobiernos, empresas, infraestructura, etc., y comparando los distintos países, que fueron divididos en aquellos con libre mercado o socialismo de mercado, pudo ubicar claramente donde está Argentina en los distintos rubros. Excelente radiografía que permite definir cuáles son las diferencias con los mejores y poder proponer políticas de estado para cerrar las brechas encontradas. Ricardo Arriazu, tal cual es su estilo, realizó una excelente exposición de la economía mundial pero centrándose en la Argentina, lo que permitió partir de un rompecabezas de información, armarlo y ubicar a la Argentina, definir un caso base para el mediano plazo y algunas sensibilidades. Marcos Bajuk presentó un caso de su empresa, Petroquímica Cuyo, en referencia a los cumplimientos de metas de medio ambiente, su detección, definición de objetivos y su implementación. Esto trae aparejado los desafíos de la Industria Petroquímica en lo referente a sustentabilidad de largo plazo, la mejora de los procesos, la relación con las comunidades aledañas y la responsabilidad social empresaria, como ejes de una política de largo plazo. Las Jornadas finalizaron con una Mesa Redonda donde participaron Néstor Farías Bouvier (ex presidente de Petroquímica Bahía Blanca), Oscar Vignart (ex Gerente General de Dow Argentina) y Juan Pedro Tunessi (Diputado Nacional representando la región de Bahía Blanca). Farías Bouvier trazó una muy buena síntesis de los inicios de Petroquímica Bahía Blanca, los desafíos de integrar el polo y construir una industria competitiva, con un rol muy importante del Estado en el soporte de esa estrategia. Vignart resumió los desafíos del crecimiento del polo, basado en sus ejes competitivos tales como: gasoductos troncales pasando por Bahía Blanca, la creación de MEGA para que junto a la planta de TGS de Gral. Cerri fueran las proveedoras de materia prima, puerto de aguas profundas, personal calificado y un medio ambiente (global y regional) que permitió construir un polo competitivo a nivel mundial en tamaño y costos, lo cual le garantizaba tener una excelente competitividad a través de los distintos ciclos económicos. Tunessi resaltó la labor realizada desde las legislaturas provinciales y el Consejo Deliberante de Bahía Blanca, para dotar de las reglamentaciones necesarias en medio ambiente y seguridad y así garantizar la sana convivencia entre Polo Industrial y la población. Resaltó los proyectos de reuso del agua, un insumo escaso en Bahía Blanca. Las Jornadas fueron un éxito y cumplieron largamente con el objetivo propuesto. Nuestro agradecimiento a los organizadores, colaboradores y a los expositores

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El Etano y los líquidos del gas natural vuelven a ser competitivos para hacer Etileno en EE.UU. Autor: Ing. Carlos Octtinger Extractado de Chemical Week (Febrero a Marzo de 2011) El Etano mejoró la fortuna de los productores petroquímicos en Estados Unidos, de acuerdo a varias notas de Chemical Week, a medida que la petroquímica cosecha beneficios del Gas Natural de esquistos. El salto en el suministro de Gas de Esquistos incrementó la disponibilidad y redujo el precio de Etano y de otros Líquidos del Gas Natural (GNL). De hecho el suministro de gas no convencional permitió que la producción total aumente un 20% en 5 años. Y la oferta de Etano lo hizo en un 25%, dando una gran ventaja en costo de materia prima a la industria norteamericana. Esta recuperación de márgenes se superpone a la recuperación de los mercados después de la crisis del 2008/9. El CEO de Lyondel Basell dice que “El abundante Gas de Esquistos es una ventaja sustentable a mediano y largo plazo”. Hoy el WTI promedió 9 USD/MMBTU más que el gas de Henry Hub, lo que representa una gran diferencia con el promedio de 1996/2005 que apenas llegaba a 1 USD/MMBTU, esto creó una curva plana del precio del gas en la zona de 4,5 a 5 USD/MMBTU. Se espera que el mercado de Gas Natural alcance a 2.800 millones de m3 /día para 2035, con un precio a valores constantes (2009) de poco más de 5 USD/MMBTU. La mayoría de los escenarios de largo plazo fijan la relación energética entre el petróleo y el gas en 6 a 1. Existe un margen a compartir entre los productores de gas, los operadores intermedios y los petroquímicos. Ventajas del Etano El 50% del Etileno del mundo se produce con cargas pesadas, los costos cash de estas producciones son elevados respecto a las producciones base Etano de Oriente Medio y de Norteamérica. El costo cash de manufactura de Etileno fue en Estados Unidos de USD 600/t en 2010, frente a 900 para el basado en nafta. Esto provocó que varios crackers se hayan vuelto a poner en marcha, cómo el de Eastman en Longwiew, Tx, o Lyondell Basell que procede a eliminar cuellos de botella, expandir y mejorar la logística de materia prima de sus crackers de Corpus Christy,Tx y del Medio Oeste para procesar más carga liviana. El precio del Etano que se sitúa en valores similares al gas natural (4/5 USD/MMBTU), es sin embrago muy superior al del Oriente Medio (0,75 a 2 USD/MMBTU), pero allí se torna escaso. El Etileno de EE.UU. no compite con el de Oriente Medio si no con el de los que producen en base a nafta. Sin embargo, este año el Etano ha mostrado un desacople importante con los precios del Gas Natural, acompañando más bien a los precios del Petróleo como lo mostrara la Dra. Rina Quijada en su charla del lunes 5 de setiembre en el IPA, en efecto pasó de 274 USD/t en 2010 a 395/430 USD/t a mediados de 2011, mientras que el Gas Natural cayó 0,13 USD/MMBTU en el mismo período. Shell por su parte ha hecho cambios sustanciales en sus crackers para lograr flexibilidad de materias primas, pero recuerda que invertir en flexibilidad tiene un precio en capital de trabajo y en instalaciones adicionales. Uno de los grandes reservorios de Gas de Esquistos es la cuenca de Marcellus en West Virginia. Es así que Bayer apuesta a los sitios industriales de la región; expandiendo su paquete de gas natural al mejorar las tecnologías probadas de extracción de Tight gas incluyendo el atrapado en esquistos.

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El cambio hacia cargas livianas afecta el suministro de Propileno, Butadieno y Benceno, aumentando el precio de los mismos. De hecho el precio del Propileno es hoy superior al del Etileno y se mantendría así en el futuro. La mirada puesta en el Gas de Esquistos Recursos de Gas Natural de 2000 TCF alcanzan para 100 años según API, esto hará abundante al Etano generando oportunidades de inversión en Etileno y sus derivados. Se necesita infraestructura para separar, almacenar y transportar los LGN, aunque mucho de eso ya existe. El desarrollo de esos recursos jugará un rol fundamental en proveer la demanda energética de EE.UU., a la vez que reduce las emisiones comparadas con las del carbón y el petróleo. Nova Chemical firmó una serie de acuerdos para suministrar GNL a sus plantas canadienses en Alberta, desde el NE de Estados Unidos a través de la planta de tratamiento Hess en N.Y. vía un ducto que llegará a transportar 3.600 t/d de Etano. Otros productores dicen que el nivel de inversiones en cracker va aumentar en la medida en que se incremente la oferta de gas natural, la infraestructura y que el gas que se produzca sea rico en líquidos. Existen riesgos a largo plazo en la relación Petróleo/Gas y en la posibilidad de que aparezca más gas en el mundo a precio competitivo. Esto hace que sean más probables inversiones de rápido recupero (debottlenecks o conversión de materia prima), que plantas nuevas. Las perspectivas es que, antes de 2015, en Marcellus se dispongan de más de 6 millones de toneladas de Etano, pero el mismo se encuentra en el Nordeste, y las plantas petroquímicas están en el Golfo. No tendría sentido transportar el etano para volver con el producto hacia dónde se concentra el mercado. Por dicha razón cabe esperar inversiones en la zona de influencia de Marcellus. Habrá una recuperación significativa de Etano y Líquidos en West Virginia y Pensilvania. Por otra parte un ducto hacia el Golfo costaría 1500/2000 millones de dólares y enfrentaría enormes obstáculos financieros y de permisos. Es posible que se concrete el ducto hacia Sarnia, ON para NOVA. El sector petroquímico reconoce que existen desafíos ambientales muy grandes para la perforación y la hidrofractura de las formaciones, por lo cual los productores deberán dialogar con los reguladores, para obtener mandatos claros, certeros y estables respecto a la hidrofractura. También la industria deberá explicar al público, ya que se ha practicado hidrofractura por 50 años con un record ambiental y de seguridad excelente. Exxon Mobil propone un enfoque sistemático para revelar el contenido de los líquidos de hidrofractura. En conclusión hay nuevas oportunidades para la industria petroquímica en camino. Y esas perspectivas se transforman en anuncios. El 26 de agosto se publicó un anuncio de Shell Oil sobre la construcción de un cracker de etano de escala mundial en la región de los Apalaches, sobre la cuenca de Marcellus. Según el presidente de Shell Oil el gas natural en USA es “abundante y económicamente accesible”. Este cracker de 1.000.000 t/a de Etileno, tendrá asociado las correspondientes plantas de Polietileno y probablemente una planta de Monoetilénglicol donde Shell tiene ventajas tecnológicas apreciables. Será el primer cracker que se construye en EE.UU. desde 2001. El Etano es la materia prima más competitiva en la zona donde, por otra parte, está localizada una buena parte de la demanda de derivados del Etileno.

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Otros proyectos surgidos del boom del gas de esquistos son una planta de tubos sin costura de 500 millones de dólares que prevé construir Manessman, para servir al desarrollo de los pozos y una planta de tratamiento de gas para la que CBI obtuvo un contrato de 360 millones de dólares. West Lake manifestó interés en construir un cracker en la región y también Braskem se anotó en la carrera al anunciar que construiría un nuevo sitio de Etileno/Polietileno en Estados Unidos. Otras noticias relacionadas al tema Purvin & Gertz: Precio del Gas Natural en Estados Unidos Los precios del Gas Natural se beneficiarán de la abundancia del Gas de Esquistos al menos hasta el 2015, manteniendo la ventaja actual sobre el Petróleo. La producción de gas no convencional sigue aumentando con tendencia a llegar a 2.000 MMm3/d, mientras que la de gas convencional tiende a bajar a 1.250 MMm3/d, lo que hace un total de 3.900 MMm3/d. En tanto la cantidad de torres de perforación dedicadas sólo a buscar gas disminuyeron un 60%, derivándose el resto a la búsqueda de líquidos. Los precios del gas se mantendrán en los niveles actuales (4 a 5 USD/MMBTU). P&G mira la relación entre el precio del barril de Petróleo y el de MMBTU de Gas Natural, que hoy está entre 20 y 25, y afirma que una relación superior a 6 se considera favorable para la industria petroquímica. Los precios del gas se mantendrán bajos en relación con el Petróleo, y el precio de los líquidos extraídos del gas (GNL) se consideran adecuados para sostener la producción de gas no convencional. CMAI: El crecimiento de la petroquímica en camino sustentable cosechando beneficios de los esquistos El mercado petroquímico global ha vuelto a crecer, dice Gary Adams de CMAI. El crecimiento se centró en los países emergentes. Los precios tienden a aumentar, resultando los productores de bajo costo los grandes beneficiarios, mientras que la producción cae en el mundo desarrollado. En EE.UU. el Gas de Esquistos provocó el desacople entre el petróleo y el gas para ventaja de los productores de bajo costo basados en cargas livianas. Esto condujo a un renacimiento de la petroquímica. La cuenca de Marcellus en el Nordeste ha probado ser un gran recurso, atrayendo inversiones cercanas a 20.000 millones de dólares, en un área políticamente estable. Se generan grandes oportunidades para los productores de gas, los intermedios (transportadores, separadores y almacenadores) y la petroquímica. El precio se mantiene como el principal factor en el mercado Asiático, con el Oriente Medio cómo el mejor posicionado para atenderlo. DOW planea aumentar el craqueo de líquidos Las plantas que utilizan materias primas más pesadas se preparan para procesar cargas livianas cómo LPG del que pueden craquear hasta 80%, e inclusive pueden utilizar algo de Etano. De hecho DOW consume 4.500 t/d de Etano, que es 1/3 del Etano disponible en los EE.UU. Planea hacer un debottleneck de las plantas existentes para aprovechar el bajo costo de los líquidos del Gas Natural. Inclusive se ha comprometido a tomar 550.000 t/a de Propileno de una nueva planta de deshidrogenación de Propano (PDH) que arrancó hace poco en Houston.

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Su estrategia es posicionarse como el consumidor de base de las plantas de líquidos (GNL) tanto en Etano como Propano. No todo son rosas en el mundo del Gas de Esquistos La semana pasada el blog de Malini Hariharan publicó que a partir de un informe del USGS (Servicio de Relevamiento Geológico de Estados Unidos) la EIA podría tener que bajar sus estimaciones sobre el gas existente en la cuenca de Marcellus en un 80% de 400 TCF estimados en abril de este año a sólo 84 TCF. Diferentes metodologías son probablemente responsables de números tan divergentes entre dos agencias gubernamentales. Algunos consultores opinan que en realidad los mismos reflejan diferentes enfoques políticos, pero la decisión de la EIA de revisar sus números indicaría que estos están abultados. El estudio de la EIA se enfocó en las reservas y su proyección incluye suposiciones sobre futuros desarrollos tecnológicos que permitirían producir más gas. En tanto el USCG se enfoca en estimaciones de los recursos. Sin embargo, todo es según el color del cristal con que se mira, ya que la misma noticia aparece en Hydrocarbon Processing de este mes diciendo que el USGS elevó sus estimaciones sobre el gas extraíble en Marcellus, ya que estos valores son significativamente más altos que su estimación hecha en 2002. ¿Y esto por qué interesa a la industria petroquímica? Porque nuestro suelo posee el tercer volumen de depósitos de Tight Gas y Gas de Esquistos del mundo, detrás de EE.UU. y China. Esto se desprende de un informe que preparó la consultora Advanced Resources International para la EIA, agencia de información energética de Estados Unidos. Asimismo, interesa porque el desarrollo de nuestra industria está trabado por la falta de Gas Natural. Argentina tiene, según ese informe, 2732 TCF de recursos a riesgo (Risked Gas in Place) de los que los recursos técnicamente recuperables alcanzan a 774 TCF. Los argentinos tendemos a pensar que esto puede ser demasiado bueno para ser verdad, pero si se ingresa al siguiente vínculo, podremos verificar la profundidad y el nivel técnico del informe. http://www.adv-res.com/pdf/ARI%20EIA%20Intl%20Gas%20Shale%20APR%202011.pdf Por supuesto que para transformar estos recursos en reservas se deben realizar enormes inversiones de riesgo, y para ello se deben dar las condiciones económicas y la estabilidad jurídica e institucional que permita correr dicho riesgo. El precio probable que podría tener ese gas no es descabellado y es bastante menor que lo que hoy se paga a Bolivia y, ni hablar, del costo del Gas Natural Licuado. En EE.UU., con un precio proyectado a 2035 del orden de 5 USD/MMBTU a moneda constante, las grandes petroleras se han lanzado a comprar activos, a entrar en JV o a desarrollarlos en la formación Marcellus (Chevron, Shell, Reliance, Exxon Mobil). Dicha formación tiene un potencial no muy diferente del de nuestro sur, según el informe de la EIA. Pensando en los niveles de consumo que el país tendría en 2020, si no existieran restricciones a la industria ni usáramos combustibles líquidos en la generación de electricidad en invierno, y si se estima un crecimiento de la demanda parecido al del PBI llegaríamos para entonces a una demanda de aproximadamente 250 MMm3/d, por lo cual estos recursos, técnicamente recuperables, alcanzarían para más de 250 años.

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Información adicional sobre Gas de Esquistos Hace poco tiempo el Informador Energético publicó la siguiente información El país tendría cinco siglos de consumo gasífero asegurado Un flamante informe del Departamento de Energía hace dar un giro de 180 grados a las perspectivas de la alicaída industria gasífera argentina, cuyos inventarios estaban en franca decadencia desde hace varios años. El reporte calcula que el país tiene 774 billones de pies cúbicos de gas esquisto (TCF, por sus siglas en inglés), volumen que garantizaría su consumo por 500 años. Aún es demasiado pronto para determinar cuánto gas no convencional puede ser explotado económicamente. Sin embargo, las reservas técnicamente recuperables tendrían un valor de más de 3 billones de dólares bajo los actuales precios de los futuros estadounidenses. El informe coloca las reservas de gas de esquistos de la Argentina muy por encima de las estimaciones de otros grupos en el pasado, sólo por detrás de China y Estados Unidos, donde la perforación de ese recurso ya es clave para los suministros de energía. Los resultados llegan en un momento de estrechez para los países dependientes del gas del Cono Sur, cuyas reservas convencionales de gas natural han disminuido a cerca de 14 TCF, o menos de una década de suministro sobrante. La producción de gas de esquistos implica la perforación horizontal y fractura hidráulica, técnicas no convencionales que han revolucionado los mercados de gas en Estados Unidos. La consultora internacional de energía Advances Resources International (ASI), que preparó el reporte, indicó que “en el área más rica de la Cuenca Neuquina, por lo menos un tercio o la mitad de las reservas podrían ser económicamente viables basados en los precios actuales”. El 31 de Mayo de 2011 publicó lo siguiente: Oil India dice busca activos de gas no convencional en la Argentina La exploradora estatal Oil India busca comprar una participación en activos de gas de esquistos en Argentina, dijo el martes el presidente de la empresa N.M. Borah a los periodistas. La firma ha estado buscando activos de producción de petróleo en el exterior, y estableció un presupuesto de 40.000 a 45.000 millones de rupias (888 a 1.000 millones de dólares) para comprar activos de petróleo y gas, dijo el ejecutivo. India es el cuarto mayor importador global de petróleo, al comprar al resto del mundo un 80 por ciento de sus necesidades de crudo. Según indicó Reuters, el país ha estado buscando activos de petróleo y gas en el exterior para satisfacer la demanda en una economía que crece a un ritmo de un 8,5 por ciento, y también para alimentar la expansión de su capacidad de refinación. Algunos datos del informe de la EIA sobre Shale Gas Los mapas adjuntos muestran las cuencas sedimentarias con potencial de gas de esquistos en el mundo, en nuestro país y en la zona de Gas de Esquistos por excelencia en el Nordeste de Estados Unidos. En rojo aparecen marcadas las cuencas con Gas de Esquistos en el mundo y la tabla que les sigue muestra las reservas técnicamente recuperables. En general los recursos son muy superiores, como se puede observar en esta tabla. La recuperación favorable está alrededor del 30% de los recursos, con el 25 % como promedio y 20% como desfavorable. Esta recuperación se estima en base a datos geológicos, mineralogía, posibilidad de fractura hidráulica, la existencia de micro fracturas naturales, la presión del yacimiento, la historia térmica del mismo y la proporción de gas libre adsorbido. Como ejemplo se puede tomar una cuenca en Canadá, Horn River, donde sobre 378 TCF de recursos identificados se pueden extraer 132 TCF a finish, o sea el 33% de recuperación. La fracturación y la posterior extracción del gas se hace con pozos verticales hasta llegar a la formación y luego horizontales hasta de 300 metros de largo con 12 zonas de fractura. Los

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esquistos compuestos por cuarzo y carbonatos tienden a ser frágiles, mientras que los arcillosos son dúctiles y por ende mucho más difíciles de fracturar y extraer el gas.

Algunos datos del informe de la EIA sobre Shale Gas

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La siguiente tabla presenta las reservas de gas de esquistos técnicamente recuperables en el mundo. El uso de perforación horizontal con fractura hidráulica ha expandido la habilidad para producir Gas Natural en forma rentable en formaciones geológicas de baja permeabilidad. El Shale es una roca sedimentaria depositada en lajas, la negra contiene partículas orgánicas y es la fuente del Gas Natural convencional. Éste ha migrado desde esta laja hacia los depósitos de Gas Natural. Una característica del Esquisto reside en la facilidad de su fragmentación. En nuestra vida cotidiana usamos esquistos en forma de cemento, ladrillos o pizarras para techos. El desarrollo de estos pozos es mucho más caro que el del gas convencional porque se debe ir a profundidades mayores y se necesitan muchos más pozos por yacimiento, ya que el área que abarca cada pozo es mucho menor, y la producción decae rápidamente.

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Esta tabla forma parte del Informe de la EIA, para las Américas. Argentina tiene 4 cuencas sedimentarias con potencial de gas de esquistos. La Neuquina, es la que cuenta con el mayor potencial de reservas y con el porcentaje más alto de recuperación, entre 35 y 20%. No es sorpresa que la cuenca de Vaca Muerta haya sido la primera donde se iniciaron tareas exploratorias, ya que exhibe 687 TCF de recursos a riesgo, potencial de recuperación de 270 TCF con un 35% de recuperación. Otras cuencas son las del gran Chaco que va desde Salta hasta Entre Ríos, la del Golfo de San Jorge y la Austral que abarca Santa Cruz y Tierra del Fuego. La tabla adjunta da una idea del volumen de recursos y el potencial de recuperación

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Cuenca (2) Neuquina San Jorge Austral Chaco

Paranaense TOTAL

Recursos a riesgo TCF 1165 430 483 654 2732Recuperables TCF 408 95 108 164 774% de recuperación 35 22 22 25 28Probabilidad de éxito (1) 0.48 0.25 0.25 0.12 0.34

(1) El informe de EIA incluye una probabilidad de éxito que combina la posibilidad de éxito en la cuenca que tiene que

ver con su extensión y la exploración y en el área.

(2) En comparación Canadá tiene 1490 TCF de recursos a riesgo y 388 TCF recuperables con un 26% de recuperación , con una probabilidad de éxito que va de 0.20 al 0.75, promedio 0.54 y México tiene recursos por 2366 TCF de los que puede recuperar el 29% ( 681 TCF), la probabilidad de éxito va de 0.08 al 0.40 promedio 0.25

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Premio Dr. Jorge Juan Ronco a la Innovación Tecnológica en la Industria Petroquímica. Año 2011 A continuación se incluye el trabajo ganador de la presente edición. “Desarrollo e implementación de un software de monitoreo inteligente de procesos” YPF S.A. - Centro de Tecnología Argentina Baradero s/n (1925) Ensenada, provincia de Buenos Aires Autores y responsables de la innovación Equipo en YPF Gabriel Horowitz Cristian Dorbesi Implementación del sistema en plantas del negocio de Química YPF Javier Ermilli Antonio Mazzeo Adrián Vicente Ana Weiss Gerardo Rossoti Omar Cipolla Luis Saavedra Juan Fernández Ezequiel Krumrick Equipo en la UBA Miryan Cassanello Mauricio Maestri Pablo Groisman Andrés Farall María Dolores Rius Moragues Descripción y conceptos evaluatorios de la innovación Descripción de la innovación Esta innovación se trata de un sistema de detección y diagnóstico automático de fallas en equipos e instrumentos de plantas petroquímicas. Si bien el sistema genera una serie de reportes de detección de eventos anormales e identificación de las variables anómalas utilizando herramientas de control estadístico de procesos, su principal fortaleza reside en el módulo de inteligencia artificial. Este algoritmo de análisis devuelve diagnósticos presuntivos complejos en la forma de diagramas de relaciones causales graficados sobre réplicas de las pantallas de control de planta usadas por los operadores de consola. En la figura 1 se muestra una ampliación del gráfico de reporte de una falla ocurrida el 6/8/2008 y diagnosticada por el programa. Las flechas en rojo indican relaciones de causa efecto. El reporte debe leerse como: una baja en la presión de vapor del reboiler de la columna (R PIC27108) provocó que la válvula se abriera completamente (Rango output FIC 22307) y que, de todos modos, no pudiera cumplirse el set point (SP) esto provocó un cambio

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de composición en la columna (Comp N2231) y una temperatura anómala (Rango TIC2301). Además no pudo cumplirse con el set point de control de presión en el tope (SP PIC22301). Este ejemplo muestra como el algoritmo puede encontrar rápidamente un diagnóstico compatible con una conjunto de situaciones anómalas que vistas en la pantalla de una consola de operación pueden pasar desapercibidas o ser confusas. Además indica cambios de composición sin la necesidad de enviar muestras al laboratorio. Esta característica ha permitido, en otras ocasiones detectar producto fuera de especificación mucho antes de que el tanque diario fuera analizado. En el 70% de los casos estudiados, los diagnósticos generados por el programa fueron correctos mientras que, en el 30% restante, fueron falsas alarmas. Es importante señalar que, en la mayoría de los casos, lo que se registró como falsa alarma no es una falla de detección. Si el reporte generado por el programa no le permite al usuario diagnosticar el problema en poco tiempo, el evento se registra como falsa alarma.

Figura 1: Gráfico de reporte de una falla ocurrida el 6/8/2008

Cronología de las principales actividades realizadas para implementar la innovación En la Tabla 1, se resumen las principales tareas, la organización a la que pertenecen los equipos involucrados en la tarea y los documentos donde se resumen los resultados obtenidos.

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Tabla 1: Cronología de las principales actividades realizadas para implementar la innovación Año Tarea Principales

colaboradores Documentos de referencia

2005‐2008 Selección de tecnología para la detección de fallas

PINMATE UBA Kernel PCA Performance in Processes with Multiple Operation Modes, Chemical Product and Process Modeling (2009); Performance of Statistical Process Control Tools under Different Plant Operation Strategies, Chemical Product and Process Modeling (2008).

2008 Desarrollo de un método de detección de fallas compatible con múltiples tipos de operación

Instituto de cálculo y PINMATE, UBA

A Robust Clustering Method for Detection of Abnormal situations in a Process with Multiple Steady‐State Operation modes, Computers and Chemical Engineering (2009)

2008 Desarrollo de un método de diagnóstico de fallas en instrumentos

CTA, YPF Solicitud de Patente en Argentina Acta No. P 07 01 05159, Cristian Dorbesi Tesis grado UNLP

2008 Desarrollo de un método de diagnóstico de fallas en equipos

CTA, YPF Patente en proceso de redacción.

2009 Desarrollo de un modelo de simulación para probar los algoritmos en condiciones de falla catastrófica

PINMATE, UBA Mauricio Maestri tesis doctoral UBA

2009 Desarrollo de un método de reconocimiento de fallas

CTA, YPF Solicitud de patente en Argentina Acta No P 09 01 01565

2009 Desarrollo de un método de reconocimiento de desactivación de catalizadores

CTA, YPF Informe interno YPF.

2009‐2010 Piloto en planta CTA, YPF Informe interno YPF.

2011‐2012 Desarrollo de un módulo de diagnóstico por análisis de vibraciones

Departamento de física UNS

2008‐2011 Desarrollo de un módulo de diagnóstico para plantas con poca instrumentación

PINMATE, UBA Dolores Moragues Tesis Grado UBA/Politécnico de Valencia

2011‐2012 Programación de la versión final del programa de diagnóstico

UNC

2012 Implementación de la versión final

CTA, YPF

Descripción de las actividades realizadas para implementar la innovación Recursos utilizados Todo el software necesario para implementar la aplicación de diagnóstico de fallas así como el sistema de adquisición de datos de planta estaba disponible en la empresa antes de comenzar el proyecto y, por lo tanto, no implicó una inversión. El trabajo insumió 9500 horas hombre, incluyendo la implementación del piloto en dos plantas diferentes. Para la implementación de los pilotos fue de fundamental importancia el aporte de los responsables de operación de las dos plantas involucradas. Ellos formaron parte del equipo de trabajo de YPF y, en todos los casos, apoyaron la iniciativa y aportaron ideas de mejora.

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En el apartado de autores y responsables figura una lista de los miembros principales del grupo de trabajo responsable de la implementación. Para el desarrollo de las herramientas de control estadístico de procesos se contó con el apoyo de investigadores de la UBA, una parte de ese trabajo se basó en la tesis doctoral del Dr. Mauricio Maestri cuyos directores fueron Miran Cassanello (PINMATE, UBA) y Gabriel Horowitz (CONICET-Fundación YPF) y en trabajos de consultoría de los doctores Pablo Groisman y Andrés Farall (Instituto del Cálculo, UBA). Los primeros ensayos de técnicas de diagnóstico con baja instrumentación fueron realizados con el apoyo de una beca de la comunidad económica europea. El trabajo lo realizó María Dolores Rius Moragues, estudiante de Ingeniería Química del Politécnico de Valencia bajo la supervisión de Miryan Cassanello y Gabriel Horowitz. Los algoritmos de diagnóstico fueron desarrollados y patentados por Gabriel Horowitz y Cristian Dorbesi de la Dirección de Tecnología de YPF. Todos los trabajos realizados por la UBA están publicados en revistas internacionales con referato. Además se presentaron una tesis de posgrado (Mauricio Maestri) y dos tesinas de grado (María Dolores Moragues y Cristian Dorbesi) donde figura un resumen de todo el trabajo realizado. Elementos para evaluación de la innovación Descripción de los elementos innovadores del proyecto Una de las características innovadoras de la herramienta de detección y diagnóstico desarrollada e implementada es que no requiere la atención del usuario a menos que ocurra un evento anormal. En condiciones normales la herramienta se enciende en forma periódica y autónoma y realiza un análisis de los datos de la planta. Solamente en caso de encontrar una situación anómala, redacta un correo electrónico y lo envía a los usuarios. Es por esta característica de funcionar en la sombra cuidando la seguridad de la planta que se la llamó Ángel Guardián. Ángel Guardián brinda reporte de diagnóstico de fallas complejas que incluyen relaciones causales que permiten llegar rápidamente a la raíz del problema. En la figura 1 se muestra un reporte típico en el que la flechas indican la relación causa efecto. En la misma aparecen cambios de composición entre los efectos de la falla. Estos cambios de composición no fueron medidos sino deducidos por el algoritmo de diagnóstico. Según nuestro conocimiento, no existe ninguna herramienta comercial de diagnóstico con la capacidad de realizar este tipo de diagnósticos complejos causa efecto por lo que se trata de una innovación. Por otro lado son pocas las empresas con tecnología para diagnosticar fallas de instrumentos en el caso de que la falla se propague y se transforme en una falla múltiple. En la tabla 2 se compara la performance de la tecnología de YPF (Solicitud de Patente en Argentina Acta Nº P 07 01 05159) con la de Fisher Rosemount (US PAT 6,356,857). Como puede verse, cuando ocurren dos fallas a la vez (se toman dos fallas como ejemplo de falla múltiple) el método utilizado por Ángel Guardián detecta el 68% de las fallas frente al 0,3% de la patente norteamericana.

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Tabla 2: comparación de los dos métodos estudiados

Cant. fallas Tipo de error % método Fisher % método YPF

1 Falsos positivos 0,8 0,3 1 Fallas detectadas 97 98 2 Falsos positivos 0,06 0,25 2 Fallas detectadas 0,3 68

En lo referente a la detección, se desarrolló un método robusto de clusterización especialmente diseñado para procesos petroquímicos en el que todos los clusters comparten una única matriz de covarianza y tienen diferentes centros. Eso implica que corresponden a diferentes condiciones de operación pero son descriptos por la misma física. Hasta donde sabemos, no hay otra herramienta que haya implementado esta metodología. Por otro lado se desarrolló un criterio de selección del número óptimo de clusters que permite automatizar el proceso. Existen otras dos características innovadoras en el proyecto. Por un lado el programa permite reconocer alarmas. Cuando se reconoce una alarma por salida de rango de una única variable, simplemente se debe dejar de monitorear esa variable. Sin embargo, cuando se requiere reconocer una alarma que involucra un conjunto de situaciones anómalas relacionadas de forma compleja, es necesario reconocer la situación actual como un todo y ser capaz de determinar si el tipo de falla cambió. Para eso se desarrolló la técnica que figura en la patente (Solicitud de Patente en Argentina Acta Nº P 09 01 01565). Esta es otra característica única del sistema desarrollado. Por otro lado existen degradaciones lentas de la calidad de operación que deben ser consideradas normales. Un ejemplo de eso es la desactivación de catalizadores. En la literatura científica este tema suele solucionarse cambiando el modelo del funcionamiento de la planta en forma automática. Esto trae como problema aparejado que otros fenómenos de degradación lenta como el ensuciamiento de intercambiadores de calor no pueden ser detectados. Para lidiar con este tema se desarrolló una técnica estadística para seleccionar las variables ligadas a la desactivación de catalizadores y un algoritmo para diagnosticar casos de desactivación acelerada que no implica el recálculo del modelo de detección. Esta técnica es un secreto industrial y no ha sido publicada ni patentada por otras empresas hasta donde tenemos conocimiento. Beneficios para la empresa En los pocos meses que duró el piloto, la herramienta demostró ser eficaz y confiable. Permitió a los ingenieros de proceso realizar un mejor seguimiento del proceso sin aumentar su carga de trabajo. En el futuro deberá mejorarse para que sea más amigable con el usuario para que también los operadores de consola puedan usarlo. Entre las muchas ocasiones en que se recibieron mensajes del programa, deben destacarse dos ocasiones en las que se estaba produciendo producto fuera de especificación y el problema fue corregido gracias al mensaje del programa. Se estima que cuando el sistema se implemente en más plantas y funcione en forma continuada, se multiplicarán los casos en los que sus diagnósticos ayuden a operar las plantas en forma segura y eficiente.

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Perspectivas futuras de la innovación Los algoritmos desarrollados fueron implementados en leguaje Matlab y la interface de usuario desarrollada para las pruebas piloto en planta fue programada como macros de Excel. Debido al éxito de los pilotos ya implementados, se decidió desarrollar una herramienta más confiable. Ese trabajo fue encargado a un grupo de investigadores de la Universidad Nacional del Centro dirigido por el Dr. Marcelo Vennere y se terminará en 2012. Por otro lado, se decidió incluir en el programa de monitoreo a los equipos rotantes que, en la actualidad, no están incluidos. El conocimiento sobre vibraciones necesario para monitorear estos equipos, será provisto por un grupo de investigadores del departamento de física de la Universidad Nacional del Sur dirigido por el Dr. Sergio Vera y también se incluirá en el programa a partir de 2012. Por último se implementará un algoritmo de diagnóstico para sistemas poco instrumentados como por ejemplo los servicios auxiliares de grandes equipos rotantes. Este desarrollo será parte del trabajo posdoctoral del Dr. Maestri y será financiado por una beca CONICET-YPF. El mismo es la continuación del trabajo comenzado por Dolores Rius Moragues del Politécnico de Valencia.

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Cursos, Jornadas, Seminarios y Conferencias Entre las actividades realizadas podemos mencionar el seminario sobre “Ruido y Vibraciones en la Industria”, que se llevó a cabo los días 23 y 24 de agosto. La Comisión de Comercialización y Logística organizó, como todos los años, el Taller de Cobranzas el día 18 de agosto. El día 5 de septiembre, la Dra. Rina Quijada, CEO de Intellichem, brindó una charla denominada “Reflexiones sobre la Industria Petroquímica en las Américas. Cambios estructurales y tendencias 2011”.

INDICE DE COSTOS DE PLANTAS PETROQUIMICAS IPA


INDICE IPA DE PLANTAS PETROQUÍMICAS Este Índice mide la variación del costo en dólares de una planta de etileno de 500.000 t/a de capacidad instalada en Argentina.

*La mano de obra vestida incluye los costos directos de mano de obra (salarios y cargas laborales) y los costos indirectos como supervisión, equipos de construcción, herramientas, etc. VARIACIÓN EN EL COSTO DE UNA PLANTA PETROQUÍMICA TIPO COMPARADA CON EE.UU.

ARGENTINA Dic. 2005 ( MMUS$ )

Dic. 2006 (MMUS$)

Dic. 2007 ( MMUS$ )

Sept. 2008 ( MMUS$ )


May- Jul. 2010

( MMUS$ )

Ene. 2011 (MMUS$)

Agosto 2011(MMUS$)

Battery Limits 530 618,4 724,0 844,2 813 886,48 944,69 1034,36

Off-Sites 259,7 303,0 354,8 413,7 398 434,37 462,90 506,84

Total Final 789,7 921,4 1078,7 1257,9 1212 1.320,9 1407,6 1541,2

ESTADOS UNIDOS Dic. 2005 ( MMUS$ )

Dic. 2006 (MMUS$)

Dic. 2007 ( MMUS$ )



Mayo 10 ( MMUS$ )

Ene. 2011 (MMUS$)

Agosto 2011(MMUS$)

Battery limits 560 598,5 618,6 675,7 602 655,8 654,2 683,4

Off-Sites 274,4 293,3 303,1 331,1 295 321,35 320,54 334,88

Total Final 834,4 891,8 921,7 1006,9 896 977,2 974,7 1018,3 Comparación del costo de

Argentina vs. EE.UU. 0,95 1,03 1,17 1,25 1,35 1,47 1,44 1,51

Notas: 1) La planta modelo es una planta de etileno base nafta de 500.000 t/a. 2) Todos los valores incluyen costo de aranceles y fletes de materiales y equipos importados.

Dic.-05 Dic.-06 Dic.-07 Sep.-08 Sep.-09 May

/julio-10 Ene-11 Ago-11

Indice general 100 116,7 136,7 159,3 153,4 167,3 178,2 195,2

Equipos 100 110,3 123,2 145,0 144,7 150,6 154,0 161,1

Intercambiadores 100 111,5 126,9 128,0 130,2 149,6 155,2 172,7

Bombas 100 107,0 123,3 139,0 144,7 150,6 154,0 161,1

Compresores 100 104,9 109,9 114,0 118,1 118,7 118,8 118,8

Piping 100 115,9 145,7 191,0 173,8 187,6 203,2 213,7

Ingeniería 100 116,1 123,8 165,6 173,2 181,7 198,4 216,4

*Mano de obra vestida 100 128,0 151,4 169,7 174,5 192,1 208,1 230,6

Materiales eléctricos 100 130,4 149,0 173,7 151,2 162,4 182,2 208,7

Obras civiles 100 116,1 144,8 164,7 167,8 183,1 201,3 234,3

Estructuras metálicas 100 126,6 150,6 179,7 175,8 192,5 200,2 234,7

INDICE DE COSTOS DE PLANTAS PETROQUIMICAS IPA


INDICADORES PETROQUIMICOS IPA


RESERVAS Y PRODUCCION PETRÓLEO

F

Fuente: IAPG

RESERVAS Y PRODUCCION GAS NATURAL

F

Fuente: IAPG

PRECIOS INTERNACIONALES- PETRÓLEO Y GAS

Fuente: CMAI

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

0

20

40

60

80

100

120

140

Petróleo WTI Gas Natural US

U$S/BB U$S/MBTUPetróleo y Gas - Precios Internacionales



PBI

Fuente: Dow - CEPAL

PARIDAD DÓLAR

Fuente: BNA - Yahoo Currency

IPC

Fuente: INDEC – IPEC Nota: Tasa acumulada móvil de los 12 últimos meses

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

GBA-INDEC

Santa Fe

Inflación



BALANZA COMERCIAL PETROQUIMICOS

Fuente: IPA - INDEC

BALANZA COMERCIAL MATERIAS PRIMAS

Fuente: IPA - INDEC

TASA OPERATIVA INDUSTRIA PETROQUÍMICA

Fuente: CIQyP – IPA Nota: Los productos considerados para elaborar este indicador son: Etileno, Benceno, Tolueno, Xilenos mezcla, Metanol, Estireno, Anhídrido maleico, Formol, TDI, HDPE, LDPE, LLDPE, PP, PS, PVC, PET, Urea, Caucho SBR.

92%97%

86%80%

87%

96% 94%98%

76%

88%

78%

64%

57%66%

87%

96% 96% 95%

88%79%

72%

88%

75%70%

77%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

2005 2007 2009 Feb‐10 Abr‐10 Jun‐10 Ago‐10 Oct‐10 Dic‐10 Feb‐11 Abr‐11 Jun‐11 Aug‐11

Tasa Operativa Producción Capacidad Tons



Cómo es el índice IPA El índice de precios IPA intenta reflejar las oscilaciones de los precios de productos petroquímicos en el marco internacional. Base y metodología de cálculo: 1. La base está conformada por una canasta de 14 productos de mayor consumo y

producción a saber: Benceno, Butadieno, Estireno, Etileno, Metanol, MTBE, PEAB, PEBD/PELBD, PP, Propileno, PVC, PS, p-Xileno y Tolueno.

2. Los precios mensuales de cada producto se obtienen de publicaciones internacionales y se eligieron los más representativos para cada uno.

3. Los índices mensuales de cada producto se calculan como un promedio ponderado entre los precios de EE.UU. y Europa. Los factores para la ponderación resultan de las producciones de 1995 en cada uno de los dos territorios considerados.

4. Se estableció como índice base: enero de 1993 = 100

Se agradece a la firma CMAI que nos facilita los precios internacionales de polímeros, petróleo y gas.

año 14 – nro. 63 – octubre de 2011 · encuentra en las etapas finales de negociación para la...

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