(75525733) folleto petroleo ancap

Sumario
1. Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
¿Qué es el petróleo? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
¿Cuál es el origen y dónde se encuentran los hidrocarburos? . . . . . . . . . . . . . 4
2. Investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
¿Cómo se buscan los hidrocarburos? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
La decisión de dónde perforar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
3. Producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
¿Cómo se producen los hidrocarburos? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
Tratamiento y transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4. Proceso de recepción, refinación y distribución del petróleo
en Uruguay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Recepción del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Refinación del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Unidades de fraccionamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Unidades de conversión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
Unidades de tratamiento químico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Distribución de productos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
Comercialización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
5. Petroquímica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
6. Exploración de hidrocarburos realizada por ANCAP . . . . . . . . . 30
Exploración en el Uruguay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
Exploración de hidrocarburos en el exterior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
Gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
7. Glosario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
Historia de la refinería de ANCAP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

1. Petróleo
El petróleo o algunos de sus de-
rivados naturales, como ser el
asfalto o betún, era conocido
por
gran parte del mundo antiguo. Según la
historia, se utilizó betún como material de
liga en la construcción de la Torre de Babel y
en la cons- trucción de las murallas de
Babilonia.
En una ciudad del Indo descubierta años
atrás se encontraron indicios de la utilización
del asfalto como material de construcción.
En el Asia Menor, lugar que constituye
actualmente el centro de grandes
yacimientos pe- trolíferos, eran varios los
lugares en donde se conocía la existencia
del petróleo.
Los sacerdotes persas alimentaban el
llamado “fuego sagrado” con petróleo liviano
que sur- gía de fuentes naturales.
El emperador Alejandro observó maravillado,
en la zona asiática de Bactriana, la presencia
de llamas que surgían de la tierra, como asi-
mismo una fuente de combustibles que
llega- ba hasta formar una especie de
lago. Los egipcios utilizaban el asfalto para
las tareas de embalsamiento, producto
aquél que exigían
como tributo a los
pueblos conquistados
de
Siria, Fenicia y
Palestina.
Los romanos y griegos
conocían asimismo el
petróleo, utilizándolo
hasta para fines béli-
cos. En los sitios de
Platea y de Delium por
ejemplo, se arrojaron
dardos encendidos, im-
pregnados de betún,
para derribar las mura-
llas enemigas. En
América el petróleo se
co- nocía desde
períodos muy anteriores
al descubrimiento;
tanto pueblos
indígenas de América
del Norte como del
Sur, especialmente
aztecas e incas,
utilizaron el petróleo o
4

algunos de sus derivados para aplicaciones
diversas y como bálsamo medicinal.
En 1745 se funda la primera sociedad petrole-
ra francesa con la intención de lograr “un liqui-
do inflamable” del petróleo. En 1854 se obtie-
ne el llamado “aceite bruto” que fue utilizado
entonces como carburante y combustible.
Hasta entonces los yacimientos eran descu-
biertos accidentalmente pero a partir de la
primera perforación exitosa realizada por Ed-
win Drake en 1859 en Titusville, Pennsylvania,
el petróleo se transformó en una importante
El petróleo o
algunos de sus
derivados
naturales, como
ser el asfalto o
betún, era
conocido por gran
parte del mundo
antiguo
3

Los hidrocarburos
provienen de la
descomposición de
los tejidos de
plantas y animales
que se acumularon
como sedimentos
en el fondo de
lagos y mares de
escasa
profundidad
fuente energética. En un principio las
perforaciones se realizaban solamente en
tierra y re- cién a finales del siglo pasado, se
comenzó a explorar en terrenos
pantanosos. La primer perforación marítima
tuvo lugar en 1947, a una profundidad de 10
metros. La puesta en servi- cio de la primera
plataforma de perforación petrolera se
concretó en 1951 en aguas del Golfo
Pérsico.
¿Qué es el petróleo?
El petróleo es una sustancia oleosa, menos
densa que el agua, formada esencialmente
por la mezcla de compuestos orgánicos
llamados hidrocarburos, conteniendo
distintas impurezas tales como agua, sal,
compuestos de azufre, oxígeno y nitrógeno.
Las moléculas de hidrocarburos que, en
forma colectiva constituyen el petróleo,
están formadas por distintas
combinaciones de átomos de carbono e
hidrógeno. Según el número de átomos de
carbono, de hidróge- no y de la distribución
estructural de las mis- mas, se tienen los
distintos hidrocarburos que abarcan desde el
gas natural hasta los hidrocarburos sólidos.
Comúnmente se denomina como petróleo a
aquella mezcla de hidrocarburos que a las
condiciones de temperatura y presión am-
bientales está en estado líquido.
En la naturaleza se pueden encontrar
“rezu- maderos” naturales de
hidrocarburos, mu- chos de ellos
conocidos desde la antigue- dad, aunque
la producción comercial se obtiene de
acumulaciones que se localizan en algunos
lugares del subsuelo con profundidades
variables desde pocos metros hasta pro-
fundidades mayores a cinco mil metros.
¿Cuál es el origen y dónde se
encuentran los hidrocarburos?
La teoría más aceptada para explicar el
origen de los hidrocarburos, es la que
establece que provienen de la
descomposición de los tejidos de plantas
y animales que se acumularon como
sedimentos en el fondo de lagos y mares
de escasa profundidad, al cabo de un
proceso que insumió millones de años.
En la masa de detritos que constituye el
fango de las profundidades, esa materia
orgánica, sometida a la acción de las
bacterias y a la presión y temperatura

Cuadro de Cronología Geológica
Reciente
Pleistoceno
Capa superior de la corteza terrestre; no
contiene petróleo salvo en casos
excepcionales.
Terciario
Piloceno
Miloceno
Oligoceno
Eoceno
Serie de rocas más prolíficas; principales productoras de petróleo
en el mundo.
Mesozoic
o
Cretásico
Jurásico
Triásico
Yacimientos en muchas partes del mundo, algunos de abundante
pro- ducción y otros de poca impartancia. En la República
Argentina corresponden a estos períodos los yacimientos de
Comodoro Rivadavia, Mendoza y Neuquén.
Paleozoic
o
Pérmico
Carbónico
Superior
Carbónico
Inferior
Devoniano
Silúrico
Ordoviciano
Casi toda la producción de la región mediterránea de los Estados
Uni- dos y en la de Salta, en la Argentina, provienen de esta serie
de rocas. Una producción pequeña en otras partes del mundo.
Precambriano
(Complelo de
Ba- samento)
Comprende integramente rocas ígneas y metamórficas, hallándose
bajo la capa de rocas sedimentarias. No es de interés espacial
para el geólogo del petróleo, salvo para limitar las zonas de
exploración
rramiento consecuencia de la
acumulación de las capas de sedimentos
que se deposita- ron encima, en el
transcurso del tiempo sufrió reacciones
químicas que dieron origen a la formación
de los distintos hidrocarburos.
Gradualmente, la presión de los sedimentos
acumulados hace que el lodo y la arcilla de-
positada conjuntamente con la materia
orgáni- ca se transformen en roca,
principalmente como esquistos de
partículas finas.
Este tipo de roca, llamada roca
generadora, constituye la fuente de todos
los hidrocarburos del mundo.
6

A medida que se fueron generando los hidro-
5

Las condiciones
necesarias para la
formación y
acumulación de
los hidrocarburos
(rocas
generadoras, rocas
almacén, capas
impermeables y
trampas) están
intimamente
vinculadas a las
rocas
sedimentarias.
carburos, una parte de ellos, como conse-
cuencia de la presión a que están
sometidos, resultaron expelidos hacia
formaciones más porosas que eventualmente
puedan tener co- municación con la roca
generadora. Frecuentemente las rocas con
porosidad y permeabilidad corresponden
a areniscas o calizas y tienen espacios o
grietas entre las partículas que las
constituyen, las que inicial- mente retenían
agua salada de los mares en que se habían
depositado.
Estas rocas porosas, que constituyen la roca
donde se pueden almacenar los hidrocarbu-
ros, son lo suficientemente permeables como
para que pueda desplazarse el petróleo y el
gas a través de ellas. Dado que la
principal
capa impermeable
gas
fuerza que provoca este desplazamiento, co-
múnmente llamado migración, es la flotabili-
dad natural de los hidrocarburos en el agua
que saturaba las formaciones, los
hidrocarburos migran hacia arriba.
De esta forma, una parte de los
hidrocarburos llegó a la superficie de la
tierra destruyéndo- se o disipándose, en
tanto que otra parte, como consecuencia
de haber encontrado algún impedimento en
su desplazamiento, se vio atrapado,
constituyendo una acumulación o sea un
yacimiento de hidrocarburos. Entonces, en
un yacimiento, el petróleo y/o el gas ocupan
los pequeños espacios vacíos (poros) entre
las partículas que forman la roca al- macén.
Durante la explotación de un yacimien- to, los
hidrocarburos, como consecuencia de la
diferencia de presiones entre el pozo y la
formación se desplazan gota a gota a través
de los pequeños canales que unen los poros
entre
sí. La cantidad y tamaño de estos canales deter-
agua
petróleo
rocas porosas
mina la permeabilidad de la roca
almacén.
Para que los hidrocarburos se puedan
acumu- lar en un determinado lugar, es
necesario que exista allí una especie de

trampa que puede ser de dos tipos:

- Estructural: producidas por la acción de
los movimientos de la corteza terrestre, que
pro- vocan pliegues o fallas en las capas
sedimentarias.
- Estratigráficas: originadas por variaciones de
carácter sedimentario de la roca almacén.
Cualquiera sea el tipo de trampa, se requiere
que la roca almacén esté cubierta por una
roca impermeable, que actúe de sello e
impida la migración vertical de los
hidrocarburos.
De acuerdo con lo expuesto, las condiciones
necesarias para la formación y
acumulación de los hidrocarburos (rocas
generadoras, rocas almacén, capas
impermeables y trampas) están intimamente
vinculadas a las rocas sedimentarias. Por
esto, los hidrocarburos sólo se encuentran
en regiones cuyo subsuelo sea formado por
un importante paquete (de miles de
metros de espesor) de esas rocas, es decir
en las cuencas sedimentarias.
Por lo tanto, de acuerdo con la teoria más
aceptada del origen del petróleo, se puede
es- tablecer el siguiente principio: los
hidrocarburos sólo se pueden encontrar en
los lugares en que durante el transcurso de las
diferentes Eras Geológicas (Pág. 5) hubo
depositación de ro-
cas sedimentarias y
acumulación de restos
or- gánicos. De esta
forma, queda excluida la
posi- bilidad de
encontrar hidrocarburos
en los otros tipos de
rocas que constituyen
la corteza terrestre
(ígneas y metamórficas),
dado que estas rocas no
tienen las condiciones
necesarias para generar
ni almacenar los
hidrocarburos.
Los sedimentos que los
geólogos creen pue-
den contener
hidrocarburos son del
orden del 40% de la
superficie terrestre del
globo y un porcentaje
mayor de las
plataformas con-
tinentales.
En esta amplia
superficie se han
7

identificado del orden de las 600 cuencas
sedimentarias, de las cuales, 160 han
demostrado ser capaces de producir
petróleo y/o gas.
Si bien estas cuencas se encuentran distribui-
das por toda la Tierra, seis de ellas contienen
dos tercios de todos los hidrocarburos que se
han encontrado, y una, la enorme cuenca que
se centra en el Golfo Pérsico, tiene, ella sola,
más del 50% de las reservas comprobadas y
probables del mundo.
Al año 2000 las reservas del mundo* eran:
Petróleo: 162.000 millones de metros cúbicos
Gas: 147 billones de metros cúbicos. ■
Seis cuencas contienen dos tercios de
todos los hidrocarburos que se han
encontrado, y una, la enorme cuenca
que se centra en el Golfo Pérsico,
tiene, ella sola, más del 50% de las
reservas comprobadas y probables del
mundo.
*Fuente: Oil&Gas Journal.
7

2. Investigación
¿Cómo se buscan los
hidrocarburos?
Los afloramientos naturales de
petróleo y los indicios que éstos dejaron en
la superficie de la tierra, guiaron a los
pioneros de la prospección petrolera a
determinar dónde perforar pozos en la
búsqueda de este preciado recurso
natural.
Si bien pruebas directas de este tipo aún
ayu- dan en la búsqueda de los
hidrocarburos en ciertas zonas remotas, en
la actualidad, las operaciones relacionadas
con la búsqueda y localización de
yacimientos comprenden un programa de
exploración que implica estudios
geológicos y geofisícos que demandan
cuantiosas inversiones y personal técnico
altamente especializado.
No obstante la alta tecnología utilizada, la
ex- ploración petrolera no es una ciencia
exacta sino que incluye una buena dosis de
“arte”, puesto que hasta el presente no se
conoce ningún método científico que pueda
estable- cer con seguridad desde la
superficie, la presencia de hidrocarburos. Por tal motivo, a la hora
de iniciar las perfora-
ciones no se tiene la
certeza absoluta que
se- rán encontrados
hidrocarburos y menos
aún que los volúmenes
hallados serán
comerciales, pues si
bien las nuevas técnicas
exploratorias utilizadas
y el conocimiento de
las cuencas aumentan
las posibilidades, no se
elimi- nan los altos
riesgos de dar con
yacimientos
subcomerciales o
simplemente de no
encontrar ningún
hidrocarburo (pozo
seco).
La decisión de
dónde

perforar
El hecho que los sistemas actuales de investi-
gación en su mayoría sólo dan información
indirecta sobre la existencia de acumulacio-
nes de hidrocarburos, estando en particular
orientadas a determinar la presencia de
“trampas” (una de las condiciones necesarias
para la formación de un yacimiento, siendo
incapaces de determinar con seguridad si en
ella se han acumulado o no hidrocarburos),
es consecuencia de las dificultades inheren-
tes a tratar de localizar acumulaciones de ta-
maño relativamente pequeño a veces a miles
En la actualidad, las operaciones
relacionadas con la búsqueda y
localización de yacimientos
comprenden un programa de
exploración que implica estudios
geológicos y geofisícos que
demandan cuantiosas inversiones y
personal técnico altamente
especializado.
9

El punto de partida
para el
descubrimiento de
hidrocarburos
consiste en el
mapeamiento
geológico de una
región, analizándose
las formaciones
rocosas en el campo
y haciendo la
interpretación
geológica de
fotografías aéreas
e imágenes
satelitales
domo
de sal
trampa
estructural
de metros de profundidad en sedimentos
que han tenido una historia evolutiva que se
desconoce.
Por tal motivo, actualmente la exploración
de hidrocarburos se procesa en bases
científicas. Una secuencia lógica de
operaciones altamente especializadas,
aplicada dentro de una pro- gramación,
aunada a conocimientos previos de la
zona, permiten obtener los datos sufi-
cientes para hacer un pronóstico de las
posibilidades de existencia de
hidrocarburos en un área determinada.
El punto de partida para el descubrimiento
de
trampa
estratigráfica
trampa
hidrocarburos consiste en el mapeamiento
geológico de una región, analizándose las
ex- posiciones de las formaciones rocosas
en el campo y haciendo la interpretación
geológica de fotografías aéreas e imágenes
satelitales. Paralelamente, métodos
geofísicos de reco- nocimiento, tales
como la magnetometría, gravimetría,
electroresistividad y refracción sísmica
permiten definir la configuración es-
tructural de la cuenca sedimentaria.
El estudio por paleontólogos y sedimentólo-
gos de las muestras de las rocas recogidas
permiten conocer datos de la historia de la
cuenca.
La interpretación de los datos geológicos y
geofísicos permite seleccionar las áreas prio-
ritarias, o más promisorias, donde deberán
ser invertidos mayores recursos con el obje-
tivo de obtener detalles suficientes para la
lo- calización de los pozos. En esta etapa
son utilizados mapeamientos geológicos
más es- pecíficos y métodos geofísicos
de mayor precisión como la sísmica de
reflexión, cuya información es de
primordial importancia para detectar las
estructuras profundas. Actualmente la
10

evolución de la tecnología,
10

en especial con aplicación de la sísmica 3D y
el estudios de los llamados atributos sísmi-
cos, resultan “herramientas” de muchas posi-
bilidades en el momento de definir la ubica-
ción de las perforaciones.
Concluida la fase de estudios y delimitadas
las probables zonas productivas, se puede
iniciar la fase más costosa y definitiva de la
Desde estas plataformas, que actúan como
verdaderas islas, se perforan los pozos utili-
zando técnicas similares a las que se
emplean
en tierra firme. ■
Concluida la fase
de estudios y
delimitadas las
probables zonas
productivas, se
puede iniciar la
fase más costosa y
definitiva de la
exploración que
es la perforación
exploración que es la
perforación.
Mientras se realiza la perforación y a fin de
es- tablecer la
potencialidad de las
rocas generadoras y
rocas almacén de
hidrocarburos, se
extraen muestras para
distintos análisis técni- cos (geoquímicos,
petrofisicos y estratigráfi- cos) necesarios
para su evaluación.
Cuando se perfora para detectar acúmula-
ciones de hidrocarburos aún no descubier-
tas, el pozo se llama exploratorio.
Prome-
Torre de perforación
Varilla
Helicópteros y naves,
transportan el personal
desde y hasta los puntos
de perforación costa afuera
Plataforma de perforación
dialmente uno de cada seis encuentra petró-
leo y/o gas y tan sólo en uno de cada cin-
cuenta se encuentran acumulaciones comer-
cialmente rentables.
En las
perfor
acion
es
costa afuera (off-shore) se emplean
gigantescas plataformas móviles, cuyas
características varian de acuerdo a las
condiciones donde se debe operar.

de perforación
Tubo de revestimiento
Taladro
Anclas
11

3. Producción
¿Cómo se
producen los
hidrocarburos?
La fase de explotación
El descubrimiento de un yacimiento no ga-
rantiza por sí solo el éxito ni la rentabilidad
de las inversiones realizadas en la etapa de
investigación, ya que la explotación y pro-
ducción de un yacimiento requiere una
in- yección de capital mayor que la
invertida hasta el momento.
Debe tenerse en cuenta que la cantidad de
petróleo y/o gas hallado es solamente un
fac-
colocándoles las tuberías de producción con
su correspondiente conjunto de válvulas y
manómetros (armadura de surgencia), que
controlan el flujo de petróleo y gas hacia la
superficie.
A medida que declina la presión del
reservo- rio, disminuye la surgencia natural,
por lo que
Croquis del bombeo de un pozo
balancín
casilla del motor
tor, al que deben sumarse las características
de la región, la profundidad del
yacimiento, las instalaciones requeridas
para su extrac- ción, tratamiento y
transporte, valor del petró- leo dentro de 10
ó 20 años según la vida del yacimiento.
Todos estos aspectos deben ser detenida-
mente evaluados y cuantificados a efectos de
definir si realmente vale la pena desarrollar
y explotar el área descubierta.
De considerarse comercialmente rentable el
yaci
mient
o, se
perfo
ran
los
pozo
s
nece
sario
s
biela contrapeso

soporte del balancín
*
Al agotarse casi en su totalidad la presión del gas, se emplea el
el bombeo mecánico
v
a
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ril
la
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de
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o
m
b
e
o
cabeza de pozo
PETRÓLE
O
va
ril
la que conecta el balancín con
la bomba instalada en el
fondo del pozo
entubamiento de aislación
tubería de extracción
bomba de profundidad
constituída por una camisa
especial, válvulas y pistón
capa impermeable
caño filtro para impedir
el paso de la arena
arenisca petrolífera
13

Para la explotación
de yacimientos
costa afuera se
emplean grandes
plataformas
capaces de albergar
la torre de
perforación,
equipos de
procesamiento,
bombas, servicios y
viviendas para
operarios
la extracción se continúa artificialmente em-
pleando distintos medios mecánicos como
por ejemplo bombas del tipo reciprocantes
que se instalan en el fondo del pozo, o
según las características del yacimiento, se
emplean otros sistemas como Gas-Lift, que
consiste en inyectar gas a presión en la
tubería con el fin de alivianar la columna de
petróleo y hacerle llegar a la superficie,
bombas hidráulicas o centrífugas.
Para la explotación de yacimientos costa
afuera se emplean grandes plataformas, la
mayoría de ellas fijas al lecho marino, capa-
ces de albergar la torre de perforación, equi-
pos de procesamiento, bombas, servicios y
viviendas para 200 ó 300 operarios de pro-
ducción.
Tratamiento y transporte
Como el petróleo y/o gas que fluye de un
pozo se halla mezclado con arena, sólidos y
agua salada, se le transfiere a una planta de
tratamiento para su estabilización y depura-
ción de los demás compuestos que lo
acompañan (líquidos de gas natural, agua,
arena, sólidos, etc.).
14

El petróleo estabilizado es trasladado a
tanques de almacenamiento ubicados en
la zona de operaciones y luego por medio
de oleoductos a las refinerías donde se lo
procesa para convertirlo en los
combustibles que usamos a diario
(gasolinas, solventes, etc.).
El gas natural recibe un tratamiento para
sepa- rarlo de líquidos e impurezas para
luego ser bombeado a través de gasoductos
hacia los centros de almacenaje o consumo.
Los oleoductos y gasoductos son largas cañe-
rías de diámetro variable, soldadas por
tramos que se tienden bajo tierra, que
conectan los depósitos instalados en las
zonas productoras con las refinerías o con
los terminales maríti- mos donde se lo carga
en los buques petrole-
14

ros que los transportan a las refinerías de
otras partes del mundo. Estas cañerías son
controladas mediante válvulas de
seguridad, dispo- sitivos electrónicos que
supervisan constante- mente la presión,
temperatura y densidad del fluido en toda su
extensión, para asegurar que el transporte se
efectúa sin riesgos.
E
n
las operaciones productivas en el mar, el
petróleo es estabilizado en instalaciones
montadas en la propia plataforma que está
unida a los pozos que se perforan en el le-
cho marino para luego ser transferido a
terminales en tierra por medio de
oleoductos o
buques. ■
Los oleoductos y
gasoductos son
largas cañerías de
diámetro variable,
que conectan los
depósitos
instalados en las
zonas productoras
con las refinerías o
con los terminales
marítimos

4. Proceso de recepción, refinación y
distribución del petróleo en Uruguay
Recepción del petróleo
El petróleo crudo no es, por sí
mismo, directamente utilizable.
Su transformación en productos derivados
finales requiere una serie de tratamientos
físicos y químicos y pone en operación,
desde que se recibe, un complejo conjunto
de instalaciones.
La recepción del petróleo se realiza en el Ter-
minal del Este, en José Ignacio, Dpto. de
Mal- donado, desde 1982. Ahí se descarga
todo el petróleo crudo que llega al país en
barcos petroleros. Antes de 1982, el crudo
se recibía en el muelle de La Teja. La ventaja
del Terminal es que puede recibirse el
crudo directamente de superpetroleros de
aprox. 150.000 m3
, con lo que se disminuye
el costo de flete. El muelle de La Teja
permite el ingreso de barcos de menor
calado lo que implicaba trasegar crudo de
los superpetroleros a barcos de menor ca-
lado (alijo), lo que implicaba mayores costos.
El terminal se compone de:
■ Una boya de amarre a través de la cual se
conectan los buques tanque al
terminal.
■ Un parque de tanques
para el almacena-
miento del crudo
■ Un oleoducto para enviar
el crudo hasta la
refinería en Montevideo
■ Piletas de agua de 5.000
m3
como depósi- to
para casos de incendio
La boya tiene 10 m de
diámetro, se encuentra a
3.600m de la costa y se
conecta por un lado a los
buques tanque con 2 líneas
de manguerotes flotantes
de aproximadamente 250
m de longitud y 50 cm de
diámetro interno (prome-
dio) cada una y por el otro
al parque de tan-

La transformación del petróleo en
productos derivados finales requiere
una serie de tratamientos
físicos y químicos y pone en
operación, desde que se
recibe, un complejo conjunto de
instalaciones.

Los tanques están
rodeados por un
envallado de
seguridad que
tiene una
capacidad igual a
la del tanque para
que, en caso de
derrame del
mismo, el crudo
no se esparza
incontroladamente
ques por una cañería de acero de 90 cm
(36”) de diámetro interno asentada en el
fondo del mar. En las operaciones de
acoplamiento y demás maniobras
intervienen dos barcos de ANCAP: el ANCAP
VII y el ANCAP VIII, que además cuentan
con equipos para combatir incendios,
generador de espuma mecánica y equipos
anti-polución para controlar derra- mes de
crudo en el mar de hasta 1.000 m3
.
El parque de tanques tiene 8 tanques con
techo flotante de 64 m de diámetro y 24
m de altura que pueden contener 67.000 m3
de cru-
do cada uno. (El techo de los tanques flota a
nivel del líquido y evita que se desprendan
vapores). Además hay un tanque interfase de
5.000 m3
para separar agua del crudo, porque
entre descargas los manguerotes se dejan
lle-
nos de agua de mar. Los tanques están
rodea-
Aprovechamiento promedio de un
barril de petróleo en Uruguay
6.0 supergas
5.0 gasolina bajo octano
18.0 gasolina alto octano
0.4 solventes
2.6 kerosene
40

dos por un envallado de seguridad que tiene una capacidad igual
a la del tanque para que, en caso de derrame del mismo, el
crudo no se esparza incontroladamente.
El oleoducto mide 166 Km. Es una cañería
de
acero especial de 40 cm de diámetro
ubica-2.2 jet fuel
30.0 gas oil
1.4 diesel oil
3.4 fuel oil calefacción
6.5 fuel oil marino
23.0 fuel oil pesado
1.5 asfalto
do bajo tierra, paralelo a la ruta Interbalnearia,
con una estación de bombeo intermedia pre-
vista a la altura del Km 70. El petróleo se
recibe en tanques de la Planta La Teja
destinados para ese fin.
Desde el Terminal del Este se pueden
bom-
41

bear hasta 12.700 m3
/ día. La cantidad
bom- beada depende de las necesidades de
la Re- finería y normalmente se envían
alrededor de
8.000 m3
.
Refinación del petróleo
La refinación del petróleo se realiza en la
refi- nería de la Planta La Teja, que es la única
existente en el país. Para la refinación del
crudo y la obtención de sus derivados, la
refinería consta de varias instalaciones que
pueden clasificarse como:
a. unidades de destilación o fracciona-
miento en las que se separan componen-
tes que existen naturalmente en el crudo
b. unidades de conversión o transforma-
ción en las que se modifica la estructura
molecular de componentes separados por
destilación para darles nuevas característi-
cas.
c. Unidades de tratamiento químico donde
se purifican los productos para que cum-
plan las especificaciones de venta
Unidades de fraccionamiento
La refinación del petróleo comienza con
su
destilación para lograr
fracciones de distintos
puntos de ebullición. El
petróleo es una mezcla
de miles de
hidrocarburos de
distintos ta- maños
moleculares y punto de
ebullición. La ebullición
de un hidrocarburo
depende fun-
damentalmente de su
peso molecular, la se-
paración por puntos de
ebullición, se realiza
durante la destilación y
resulta en una separa-
ción pór el tamaño del
hidrocarburo.

El petróleo es sometido a dos
destilaciones sucesivas. La primera,
llamada atmosférica permite extraer,
por vaporización y posterior
condensación, los componentes más
volátiles como gasolina, nafta pesada,
querosene y gas oil,
quedando en el fondo un residuo que
es sometido a la segunda destilación,
llamada “al vacio”
19

En una instalación de topping completa,
elpetróleo es sometido a dos destilaciones
su-cesivas. La primera, llamada atmosférica se
ha-ce a presión baja, permitiendo extraer, por
va-porización y posterior condensación,
loscomponentes más volátiles como
gasolina,nafta pesada, querosene y gas oil,
quedandoen el fondo de la columna un residuo que
co-rresponde a la fracción no vaporizada y
quees sometida a la segunda destilación,
llamada“al vacio”.
Este residuo, luego de ser calentado en
unhorno a temperatura de 380º a 420º es
parcial-mente vaporizado a presión reducida en
otraLa gasolina es El calor necesario para ese petróleo lo
sumi-
torre de fraccionamiento. Se logra así una
nue- llevada a la torre
estabilizadora, en la que se le
despoja del gas que tiene disuelto y
ese residuo estabilizado u otros
cortes, pueden ser fraccionados en
una torre redestiladora, obteniéndose
diversos solventes
44

nistran los hornos
llevando la temperatura
del producto alrededor
de los 350ºC lo que pro-
voca una vaporización
parcial. La separación de
los vapores se hace en la
columna de frac-
cionamiento, equipada
con platos de burbu- jeo
comunicados entre ellos y
cuyas tempera- turas
respectivas aumentan de arriba hacia abajo.
En la torre de fraccionamiento a vacío se
dispone de tres zonas de relleno ordenado
que permiten lograr un buen fraccionamiento
con baja de presión.
va fracción de gas oil liviano y pesado, que
constituye la carga para el cracking catalítico.
El residuo pesado del fondo de esta torre
constituye una base para fuel oils o
asfaltos, dependiendo del crudo. La gasolina
es des- pués llevada a la torre
estabilizadora, en la que se le despoja del
gas que tiene disuelto y ese residuo
estabilizado u otros cortes, pueden ser
fraccionados en una torre redestiladora,
obteniéndose diversos solventes especia-
les (disán, aguarrás, etc.).
45

Unidades de conversión
El simple fraccionamiento o destilación del
petróleo crudo no da a las refinerías la flexibi-
lidad que necesitan para adaptar su produc-
ción en cantidad y en calidad a los requerí-
mientos del mercado. En particular, la deman-
da de nafta de alto número de octanos no ha
cesado de aumentar. Estos problemas han
si- do resueltos por procedimientos que
consis- ten en modificar la estructura
molecular de ciertos constituyentes del
petróleo para obtener estructuras químicas nuevas y propieda- des
enteramente diferentes.
Cuando este procedimiento se aplica a un corte de nafta pesada en
presencia de un catalizador que favorece o propicia determina- das
reacciones en presencia de hidrógeno, se tiene el proceso llamado
Reforming Catalítico. El mismo aumenta el número de octanos de la nafta
pesada de carga, mediante transforma- ciones químicas de los
hidrocarhuros presen- tes, lográndose un producto final mejorado.
Cuando se trabaja con los gas oils de vacío, con el empleo de la
temperatura, la presión y un catalizador, el proceso se llama Cracking Ca-
talítico. Mediante el mismo se obtiene nafta de

alto número de
octanos y gases
(C3 y C4) para
elaborar el
supergas. Estos
productos de
alto precio son
obtenidos a partir
de un corte pe-
sado de menor
valor. En el caso
de un residuo o
fuel oil viscoso,
que mediante un
proceso en que
se le somete a
alta temperatura y
presión, se logra
un cracking
moderado,
obteniéndose un fuel oil de mucho menos
viscosidad; el procedimiento se denomina
Visbreaking.
21

La mayor parte de
los productos
obtenidos en el
proceso inicial, no
pueden ser
Esquema básico de refinación
ESTABILIZA-P
DORAR
DIETANOL-
AMIDA
ECO
SUPRA
utilizados tal E
18000
F
T
L
N
ISOMERIZACIONH
6000
como se producen
ya que contienen
pequeñas
CRUDO A
S
H
50000
O
P
P
MEROX
I
N
G
DESULFU-
RIZACION
T
OCTETORIZACION
12000 NAFTAS
ESPECIAL
KEROSENE
cantidades de
compuestos
indeseables que
por su
corrosividad o su
reactividad, deben
ser eliminados.
V
A
C
I21000
O
13500 FCCU
(CRACKING)
7000
RECUPERA-
CION DE
LIVIANOS
VISBREAKING
DIETANOL-
AMIDA
FUEL OIL
JET
GAS OIL
LPG
(SUPERGAS, ETC)
BAJO
ASUFRE
BUNKERS
FUEL OILPESADO
ASFALTOS
Unidades de tratamiento químico
La mayor parte de los productos obtenidos
en las unidades antes mencionadas, no
pueden ser utilizados tal como se
producen. Contienen, en efecto, pequeñas
cantidades de compuestos indeseables
especialmente productos sulfurados e
hidrocarburos inesta- bles que por su
corrosividad o su reactividad, deben ser
eliminados. Estos
cortes son
entonces
sometidos a
tratamientos
físicos y
48

químicos, diferentes según su naturaleza y su destino, que cumplirán
con las especificaciones comerciales establecidas. Entre los
procesos mas modernos de tratamiento quí- mico se halla la
hidrodesulfuración que se usa para querosene y gas oíl a fin de
reducir su contenido en compuestos de
azufre. Es- tos son eliminados al ser
tratados con hidró- geno, a alta temperatura
y presión en presencia de un catalizador.
49

Almacenamiento
Ancap cuenta con un gran parque de
tanquesy esferas, además de un Buque tanque
deno-minado Ancap IX.
Parques de tanques y esferas:
Se usan para almacenar el crudo recibido de
Terminal del Este, Productos a reprocesar,
Pro-ductos intermedios y Productos terminados.
Los más grandes tienen capacidad de
21.500m3
. (diámetro= 45m, h= 14m)
Buque Tanque ANCAP IX: como los aditivos son importados y se
com-
El parque
deAbastece las plantas del interior a las que se
puede acceder por el litoral, cargando los
productos en el muelle de La Teja. Tiene
una capacidad de 3.400 m3
y es de bajo
calado, lo que le permite navegar por el río
Uruguay y llegar hasta Paysandú.
En la Planta La Teja funciona también una
fábri- ca de lubricantes. En ella se elaboran y
envasan los lubricantes que comercializa
ANCAP. Los lubricantes se fabrican
mezclando aceites lubricantes con
aditivos. Los aditivos son productos que le
dan a los aceites básicos las pro- piedades
necesarias para las diferentes aplicaciones:
automotores nafta y diesel, motos, marinos,
industriales, etc. Tanto los aceites básicos
pran a proveedores internacionales de acuer-
do a la calidad del lubricante que se quiere
fabricar. Para la compra de las materias
primas se exige que hayan pasado ensayos
realizados con motores en laboratorios
especializados. Esos laboratorios no existen
en el país.
Distribución de productos
La comercialización de los productos se
realiza desde La Teja y desde la planta de
distribu- ción de ANCAP en La Tablada.
Además se tienen plantas auxiliares en el
interior. Distribución en La Teja
Se comercializan:
■ Los llamados “productos negros”: asfaltos,
tanques y esferas

almacena crudo,
productos en
reproceso,
productos
intermedios y
productos
terminados.
23

fuel oil y diesel oil, los dos primeros en
camiones y el tercero en camiones y en
tren.
■ Productos destinados a mercados petro-
químicos y usos especiales como:
solventes (aguarrás, disán y otros),
combustibles para aviación (jet A-1, jet
B, gasolinas) en camiones.
La Planta La Teja tiene un muelle en el que
se pueden recibir y cargar todos los
productos. Distribución en La Tablada
Distribuye el 85 % de la producción de la
re- finería. Los productos llegan desde La Teja
por dos poliductos de 8 Km de longitud y
20 cm de diámetro. Por conveniencia en la
opera- ción, uno de los poliductos se utiliza
solamente para supergas y el otro para los
demás productos, pero los dos pueden ser
usados para todos los productos. Abastece,
junto con La Teja a Montevideo, Canelones,
Maldonado, Rocha y parte de San José,
Florida y Lavalleja. La Planta de La Tablada fue
inaugurada en mar- zo de 1978, su
ubicación es estratégica porque está muy
cerca de las rutas 1 y 5 lo que fa- cilita el
transporte por camiones cisterna a todo el
país. Las
operaciones de
carga se llevan a
cabo en veinte
plataformas de
carga para
53

productos blancos, con treinta picos de carga, y en dos para
supergas con dos picos de carga.
Las operaciones de carga se realizan por un sistema computarizado de
autoservicio. El sistema de computación permite la carga de un
camión de 10.000 lts. en 15 min., brindando seguridad en la operación
y simplificando todo el procedimiento.
Plantas del Interior
Son plantas de almacenaje y entrega ubicadas en distintas zonas del país
y que aseguran una distribución adecuada de los productos en todo el
país a precio uniforme. Abastecen su respectiva zona de influencia por
medio de camiones tanque.
Planta Paysandú: Abastece Artigas, Salto,
Paysandú y Río Negro. Recibe los productos
por vía fluvial y tiene una capacidad total de
almacenaje de 26.000 m3
.
Planta Juan Lacaze (Dpto. Colonia):
Abaste- ce Soriano, Colonia y parte de San
José. Tam- bién se abastece por vía fluvial y
su capacidad de almacenaje es de 8.500 m3
.
Planta Treinta y Tres: Abastece Cerro Largo,
54

Treinta y Tres y parte de Lavalleja. Se
abastece por tren, en vagones tanque de AFE
de 30000 l que descargan en los depósitos
de la planta. Su capacidad de almacenaje es
de 4000 m3
. Planta Durazno: Abastece Rivera,
Tacuarembó, Durazno, Flores y parte de
Florida y Lavalleja. También se abastece por
tren, en vagones tanque de AFE de 30.000 l
que descargan en los depósitos de la
planta. Su capacidad de almacenaje es de
3.680 m3
.
Comercialización:
La comercialización de los productos Ancap se
puede agrupar dentro del siguiente esquema:
Mercado Interno
Las actividades de distribución y comercializa-
ción de los principales productos de Ancap
(gasolinas, gas oil, diesel oil, fuel oil,
solventes) se desarrollan a través de
distribuidores. Cada uno de ellos, a su vez,
cuenta con su red de estaciones de servicios.
Uno de dichos distribuidores es exclusivo
del sello ANCAP, contando con más de 200
estaciones de servicios distribuidas en todo
el territorio de la República. Mercado de
combustibles marinos – Bunkers ANCAP
trabaja en el desarrollo permanente de este
importante mercado como acción de
complemento en el fortalecimiento regio-
nal e internacional de la imagen
corporativa de la empresa.
Asfaltos
Ancap elabora a partir de determinados cru-
dos cuatro tipos de asfaltos, los que comer-
cializa a través de su planta de almacenaje de
La Teja.
Lubricantes
Ancap a través de su planta de elaboración
y envasado de lubricantes entrega al
mercado un volumen considerable de
productos, ocu- pando una posición de
liderazgo en el mismo con una
participación que se encuentra en el
entorno del 40 %.
ANCAP cuenta con
más de 200
estaciones de
servicios
distribuidas en
todo el territorio
de la República

Principales derivados del petróleo
Disolvente
de la goma
Carburante
Extractor
de drogas
Jabón de
Alcohol
isopropílico
Alcohol
butílico
Acetato
de etílico Gas
combustible
Naftaleno
Eter de
Gas
licuado
Gomas
Tintas
Pinturas Explosivos
Super
de aviación nafta Diluyente
Alcohol
hexílico
Alcohol
etílico
petróleo
Dicloro
etileno
Carburante
para motores
Benzol Tolueno
carburante
de aviación
Gas de nafta
para máquinas
de las lacas
Nafta para
quitamanchas
Alcohol
amílico
Acido
Alcoholes
Combustibles
Comustóleo
para diesel
Combustible
Solvente
de aceites
grasos
sulfúrico
Acido
sulfhídrico
Carburante o
combustible
para motores
Aceites para
calefacción
industriales
Grasa espesa
Grasa para
Aceite para
para tractores
iluminación
de barcos
Kerosene
Aceites
Naftas
Gasóleo
Grasa espesa
para engranajes
para ejes agujas de
cambio
Grasa
para
molinos
Insecticidas
Aceite para
engranajes
Aceite para
Combustible
para estufas
Grasa
refinados
Aceite para
turbinas
Conservativo
de la madera
Combustible
Grasa que
componen
los acietes
Aceite para
mangas
Aceite para
cilindros
Aceite para
válvulas Aceite
negro
Aceite
para uso
livianos
Grasa del
aceite
ejes livianos
Aceite
para
medidores
lubricante
Aceite para
máquinas de
refrigeración
Aceite de
Aceite para
templar
para
calderas
Combustóleo
de residual
Asfalto para
aglomerar
Asfalto para
pavimentos
Saturante
para
enripiar Base para
pinturas
Aceite
para
doméstico Aceite Aceite para
compresor
Aceite
tinta de
imprenta
Aceite
para pisos
motores para envases
de huevos
envases
de frutas Aceite
medicinal
Aceite
para
husos
Aceite para
agujas de
cambio
Aceites
lubricantes
Revestimientos
para techos
Asfaltos
rebajados
Asfalto a
prueba
de agua
Asfalto
aislador
Asfaltos
oxidados
Aceite
para
confiteros
Cremas
Pomadas
Ungüentos
Cera
chicle
Aceite
técnico
Aceite de
flotación
a vapor
Asfaltos
oxidados
Coque para
escobillas
Coque para
combustible
Asfaltos
líquidos
Bases para
emulsiones
Ungüentos
Cera para
papel
Cera para
cartón
Cera
aisladora Cera para
pesado
Coque Coque para
Cremas
Lubricantes
Cera para
fósforos
grabador
cera medicinalCera para
envases
Acido
naftánico Combustóleo
electrodos
Pomadas
Petrolato
Revestimiento
Gelatina
de petróleo
Revestimiento
para metales
Cera para

lavandería
Cera para Cera para Agente
Agente de los
sedimentos
ácidos
para cables
bujías
Bujías
repostería emulsivo
Agente
emulsivo Agente de
saponificación
Sulfato de sodio

5. Petroquímica
La petroquímica es una industria
nueva, relativamente reciente ya
que se desarrolló a partir de la
Se-
gunda Guerra Mundial. Oficinas técnicas la han
definido como la industria que produce com-
puestos orgánicos sintéticos, de uno o más
áto- mos de carbono en su molécula, que son
obtenidos a partir de fracciones de petróleo
y son destinados a materia prima para la
industria quí- mica. Antes del conflicto mundial
aludido ya se conocía la aptitud de algunos
hidrocarburos del petróleo para producir
compuestos orgánicos sintéticos pero recién
en los últimos 30 años la petroquímica cumplió
una evolución asombrosa. Para dar una idea
aproximada de esa evolución consignemos que
la producción de artículos quí- micos a partir del
petróleo representa en los Esta- dos Unidos un
50 por ciento del total de todos los productos
químicos producidos. Los hidrocarburos del
petróleo que dan base a la petro- química
componen un variado espectro que va del
metano hasta los de muy elevado peso mole-
cular. Entre los más importantes
hidrocarburos que constituyen materia prima
de esta industria
corresponde nombrar al
etileno, propileno y, en
menor proporción, el
metano, el benceno y el to-
lueno. El mayor porcentaje
de materia prima está
representado por el etileno,
al que sigue en im-
portancia el propileno.
Los productos finales
obtenidos de estos hidro-
carburos por la industria
petroquímica son de una
riquísima variedad. Citemos
entre los más conocidos:
plásticos, caucho sintético,
resinas, solventes
industriales, fibras para
tejidos, explosivos y fluidos
diversos. Corresponde
también consig- nar el
amoníaco y azufre.
La industria petroquímica
58

ha hecho accesible a grandes sectores de
población -en razón del bajo precio de sus
productos- artículos que ante- riormente eran
privativos de unos pocos. Resinas sintéticas y
plásticos entran en la elaboración de numerosos
productos de uso común. Entre los plásticos se
cuentan el polivinilo, el polietileno y el
poliestireno, que se utilizan para fabricar fibras
textiles vulgarmente conocidas como nylon, per-
lón y dacrón. Otra de las ramas de la petroquími-
ca, de gran aplicación y utilidad, es la que elabo-
ra fertilizantes, herbicidas e insecticidas. ■
Los hidrocarburos
del petróleo que
dan base a la
petroquímica
componen un
variado espectro
que va del metano
hasta los de muy
elevado peso
molecular. Los
productos finales
obtenidos de estos
hidrocarburos por
la industria
petroquímica son
de una riquísima
variedad
59

Derivados de la Petroquímica
BENCENO
CICLOHEXANO-OL-ONA
CUMENO
FENOL
CAPROLACTA
MA ACIDO
ADIPICO
HMD
NYLON 6
NYLON 56
ALKYL FENOLES
PENTACLOROFE
NOL
RES. FEN. FORM. Y EPOXI
24 D
ANHIDRIDO MALEICO
BISFENOL
RESINAS POLIESTER-
MOLDEAR RESINAS
ALQUIDICAS
ACIDO
FUMALICO
ETILBENCENO
SBR
LATICES ESTIRENO
BUTADIENO POLIESTIRENO
6P Y HI
S
A
N
MONOCLOROBENCENO
O Y P
DICLOROBENCENO
HEXACLOROBENCE
NO
HEXACLOROCICLOHEX
ANO DODECIL
NECENO
DDT
SOLVENTE Y
MATAPOLILLA
FUNGUICIDA
INSECTIC
IDA
DETERGE
NTE
60

TOLUENO
XILENOS
CLORURO DE BENZILO
DISOCIANATO DE
TOLUENO
PLASTIFICA
NTE
POLIURETA
NOS TNT
SOLVE
OXILENO
DISOCIANATO DE TOLUENO
ANHIDROFTAL
ICO DMT
PLASTIFICANTES
(RESINAS
ALQUIDICAS)
SOLVENTES
RESINAS POLIESTER-FIBRAS
AROMATICOS
PESADOS
SOLVENTES
REFORMIN
G
CATALITIC
O OPIROLISIS
DE NAFTAS
61

CLORURO DE ETILO
DICLOROETANO
CLORURO DE VINILO
ETILENGLICOLES
POLIETILENO B.D.
POLIETILENO A.D.
T.E.L.
PVC
(RESINA POLIESTER-FIBRAS)
ETI
LE
NO
O
X
A
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2 ETIL HEXANOL
ANHIDRID
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PROPILENO
OXIDO DE
PROPILEN
O
PROPILEN
GLICOLES
ACRILONI
TRILO
POLIURET
ANOS
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Ó
N

6. Exploración de hidrocarburos
realizada por ANCAP
1) Exploración en el Uruguay
Primera campaña sistemática
Los estudios geológicos preliminares que
sobre todo el país llevó a cabo el
Institu-
to Geológico del Uruguay, constituyeron la fuente de
información básica sobre la geología nacional tanto
en lo que se refiere a los datos de superficie como
del subsuelo.
Con base en ésta información primaria, ANCAP llevó
adelante estudios específicamente enfocados hacia la
investigación de la existencia de hidrocarburos en
nuestro subsuelo, definiendo, en primer término, las
cuencas sedimentarias con interés potencial en nuestro
territorio continental.
En el período comprendido entre los años 1948
y
1959, se realizó el primer programa sistemático de
in- vestigación. En el marco del mismo, se llevaron a
cabo relevamientos y estudios geológicos,
complementa- dos con levantamientos geofísicos
(gravimetría; mag- netometría y ensayos sísmicos)
sobre una superficie de
56.000 Km2
que, una vez procesados e interpretados,
permitieron definir las características fundamentales
de las cuencas
sedimentarias
continentales.
La evaluación de los
prospectos definidos
requería de pozos,
por lo que se
dispuso la
realización de una
campaña de
perforaciones
exploratorias
profundas,
31

controladas con los mejores equipamientos del momento, que permitieron obtener
información real, con la cual se realimentó el proceso iterativo que implica la
exploración.
En ésta primera campaña se perforaron 24 pozos exploratorios, acumulándose un
total de 27.913 metros perforados, siendo el pozo más profundo el Sauce-1 que
alcanzó los 2.460 metros. Todos los pozos fueron declarados “secos”, es decir que en
ningún caso se puso de manifiesto la presencia de hidrocarburos.
Segunda campaña sistemática
Los avances tecnológicos y los resultados de una revi- sión de la información realizada
por el Instituto Francés del Petróleo, llevó a que en 1975 se concretase un convenio
con YPF de la República Argentina para la ejecu- ción
del levantamiento de datos sísmicos de reflexión en
la cuenca Santa Lucía, así como un ensayo de apli-
cación de este método en la cuenca del Noroeste.
Los trabajos encarados, basados en los resultados
obtenidos en la primer campaña, se localizaron
en las áreas profundas de la cuenca (donde el
paquete sedimentario depositado superaba los
1.000 metros de espesor) levantándose 620 Km de
perfiles sísmicos de reflexión sobre unos 4.000 Km2
,
que corresponden a las zonas de interés para los
estudios.
66

El objetivo final de estos trabajos, fue el confirmar
la presencia de estructuras geológicas cerradas que,
por sus características, fuesen capaces de dar lugar
al en- trampamiento de los hidrocarburos que se
pudiesen haber generado en las partes más
profundas de la cuenca.
Los prospectos más promisorios, fueron San Bautista y
Tala, ubicados en la subcuenca Norte, a los cuales
se decidió investigar mediante perforaciones que se
rea- lizaron con el equipo de ANCAP y la asistencia
de YPF. Los pozos, controlados con la mejor
tecnología para la detección de hidrocarburos
disponible al momento, fueron evaluados y
declarados “pozos secos”, lo que llevó a suspender
los trabajos exploratorios en ésta cuenca.
Estudios recientes en la cuenca del Noroeste.
La presencia de importantes mantos basálticos en
superficie, ha dificultado la utilización de los
métodos geofísicos convencionales en la
exploración de las cuencas que presentan ésta
particularidad, como es el caso de la cuenca Paraná,
de la cual es parte nuestra cuenca del Noroeste. Sin
embargo, desde el comien- zo de la década de los
ochenta, el desarrollo de téc- nicas especiales ha
permitido el levantamiento de perfiles sísmicos de
reflexión.
La calidad de los datos geofísicos logrados en
sectores de la Cuenca del Paraná en Brasil mediante
la aplica- ción de estas técnicas, determinó retomar la
prospec-
ción de hidrocarburos en la cuenca del
Noroeste.
El relevamiento sísmico se concretó entre 1984 y
1985, efectuándose el levantamiento de 1.650 Km de
perfiles sísmicos, sobre un área de más de 12.000
Km2
en los departamentos de Artigas y Salto.
Procesados los datos en Houston, se decidió la
realiza- ción de perforaciones exploratorias a efectos
de investigar cuatro de las estructuras geológicas
detectadas por la sísmica.
Se suscribió un nuevo convenio con YPF S.E. de
asistencia técnica y suministro de materiales, entre
1986 y
1987 se completaran las cuatro perforaciones (Pelado;
Yacaré, Belén e Itacumbú). Luego de ser
cuidadosa- mente evaluadas, fueron declaradas
“pozos secos” de- cidiéndose la suspensión de los
trabajos exploratorios.
En el período
comprendido entre
los años 1948 y
1959, se realizó el
primer programa
sistemático de
investigación que
permitió definir
las características
fundamentales de
las cuencas
sedimentarias
continentales.

Los objetivos
primarios
perseguidos con
las perforaciones
fue confirmar o
corregir las
hipótesis y
modelos
geológicos de
modo de
incrementar el
conocimiento de la
cuenca
Exploración de la Plataforma
Continental.
Aunque del punto de vista geológico-petrolero, la
plataforma continental uruguaya estaba totalmente
inex- plorada a mediados de la década de los
sesenta, los resultados de un relevamiento de datos
de refracción a nivel continental mostraban que una
potente cuenca sedimentaria, con espesores que
sobrepasaban los
5.000 metros, se desarrollaba en agua juridiccionales
uruguayas.
El conocimiento de ésta información, determinó que a
partir de 1964, ANCAP recabase la opinión de diversos
geólogos y geofísicos de reconocido prestigió interna-
cional para finalmente en 1969, promover la ejecución de
levantamientos geofísicos en la plataforma continental.
Fue así que se concretó el levantamiento de 5.254
Km de perfiles sísmicos, en dos etapas, sobre un área
del orden de los 73.000 Km2
. Una vez procesados y
evaluados los datos, confirmaron la presencia de
zonas estructuradas que ofrecían perspectivas de
interés para una exploración petrolera.
Dado el elevado costo y alto riesgo de una
campaña de exploración costa afuera se decidió
llamar a Con- curso de Exploración y Explotación de
Hidrocarburos en la Plataforma Continental. En agosto
de 1975 se fir- mó un contrato con la empresa
ganadora, CHEVRON (USA), y a mediados de junio
de 1976 se iniciaron las perforaciones, completando
dos pozos, el “Lobo-1” que alcanzó los 2.713 m. de
profundidad y el “Gavio-
68

tin-1” que llegó a los 3.631
m. Ambos pozos, luego de
evaluados, fueron declarados
“pozos secos” y aban-
donados.
Los objetivos primarios
perseguidos con estas
perforaciones eran la
confirmación o corrección
de las hipó- tesis y modelos
geológicos empleados en la
interpre- tación de los datos,
de modo de que en el proceso in- teractivo se
fuese incrementando el conocimiento de la
cuenca.
Este proceso se interrumpió en 1978 cuando
Chevron abandonó el área, pero ANCAP, a su
cargo, continuó con los trabajos de
reinterpretación y se ejecutó un nuevo
levantamiento sísmico de 1.400 Km en las proxi-
midades del talud, con el objetivo de definir las
estructuras profundas que se esbozaban en la
información disponible.
En 1987 se logró un acuerdo de cooperación
técnica suscrito con la empresa PETROCANADA,
concretándo- se un importante trabajo que establece
los lineamien- tos de los futuros pasos de la
exploración de la plataforma continental.
La continua evolución tecnológica de la exploración y
explotación de hidrocarburos en el costa afuera, ha
posibilitado el desarrollo de yacimientos en aguas
profundas (mayores a 500 m. de lámina de agua) y
aún ul- traprofundas (mayores a los 1.000 m. de
lámina de agua). Los gigantescos yacimientos
descubiertos en aguas profundas de Brasil, así como
en la costa occi-
33

dental de Africa dan pauta del potencial existente en
estas zonas, hacia las cuales está enfocado gran
parte del interés de las empresas petroleras.
Esta situación y los resultados del estudio conjunto
sobre éstas zonas realizado entre BRASPETRO, YPF y
AN- CAP en 1998-1999, determinó la necesidad de
lograr nueva información sísmica, de última
generación, sobre ésta zona. En este sentido se
ha concretado un Acuerdo con la Compagnie
Generale de Geophysique (CGG), una de las
empresas especializadas de mayor renombre a nivel
mundial, para el levantamiento de
10.000 Km de perfiles sísmicos aguas juridiccionales
uruguayas entre las isobátas de 50 a 4.000 m., que
po- sibilitará, además de lograr la información
sísmica sin costo para ANCAP, la promoción de
nuestro costa afuera entre las más importantes
empresas petroleras del mundo.
2) Exploración de hidrocarburos en el
exterior En paralelo con el esfuerzo exploratorio en
el país, AN- CAP decidió atenuar el riesgo inherente
a la explora- ción de hidrocarburos aplicando una
técnicas empre- sarial, consistente en la diversificación
geográfica de las inversiones y participando en
diversos proyectos aso- ciada a otros empresas
petroleras.
Ecuador
En 1987 ANCAP, por primera vez en su historia,
resol-

vió participar en la
exploración petrolera
fuera del territorio
nacional. Participó
conjuntamente con
las empresas
estatales
PETROCANADA Y
ENAP (Chile) en la
bús- queda de
petróleo en
Ecuador.
Bajo la modalidad de
una “Joint Venture”
se exploró el Bloque
N° 9 del Oriente de
Ecuador. Se
perforaron dos
pozos exploratorios denominados “Cachiyacu” y “Go-
londrina”. Ambos fueron abandonados con
produc- ción subcomercial de petróleo pesado.
Argentin
a
Continuando con las acciones tendientes a consagrar
la integración vertical de la empresa, en la que la
pose- sión de yacimientos y producción propia de
hidrocarburos es la etapa más significativa, ANCAP a
través de PETROURUGUAY S.A., la cual controla,
comparte actualmente la exploración y explotación
de tres áreas productivas y dos en exploración.
Las actividades están orientadas al desarrollo de los
importantes yacimientos de Borde Montuoso y
Aguada de la Arena, descubiertos en la cuenca
Neuquina y a incrementar las producciones de
petróleo y gas en las otras áreas. El resultado de
estos emprendimientos ha determinado que ANCAP,
a través de PETROURUGUAY, por primera vez en su
historia es productor de gas y petróleo, lo que le
permite alimentar con producción propia el
suministro de gas natural a la ciudad de Pay- sandú
por el gasoducto del litoral.

Bolivia
El excelente potencial hidrocarburífero que presenta
la geología de Bolivia, aunado al nuevo marco legal
que reglamentó el otorgamiento de contratos
petroleros a partir de 1997 , así como a la
construcción del gasoducto a Brasil que tornaba
viable la comercialización del gas, abrió una serie de
expectativas sobre las áreas ofrecidas en este país.
En este marco, PETROURUGUAY decidió participar
aso- ciado a la empresa PAN AMERICAN ENERGY en
la ex- ploración del Bloque Ustárez en la cuenca del
Chaco. Habiendo perforado un pozo exploratorio
que no pu- do confirmar la comercialidad de los
hidrocarburos detectados por problemas
operacionales, se restituyó el área en Diciembre de
2000 .
GAS NATURAL
Gasoducto Cruz del Sur
El Gasoducto Cruz del Sur se inauguró el 29 de
noviembre de 2002 y transporta gas natural desde Ar-
gentina para abastecer a localidades en los
Departa- mentos de Colonia, San José, Canelones y
Montevideo, centrales termoeléctricas y los dos
distribuidores loca- les de gas por cañerías.
El Gasoducto parte de las cercanías de Punta Lara
(Pro- vincia de Buenos Aires, Argentina), cruza el Río
de la Plata en forma subfluvial hasta un punto
ubicado a
23 Km al este de Colonia, y luego sigue en forma
sub- terránea hasta la ciudad de Montevideo y
adyacencias. Tiene una longitud de 210 kilómetros
de gasoducto principal construido con tubo de
acero de 60 a 70 centímetros de diámetro y otros
200 Kilómetros en ra- males de aproximación.
Gasoducto del Litoral
El gasoducto del Litoral, inaugurado el 23 de
octubre de 1998, transporta gas desde la provincia
argentina de Entre Ríos hasta la ciudad de Paysandú y
alrededores. El gasoducto es propiedad de ANCAP
quien es tam- bién responsable de su operación y
mantenimiento. Este gasoducto de 10” de diámetro
y 20 Km de longitud abastece las plantas de
cemento y alcohol de AN- CAP, las grandes industrias
de Paysandú y el ‘city gate’desde donde se alimenta
la red de distribución.

Historia de la refinería de ANCAP

1931 En el año 1931 se creó por ley la Administra-
ción Nacional de Combustibles, Alcohol y
Portland.
Dentro de sus cometidos, estaba la produc-
ción de gasolinas y demás derivados del
petróleo. En esos años la demanda anual al-
canzaba a un volumen total de 300.000 m3
.
1934 En el año 1934 se firmó con la firma Foster
Wheeler para la construcción de la primera
refinería, que se puso en operación en el año
1937. Estaba constituida por una unidad de
Topping de 600 m3
/d, una unidad de Crac-
king Térmico de 190 m3
/d de carga y unida-
des de tratamiento de gasolinas y kerosene,
usina de vapor y centrales de bombeo.
1943 Al incrementarse la demanda a partir de
1943, la Unidad de Cracking Térmico se
transformó en Unidad de destilación prima-
ria y se incrementó la capacidad de la Uni-
dad de Topping hasta alcanzar entre las dos a
unos 2.000 m3
/d de procesamiento de pe-
tróleo. Simultáneamente se comenzó la pro-
ducción de gas licuado de petróleo, intro-
duciendo en el mercado un nuevo combus-
tible.
1950 En el año 1950 se agregó una nueva unidad
de Topping y Vacío con capacidad de
1.500 m3
/d.
Al fin de la década se presentaron a ANCAP
nuevos problemas: Incremento de la de-
manda general; la necesidad de atender la
demanda de gasolinas de alto número de
octano; y la conveniencia de utilizar petró-
leos con mayor contenido de azufre y me-
nor precio.
1959 En el año 1959 se comenzó una expansión
completa de la Refinería basada en : Unidad de
Topping de 4.500 m3
/d; Unidad de Va- cío
de 1.600 m3
/d; Recuperación de gases;
Tratamiento de gasolinas, a lo cual y ya ini-
ciada la obra agregó Unidad de Desulfura-
ción de destilados medios y obras comple-
mentarias principales, como la Central de
generación de energía eléctrica y vapor de
3.600 kw a 6.300 v, etc.
1962 Estas unidades se pusieron totalmente en
funcionamiento en 1962.
1988 En el transcurso de los años, se efectuaron
distintas modificaciones y ampliaciones a las
unidades, hasta que en 1988 se consideró
necesario realizar una modernización com-
pleta.
1993 Fue entonces que se realizó la última modi-
ficación importante a las instalaciones de la
Refinería La Teja, las que tuvieron lugar du-
rante los años 1993 y 1994. En ese lapso, se
cambió la Unidad de Craqueo Catalítico por
un convertidor R2R totalmente nuevo con
tecnología del Instituto Francés del Petróleo.
Este nuevo diseño permite el procesamien- to
de cargas residuales posibilitando un au-
mento de la conversión de la Refinería. Adi-
cionalmente se instaló una Unidad de Visco-
rreducción para disminuir el consumo de
aceites diluyentes para fuel oil. Otros cam-
bios estuvieron relacionados con el aumen- to
de la eficiencia de fraccionamiento y re-
cuperación de calor en la Unidad de Desti-
lación Atmosférica y Vacío y en la instrumen-
tación de control distribuido de las Unida-
des de la Refinería.

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