Petroperú ¿Quiénes somos? Historia La industria del petróleo y sus derivados está compuesta por actividades de muy alta especialización, como la refinación del crudo para obtener los derivados utilizados como combustibles. Petroperú tuvo, desde su fundación –24 de julio de 1969 –, protagonismo en la economía del país. Superó con éxito los grandes desafíos que le pusieron al frente las condiciones políticas, administrativas y macroeconómicas. Apenas creada la empresa, debió afrontar un reto que definió su perfil: operar y mantener casi toda la compleja industria del petróleo del país con personal propio y sin apoyo técnico de la comunidad petrolera internacional, que se negó a colaborar debido a que en el país se había puesto en marcha un proceso de nacionalización. El resultado confirmó la capacidad de los trabajadores, técnicos y profesionales peruanos, que lograron abastecer permanente y sostenidamente la demanda nacional de combustibles. Así, se evitó una crisis de abastecimiento. Se logró progresivamente el autoabastecimiento petrolero, gracias a los históricos descubrimientos de los yacimientos en la selva norte y la construcción de la impresionante obra de ingeniería que constituye el Oleoducto Norperuano. Petroperú conquistó y mantuvo el liderazgo en el mercado de lubricantes, en el que incursionó con tecnología propia, en directa competencia con marcas internacionales de gran prestigio. Somos la empresa estatal más importante del Perú. Nos hemos posicionado como la empresa pionera, líder y emblemática del país. Desde nuestra creación, hemos cumplido la enorme responsabilidad de abastecer de combustible a todo el territorio nacional, y mantener una política de mejora continua y protección ambiental como parte de la estrategia de desarrollo sostenible.
» Año 1968 - 1969 1968
9 de octubre: Mediante Decreto Ley 17066 se expropia el Complejo Industrial de Talara y se encarga su administración a la Empresa Petrolera Fiscal.
1969
24 de julio: Mediante Decreto Ley 17753 se cambia el nombre de Empresa Petrolera Fiscal por el de Petroleos del Perú y se le adjudica el Complejo Industrial de Talara y anexos. 22 de agosto: Mediante Decreto Supremo 014-EM/DGH el gobierno encarga al Ministerio de Energía y Minas la culminación de la expropiación de los bienes de la IPC situados en el territorio nacional.
» Año 1971 - 1975 1971
El 16 de noviembre comienza el funcionamiento del pozo Corrientes X-1, el primero perforado por PetroPerú. Se firman con diversas compañías de prestigio internacional contratos de operaciones bajo el llamado “Modelo Perú”. Mediante él se establece que el Estado peruano es dueño absoluto de
todo el petroleo que se produce y de todas las reservas que se encuentren. Todas las inversiones, costos y riesgos serán de la exclusiva cuenta del contratista , a quien PetroPerú pagará en el campo un porcentaje no mayor al 50% del petroleo producido. Se amplia la capacidad de la refinería La Pampilla en un 50%, de 20 mil a 30 mil barriles diarios tratados.
1972
En el campo de la petroquímica se produjo la iniciación de la industria de los fertilizantes sintéticos. Se haya petróleo en el primer pozo perforado en la selva norte, el Corrientes X-1 (Trompeteros). La noticia despertó el júbilo de la población del país. La firma de cinco contratos con importantes compañías y consorcios petroleros elevó a nueve el número de contratos de operaciones suscritos por Petroperú. En setiembre se firman los contratos de financiación para la construcción y montaje del Complejo de Craqueo Catalítico de Talara. Se adjudicó a Toyo Engineering Corporation de Japón la construcción del Complejo de Fertilizantes de Talara.
1973
22 de octubre: Se inauguró la nueva sede en la equina de paseo de la República y Canaval y Moreyra. El 20 de diciembre se abre por primera vez la Galería de Arte con una exposición de óleos y acuarelas del pintor peruano Jorge Vinatea Reinoso.
1974
En octubre se inauguró la Unidad de Craqueo Catalítico Fluido que ha modernizado la Refinría de Talara.
1975
Se inician los trabajos de la planta de solventes de Talara. Inauguración del Complejo de Fertilizantes de Talara. Se culminaron los primeros estudios de investigación de la recientemente creada Área de Investigación y Desarrollo.
» Año 1968 - 1969 1968
9 de octubre: Mediante Decreto Ley 17066 se expropia el Complejo Industrial de Talara y se encarga su administración a la Empresa Petrolera Fiscal.
1969
24 de julio: Mediante Decreto Ley 17753 se cambia el nombre de Empresa Petrolera Fiscal por el de Petroleos del Perú y se le adjudica el Complejo Industrial de Talara y anexos. 22 de agosto: Mediante Decreto Supremo 014-EM/DGH el gobierno encarga al Ministerio de Energía y Minas la culminación de la expropiación de los bienes de la IPC situados en el territorio nacional.
» Año 1971 - 1975 1971
El 16 de noviembre comienza el funcionamiento del pozo Corrientes X-1, el primero perforado por PetroPerú. Se firman con diversas compañías de prestigio internacional contratos de operaciones bajo el llamado “Modelo Perú”. Mediante él se establece que el Estado peruano es dueño absoluto de
todo el petroleo que se produce y de todas las reservas que se encuentren. Todas las inversiones, costos y riesgos serán de la exclusiva cuenta del contratista , a quien PetroPerú pagará en el campo un porcentaje no mayor al 50% del petroleo producido. Se amplia la capacidad de la refinería La Pampilla en un 50%, de 20 mil a 30 mil barriles diarios tratados.
1972
En el campo de la petroquímica se produjo la iniciación de la industria de los fertilizantes sintéticos. Se haya petróleo en el primer pozo perforado en la selva norte, el Corrientes X-1 (Trompeteros). La noticia despertó el júbilo de la población del país. La firma de cinco contratos con importantes compañías y consorcios petroleros elevó a nueve el número de contratos de operaciones suscritos por Petroperú. En setiembre se firman los contratos de financiación para la construcción y montaje del Complejo de Craqueo Catalítico de Talara. Se adjudicó a Toyo Engineering Corporation de Japón la construcción del Complejo de Fertilizantes de Talara.
1973
22 de octubre: Se inauguró la nueva sede en la equina de paseo de la República y Canaval y Moreyra. El 20 de diciembre se abre por primera vez la Galería de Arte con una exposición de óleos y acuarelas del pintor peruano Jorge Vinatea Reinoso.
1974
En octubre se inauguró la Unidad de Craqueo Catalítico Fluido que ha modernizado la Refinría de Talara.
1975
Se inician los trabajos de la planta de solventes de Talara. Inauguración del Complejo de Fertilizantes de Talara. Se culminaron los primeros estudios de investigación de la recientemente creada Área de Investigación y Desarrollo.
» Año 1976 - 1979 1976
La capacidad de refinación se incrementó con la ampliación del potencial de procesamiento de La Pampilla en 65 mil barriles diarios. Con este incremento La Pampilla se convierte en la refinería más grande de la costa del Pacífico Sur con una capacidad total de 102 mil barriles diarios. Se incorpora el buque tanque “Trompeteros” construido por el SIMAC con 25 mil toneladas de
capacidad. Cerca de fin de año se inició la construcción del Ramal Norte del Oleoducto Norperuano.
1977
24 de mayo: Inició operaciones el Gran Sistema del Oleoducto Norperuano con un recorrido de 856 kilómetros que concluye en la Terminal de Bayóvar. Se concluyó con la ampliación de la refinería La Pampilla cuya capacidad de procesamiento aumentó a los 100 mil barriles diarios. La producción anual de hidrocarburos registró otro record con 33 millones de barriles, 19.3% más que el año anterior.
1979
El acontecimiento más relevante de 1979 fue la consolidación de Petroperú y del país como exportador de hidrocarburos.
» Año 1980 - 1985 1980
Se concluye la renegociación de contratos para operaciones petroleras con Occidental Petroleum, Belco Petroleum y el consorcio Occidental-Bridas
1981
Se concluye la renegociación de contratos para operaciones petroleras con Occidental Petroleum, Belco Petroleum y el consorcio Occidental-Bridas
1982
Se concluyeron con los trabajos de construcción del ramal Nueva Esperanza-Capirona del Sistema del Oleoducto Norperuano. Se concluyó los trabajos de construcción de la nueva refinería de Iquitos. La política de precios para los combustibles controlados se tradujo hasta en ocho aumentos en los precios de los combustibles.
1984
La producción de petroleo crudo alcanzó un promedio de 60,763 barriles por día, el máximo histórico desde la creación de Petroperú, y que significó un incremento de 21% en relación a 1983. La refinación también alcanzó un record, llegando al 91% de su capacidad instalada. Las refinerías de Petroperú procesaron la mayor carga registrada desde el inicio de sus operaciones, con un total de 170,200 barriles diarios. Se descubre el yacimiento gasífero de Camisea por parte de la compañía Shell.
1985
Agosto: El presidente García anuncia desde Tacna que por Decreto Supremo 389-85-EF se declaraba rescindidos los contratos vigentes con las empresas Belco Petroleum Company, Occidental Petroleum Corporation y Consorcio Occidental-Bridas. Se autoriza al Ministerio de Economía y Finanzas y Petroperú a iniciar negociaciones de nuevos contratos. No se llegó a un acuerdo con Belco Petroleum Corporation y deja sus actividades en el Perú. La producción de petroleo alcanzó un nivel histórico de 67,809 barriles diarios, superior en 12% a la producción del año anterior.
» Año 1986 - 1989 1986
El descubrimiento de grandes reservas de gas natural en la Selva Sur, pasó a ser durante 1986 el suceso más afortunado para la industria petrolera nacional y uno de los más positivos pera las expectativas peruanas de mayor crecimiento y desarrollo económico en el futuro cercano. La inestabilidad del mercado mundial del petróleo y la caída violenta de los precios constituyó un serio reto para la industria nacional. Las cotizaciones del crudo disminuyeron de 26 dólares a principios de año, hasta un nivel por debajo de los 10 dólares a fines de julio, para luego experimentar una mejoría hacia finales de año. Esta situación tuvo repercusiones negativas para la industria petrolera peruana y para la economía nacional que, como exportadora de crudo y derivados, vio considerablemente mermados sus ingresos por la menor cotización de los hidrocarburos en el mercado externo. A pesar de los limitados recursos y el reducido número de contratistas que operan en nuestro país, se logró descubrir yacimientos de gas natural en el Lote 42. El hallazgo de la Shell tal vez sea, como unidad, el más importante descubrimiento de ese recurso energético que se haya hecho hasta hoy en esta parte del continente. Además de gas natural no asociado, se localizó allí importantes volúmenes de gas condensado. A juzgar por su volumen, potencial y sus características, el depósito de gas natural del Lote 42 debe convertirse ene. Principal recurso energético para el futuro próximo y en insumo básico de una diversificada industria petroquímica. Petróleos del Mar, PETROMAR S.A. fue creada como filial de Petróleos del Perú por Decreto Legislativo Nº 365 del 10 de enero de 1986, con el objeto de desarrollar actividades petroleras en áreas marítimas.
1987
Los dos hechos más relevantes en la industria petrolera nacional a lo largo de 1987 fueron la dación de una nueva ley petrolera y la ya confirmada importancia de las reservas de gas natural y condensados descubiertos en el Lote 42 de la Selva Sur. En barriles equivalentes de petróleo, se estima que lo descubierto supera los 2500 millones de barriles, es decir, más de cinco veces nuestras actuales reservas probadas de crudo. A fines de año, el Gobierno promulgó la Ley Nº 24782 que contiene una serie de innovaciones a leyes anteriores, actualizando nuestra legislación petrolera con la intención de garantizar nuestra autosuficiencia energética y darle un vigoroso impulso al crecimiento económico del país.
1988
El impacto de la crisis económica fue particularmente agobiante para la actividad petrolera que, por carencia de medio y recursos, pasó a un nivel de precaria subsistencia con la postergación de planes y programas orientados a elevar la producción y a intensificar la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos que garanticen el futuro autoabastecimiento. Sin embargo, el año fue favorable para posibles nuevos contratos de operaciones, tanto con compañías extranjeras como nacionales. Mobil Oil continuó sus negociaciones en torno a los Lotes, 28, 29, 30 y 53 de la Selva Central, en tanto que la compañía Unocal inició negociaciones sobre los Lotes 39 y 43. Asimismo, las compañías nacionales Graña y Montero Petrolera S.A., GEOPET-Vera Gutiérrez y Petrolera San Juan se interesaron por áreas de reconocida filiación petrolífera en la costa y sierra. Sobre el Gas Natural, con el propósito de extraer y poner en valor esos hidrocarburos, en marzo de 1998 fue suscrito un Acuerdo de Bases con la compañía Shell. La Shell que se obligó a cubrir casi la mitad de los 1300 millones de dólares que se estima el costo total del proyecto, llegó al plazo estipulado sin poder garantizar tal inversión. Entonces el gobierno nombró una Comisión de Alto Nivel para que preparara las bases de una licitación internacional con idéntico propósito. En cuanto al Proyecto Gas de Aguaytía, se llevó a cabo la licitación internacional para la construcción de plantas y ductos, obteniendo la buena pro el consorcio peruano-mexicano Pemex-Condux-Bruce y Upaca.
1989
La persistente crisis económica repercutió en un mayor deterioro de la situación de Petroperú S.A. La contención del precio real de los combustibles y el severo perjuicio financiero que representó tener que costear un subsidio alto e indiscriminado, afectaron severamente a Petroperú. Se promulga la Ley Nº 24782, que introduce una serie de innovaciones en la legislación petrolera vigente en materia de contratación, así el Perú pasó a contar con un nuevo modelo de contrato ágil, flexible y promocional.
En este sentido, el logro más importante fue la culminación de las negociaciones con Mobil Exploration an Producing Peru Inc. con la que se suscribió contratos de operaciones para la exploración y explotación por hidrocarburos de los Lotes 28, 29 y 30 (opcionalmente también el Lote 53) de la Cuenca del Huallaga. Estos contratos son, en conjunto, los de mayor envergadura que haya celebrado Petroperú S.A. Mediante Decreto Supremo Nº 013-89-EM/VME el gobierno dispone contribuir el saneamiento económico-financiero.
» Año 1990 - 1994 1990
Una de las medidas del nuevo gobierno fue el sustantivo aumento del precio de los combustibles decretado el 8 de agosto y que, con excepción del kerosene, los hizo subir casi 30 veces su valor. Posteriormente, en diciembre, se decretó un nuevo incremento que no llegó a duplicar la escala hasta entonces vigente. A la retracción del mercado interno, debido al fuerte incremento de precios, se sumaron los desequilibrios generados por la crisis del Golfo Pérsico. En lo que se refiere a los nuevos contratos de operaciones por hidrocarburos, Petromineros del Perú, subsidiaria de la compañía norteamericana Edgard Callan Interests, suscribió un contrato por el Lote 50, ubicado en la Selva Norte del país. La también norteamericana Mobil Exploration and Producing Inc. hizo uso de la opción que le facultaba la ley sobre el Lote 53, tras haber logrado la adjudicación de los Lotes 28, 29 y 30 que están ubicadas en la Cuenca del Huallaga.
1991
El Decreto Legislativo Nº 655, que el gobierno promulgó el 6 de agosto de 1991, establece importantes reformas y se convierte en el eje de la nueva política con la que se pretende reactivar la industria petrolera nacional. Estas reformas partieron por liquidar «todo monopolio o exclusividad por parte de Petróleos del Perú –Petroperú S.A. y sus filiales en el desarrollo de las operaciones que realizan». Por consiguiente, las compañías privadas nacionales y extranjeras pueden ahora participar independientemente en todos los negocios propios de la industria petrolera y/o formar parte de asociaciones con Petroperú S.A.
1992
Comienza el proceso de ajuste estructural de la industria de hidrocarburos en general y de Petroperú en particular, mediante el Plan de Transformación de Petroperú. El objetivo es que pueda actuar con éxito en el contexto de un mercado de libre competencia. Así la empresa se debió enfocar en las actividades con ventajas competitivas y gravitables. Así, el 78% del área total de producción de crudo en el Noroeste fue contratada o estuvo en proceso de entrega y licitación para que sea explotada por el sector privado. Paralelamente, en la Selva Norte se ha reducido en un 88% el área de explotación a cargo directo de Petroperú y el resto, para ser contratado con terceros. También este año se produjo el cierre de operación por la rentabilidad negativa de las Plantas de Fertilizantes, Solventes y Negro de Humo, conjuntamente con los programas de retiro voluntario con incentivos.
1993
Se comienza a visualizar los frutos del Plan de Transformación con miras a entrar a una etapa de reestructuración de la actividad empresarial del Estado en el sector hidrocarburos. En las operaciones de exploración-producción se buscó profundizar la racionalización de las operaciones mediante la suelta de áreas petroleras marginales en el Noroeste, para concentrarse en la operación del Lote X. Asimismo el Lote 8, se redujo el área de actividad para concentrar los recursos al incremento de la producción de los 6 yacimiento comprendidos en la Selva Norte, prosiguiendo con la negociación de un contrato de operación de los campos y la Refinería Pucallpa como Maple Gas Corporation. Se inicia un programa de racionalización de actividades no estratégicas transfiriendo estas actividades al sector privado y negociando contratos de servicios.
1994
Este año marca un nuevo hito en la historia de Petroperú S.A. y de la industria petrolera, porque por primera la Empresa suscribió, en calidad de Contratista de Petroperú, Contratos de Licencia
para la exploración y explotación de hidrocarburos en los Lotes 8 y 8X de la Selva Norte y X del Noroeste del Perú. Se afronta exitosamente los embates de la naturaleza, cuando en marzo se inundó la Planta Callao por desborde del río Rímac y se produjo otra emergencia en Operaciones Oleoducto, al romperse la tubería en el Km. 285 en el cause del río Marañón. Además, la corriente del río Amazonas provocó el derrumbe a la ribera, afectando las instalaciones del muelle de Petroperú en la zona de Iquitos. Por otro lado, en acatamiento al Decreto de Urgencia Nº 124, la Empresa asumió la deuda que el Estado contrajo con la Empresa Norteamericana AIG por la exploración de la ex-Belco; y en cumplimiento del D.S.E. Nº 257-PCM/93, desde noviembre de 1993 se transfirió al Fisco el 7.5% de los ingresos por la venta de combustible en el mercado interno.
» Año 1995 - 1999 1995
Dentro del proceso de formación de un mercado de libre participación y competencia, 1995 se caracterizó como un año en el cual se presentaron cambios importantes en la distribución mayorista de combustibles en Lima Metropolitana. En este contexto, Petroperú S.A. priorizó el cumplimiento de aquello que constituye su principal función: el abastecimiento interno de combustibles. Hay que destacar que ello implicó para la Empresa exigencias económicas y de gestión administrativa y operativa, para afrontar con solvencia un fuerte crecimiento de la demanda de combustibles en el mercado, coincidente con una declinante producción nacional de petróleo crudo.
1996
Se lleva a cabo con significativo éxito la transferencia de los lotes petroleros 8/8X y X, la refinería La Pampilla, la Planta de Lubricantes y de las plantas eléctricas y de gas natural. Los importes pagados en total alcanza la cifra de los 562.9 millones de dólares, además de las inversiones comprometidas para el largo plazo. Pero, la drástica reducción de importantes operaciones de la empresa generó un considerable desequilibrio financiero expresado en un capital de trabajo deficitario.
1997
Se realizan mejoras para incrementar el volumen refinado y también cambios tecnológicos de la instrumentación para el control de los procesos en la Refinería Conchán. Luego de un período de evaluación, el Plan de Promoción de la Inversión Privada en Petroperú S.A. se reanudó a partir del segundo semestre del año, con un nuevo esquema de privatización de los terminales de almacenamiento de combustibles. Al final del año, la operación de las mismas fue adjudicada alas empresas Consorcio Terminales y Servicios Litoral Pacífico.
1998
El año 1998 presentó múltiples desafíos a la industria petrolera nacional debido a la ocurrencia de eventos imprevistos que afectaron su operación, tales como el fenómeno de «El Niño» y el descenso de los precios internacionales del petróleo y derivados. En la renovación de los equipos en las instalaciones del oleoducto y refinerías, destacó la construcción del poliducto entre la refinería y la planta de ventas en la ciudad de Iquitos. Continuando con el proceso de privatización de la Empresa, a inicios del año se transfirieron los terminales del litoral a operadores privados.
1999
El hecho más relevante fue la acelerada recuperación de la cotización internacional del petróleo crudo, que visto en conjunto con la evolución a la baja manifestada en 1988, confirma la naturaleza cíclica del comportamiento de los precios y su frágil equilibrio. No obstante esta alza, la diferencia entre los precios internacionales de los combustibles que vende Petroperú y los crudos que adquirimos, denominada Margen de Refinación, se redujo a lo largo del año, afectando con ello la rentabilidad de la Empresa y consecuentemente también de la industria refinera internacional. También cabe destacar los primeros esfuerzos para concretar en el mediano plazo el proyecto binacional de interconexión de los sistemas de oleoductos del Perú y Ecuador. El proceso de privatización de las Unidades de Negocio de Petroperú S.A. fue reanudado en lo relativo a las plantas de abastecimiento de combustible en los aeropuertos, habiéndose
transferido los activos de la planta del Aeropuerto Internacional Jorge Chávez a la Corporación Peruana de Aeropuertos y Aviación Comercial-CORPAC S.A.
» Año 2000 - 2005 2000
El año 2000 fue un año caracterizado por una tendencia alcista del precio del petróleo crudo y de los combustibles, así como también por los bajos márgenes de refinación a nivel internacional, cuyos efectos adversos se trasladaron al mercado nacional. Se realizó un importante aumento de la capacidad instalada en la Refinería Conchán gracias a las inversiones en sus unidades de procesos. Otra iniciativa para modernizar la tecnología fue la concepción de un ambicioso proyecto en la Refinería Talara que rehabilitará su capacidad de proceso.
2003
Petroperú culminó la ejecución del proyecto de inversión pública para la mejora operativa en la Refinería Talara. Se desarrolló el Plan Estratégico 2004-2010 con la amplia participación del personal. Esta guía constituye una visión de futuro y una herramienta de gestión que permite alinear esfuerzos y capitalizar sinergias para el logro de los objetivos empresariales.
2004
Los resultados obtenidos en el ejercicio 2004, donde se destaca un record histórico en utilidad operativa que asciende a los 451 millones de soles y una cifra de negocios de 6 118 millones de soles, ubica a Petroperú en el primer lugar del ranking de las empresas nacionales. Los ingresos recaudados y aportados al Estado alcanzaron la cifra record de 3185 millones de nuevos soles, cifra que posiciona a Petroperú como el principal mega contribuyente del Tesoro Público. En actividades de acción social y conservación del medio ambiente, Petroperú ha invertido 39 millones de nuevos soles como respuesta a las nuevas tendencias actuales: apostar por el desarrollo donde la producción sea compatible con la preservación de los valores sociales y naturales. Sin que esto signifique dejar de lado el objetivo básico de la empresa como es la obtención de beneficios.
2005
Se mantiene el persistente incremento del precio del petróleo que afecta significativamente la economía de la Empresa y también la economía nacional. Petroperú, consciente del impacto de los precios de los combustibles en la economía del consumidor final, sostuvo una política de precios moderados que complementó los mecanismos de estabilización de precios propuestos por el Gobierno. No obstante, el sostenimiento de similar proporción de cobertura del mercado nacional, la maximización del uso de la infraestructura productiva y la buena gestión en la compra de crudo contribuyeron a superar las metas operativas y de rentabilidad. Los resultados económicos alcanzados por Petroperú exceden los obtenidos en el lustro pasado y confirman la sostenibilidad de la Empresa y su capacidad para financiar su crecimiento en el futuro. En el ámbito de la gestión comercial, Petroperú consolidó su liderazgo en el abastecimiento de la demanda nacional sobre la base de nuestra amplia infraestructura y calidad diferenciada de nuestros productos. En el canal minorista de distribución, la cadena de estaciones de servicio Petrored cuenta con 220 afiliados.
¿Qué hacemos? Petroperú es una empresa estatal de derecho privado dedicada al transporte, refinación, distribución y comercialización de combustibles y otros productos derivados del petróleo. Empleamos directamente mas de mil trabajadores e indirectamente a más de 4.000 personas. Giro del negocio Transporte de petróleo
Oleoducto Norperuano Oleoducto Ramal Norte Flota marítima y fluvial contratada
Refinación de petróleo
Refinería Talara Refinería Conchán Refinería Iquitos Refinería El Milagro Refinería Pucallpa (en alquiler)
Distribución
Flota marítima y fluvial contratada Flota de camiones tanque y tren contratada
Comercialización
Plantas de venta propias en la costa y selva Plantas de venta contratadas en la costa y sierra Red de estaciones de servicio afiliadas.
Gestion *Mision y Vision Misión La misión, como razón de ser de la Empresa, es el marco de referencia de sus actividades. Así, los esfuerzos de todos los trabajadores de PETROPERU S.A. están dirigidos a: "Abastecer al mercado de hidrocarburos y energía con productos de óptima calidad y servicios competitivos, actuando de manera segura, rentable, de acuerdo con los estándares internacionales de la industria, con responsabilidad socioambiental y contribuyendo como empresa del Estado a maximizar la renta petrolera a favor del desarrollo sostenible del país".
Visión La visión de PETROPERU S.A., compartida entre todos sus integrantes, como sentimiento de identificación y compromiso que impulsa trabajar de acuerdo con la misión y los valores, es: "Ser la empresa de hidrocarburos y energía del Estado, integrada y competitiva, que crea valor compartido, líder en el mercado nacional y con participación creciente en el mercado internacional, comprometida con el desarrollo sostenible, la seguridad energética y la diversificación de la oferta para el cambio de la matriz energética nacional". Instalaciones Refinería Talara Historia A inicios del siglo pasado se inauguró en Talara, provincia costera del departamento de Piura, la primera refinería de crudo del país. El desierto y el mar de Talara guardan yacimientos que los antiguos peruanos llamaron “copé”,
una especie de brea muy apreciada por los españoles que conquistaron el Tahuantinsuyo. Esta riqueza convirtió a esta ciudad, en el siglo XX, en uno de los más importantes centros de explotación industrial del petróleo del Perú. Además de Talara, Petroperú administra también refinerías Conchán, en Lima; Iquitos, en Loreto; y El Milagro, en Amazonas. Gran parte del territorio nacional se abastece de combustible procedente de estas plantas, que al refinar más de 85 mil barriles diarios de crudo producen gasolinas, gas licuado, turbo combustible para la aviación, diésel, querosene, petróleos industriales y asfaltos, entre otros productos derivados. ¿Dónde se ubica? Refinería Talara se localiza en la ciudad del mismo nombre, en Piura, a 1.185 kilómetros al norte de Lima, capital del Perú. Está instalada sobre un área de 128,9 hectáreas. Sus límites son los siguientes:
Por el sur con el área residencial de Punta Arenas. Por el oeste y el norte con la bahía de Talara. Por el este con la avenida G de la ciudad.
Los tanques de almacenamiento están en la zona sudeste, y en la franja occidental, distribuidas en dirección sur-norte, se encuentran las principales unidades de procesos. En la bahía de Talara funciona el Muelle de Carga Líquida, donde se carga y descarga multiproductos, desde GLP hasta petróleos industriales. Con una capacidad de procesamiento de 65.000 barriles por día, Refinería Talara es la segunda de mayor producción del país.
Complejo Industrial Refinería Talara –líder en el Perú y a la vanguardia de las más modernas empresas del sector energético – suministra productos de gran valor a Estados Unidos y otros países. Los técnicos y profesionales del complejo son permanentemente capacitados en el uso de tecnología punta introducida en los procesos de refinanciación del crudo y posterior comercialización de los derivados. La refinería cuenta con las siguientes instalaciones:
Unidad de Destilación Primaria Unidad de Destilación al Vacío I y II Complejo de Craqueo Catalítico Terminal Multiproductos y amarradero Otras plantas y sistemas
Unidad de Destilación Primaria En 1954, la Standard Oil Company (antes ESSO), anterior propietaria de la refinería, puso en marcha esta unidad, cuya instalación y diseño mecánico estuvo en manos de la contratista Arthur McKee Co. En 1965, al crecer la demanda nacional e internacional de los derivados del crudo, su capacidad fue ampliada de 45.000 a 65.000 barriles por día. El proceso que se realiza en esta unidad es el siguiente: el crudo cargado es precalentado hasta alcanzar 660 °F (aproximadamente 348,9 °C). A esta temperatura entra en la Torre de Destilación, donde son destilados los combustibles principales: naftas, querosene, diésel y crudo reducido. Complejo de Craqueo Catalítico Instalado en 1974 bajo el diseño mecánico y construcción de la firma Japan Gasolina Co. (JGC), utiliza la tecnología Universal Oil Products (UOP). Cuenta con un sistema de control por instrumentos neumático. Este complejo tiene las siguientes plantas:
Los
Unidad de Destilación al Vacío Unidad de Craqueo Catalítico Unidad de Recuperación de Gases Unidad Meros productos
principales
son:
GLP,
nafta
craqueada
y
material
de
corte.
Amarradero En el embarque de productos blancos y negros, Refinería Talara usa el nuevo Muelle de Carga Líquida para atender buques tanque de hasta 35 MDWT.
Este moderno amarradero fue construido en 1995 por la firma Cosapi. Posee seis brazos de carga equipados con un sistema de control de última generación para atender todos los tipos de combustible. Cuenta también con un sistema automatizado contra incendios.
Otras plantas y sistemas
Planta de Vacío II Planta de Agitadores y Filtros Planta de Destilación de Agua de Mar Sistema de Servicios Industriales Sistema de Tratamiento de Efluentes Sistemas de Recepción de Crudos y Transferencia de Productos Edificios
Personal Trabajadores de primer nivel mantienen operativa la Refinería Talara las 24 horas del día, con el fin de atender permanentemente los requerimientos del mercado y dispuestos a afrontar nuevos retos. Refinería Iquitos Historia En la década de 1950 el mundo requiere de los derivados del crudo para poner en marcha un acelerado proceso de industrialización que alivie las heridas causadas por la Segunda Guerra Mundial. Países productores de petróleo, entre ellos el Perú, se ven en la necesidad de modernizar sus instalaciones, con el fin de atender con mayor eficiencia las necesidades nacionales e internacionales de hidrocarburos. Así, el 27 de octubre de 1955, inició sus operaciones Refinería Luis F. Díaz, en la provincia de Maynas, departamento de Loreto. El mercado del oriente peruano creció a tal magnitud que, en 1982, debió ser inaugurada la nueva Refinería Iquitos, capaz de procesar diez veces más crudo que el antiguo complejo. Al encontrarse ubicada en Iquitos, capital de la amazonía peruana, esta refinería trabaja en perfecta armonía con la naturaleza y con respeto a los grupos indígenas y la comunidad local. Produce los combustibles que impulsan el desarrollo de la región y abastece lugares de difícil acceso de la selva peruana. Equipada con tecnología de vanguardia y un estricto control de seguridad, Refinería Iquitos es un símbolo de gestión eficiente, competitiva y dinámica. Debe operar a la máxima capacidad de procesamiento porque ha disminuido la calidad del petróleo extraído en la selva norte, aunque para mejorar el rendimiento de los destilados
medios y gasolina procesa gasolina natural adquirida a otras empresas. De esta manera, maximiza también el valor de los productos generados por la refinería. Comercializa los productos en las plantas de venta de Iquitos, Yurimaguas y Tarapoto, así como en los aeropuertos de Iquitos, Tarapoto y Pucallpa.
¿Dónde se ubica? Refinería Iquitos se localiza en la margen izquierda del río Amazonas, a 14 kilómetros de la ciudad de Iquitos, capital de la provincia de Maynas, departamento de Loreto. Con una capacidad de procesamiento de 12.000 barriles por día de petróleo crudo, cubre la demanda de combustibles de los departamentos de Loreto, San Martín, en el noroeste del Perú, y parte de Ucayali. Atiende también a poblados fronterizos, como Leticia (Colombia) y Tabatinga (Brasil). Complejo Industrial Cuenta con una infraestructura de avanzada tecnología:
Unidad de Destilación Primaria, con una capacidad de 12.000 barriles por día Unidad de Tratamiento de Gasolina, con una capacidad de 3.000 barriles por día Unidad de Tratamiento de Querosene, con una capacidad de 1.000 barriles por día Tres generadores de energía eléctrica de 850 kilovatios cada uno.
Su capacidad de almacenamiento es de 686.900 barriles, que incluye el almacenamiento de las plantas de venta de Iquitos, Aeropuerto Iquitos, Yurimaguas, Tarapoto y Pucallpa. Posee muelles para descargar crudo, nafta craqueada y gasolina natural, y cargar residuales y otros productos. Tiene también un poliducto para transferir combustibles desde la refinería hasta la planta de venta de Iquitos. Personal Refinería Iquitos cuenta con trabajadores de primer nivel que la mantienen operativa y en continua producción durante las 24 horas del día. Refinería Conchan Historia Diseñada por la compañía Fluor Corporation de Canadá, Refinería Conchán fue inaugurada por Conchán Chevron de California en 1961. En 1973, Petroperú asumió la administración. Entre 1977 y 1980 suspendió sus operaciones para su ampliación. Dada la demanda, el último año vuelve a operar la Unidad de Vacío, donde se producía asfalto para pavimentación.
En 1983, año en que el Fenómeno de El Niño afectó las operaciones en Refinería Talara, Conchán y su planta de venta reanudaron su funcionamiento. Hoy se considera estratégico el papel de este complejo en la gestión corporativa de Petroperú. La moderna planta de venta cuenta con sistemas de cargas para camiones cisterna y otorga facilidades para despachar productos. Con una avanzada tecnología, el laboratorio certifica la calidad de los combustibles, cumpliendo satisfactoriamente la exigencia de los clientes. Además, se caracteriza por su gran flexibilidad operativa para procesar en sus unidades diversos tipos de petróleo. La calidad de sus asfaltos hace que estos productos sean reconocidos internacionalmente. Tecnología de última generación, estricto cumplimiento de las normas de seguridad, cuidado del medio ambiente, limpieza, orden y buena gestión han posicionado a Conchán como refinería modelo. ¿Dónde se ubica? Refinería Conchán está construida sobre un terreno de 50 hectáreas , a orillas del mar, en el kilómetro 26,5 de la carretera Panamericana Sur, en el distrito de Lurín, departamento de Lima. La zona de producción, donde se emplazan los tanques de petróleo y de combustibles, opera en un área de 182.100 metros cuadrados. Existen 219.900 metros cuadrados disponibles para el crecimiento futuro. Dispone también de un área para almacenar productos químicos. Complejo industrial Conchán, conocida por la fabricación de asfaltos, ofrece una diversidad de productos de alta calidad, merced al Sistema de Control Distribuido, el primero en ser instalado en el país. Puede almacenar hasta 840.000 barriles. Cuenta con un amarradero submarino para atender buques tanque de hasta 75.000 DWT, con tres líneas submarinas para productos negros, blancos y químicos. La capacidad de la Unidad de Destilación Primaria ha sido ampliada de 13.500 a 15.500 barriles por día, y la Unidad de Destilación al Vacío pasó de 4.400 a 10.000 barriles por día. Personal Trabajadores de primer nivel mantienen operativa y en continua operación Refinería Conchán las 24 horas del día Refineria El Milagro Esta refinería fue instalada en 1996 en El Milagro, provincia de Utcubamba, departamento de Amazonas.
Sus instalaciones de almacenamiento y distribución incluyen 13 tanques con capacidad para 67.500 barriles de crudo, productos terminados y aditivos. Los dos tanques para petróleo industrial 6 de 10.000 barriles cada uno representan la mayor capacidad de la planta. El diesel 2 cuenta con tanques de 2.000 y 5.000 barriles. La Capacidad de Procesamiento es de 2.000 barriles por dia de petróleo crudo. Entre las instalaciones complementarias, servicios y facilidades, c abe mencionar:
Calderos para generar el vapor que harán operar los hornos de calentamiento del petróleo crudo Planta de tratamiento de agua del río Marañón obtenida desde la Estación 7. Planta de aire comprimido para atomización de combustible en quemadores y para el control neumático de instrumentos Electricidad autogenerada en la Estación 7, mediante un generador de 450 kilovatios Sala de control a prueba de explosiones e incendio. Dispone de tableros de control neumático-electrónico de todas las operaciones de la refinería, y un control de motores e iluminación.
Sistemas de seguridad y previsión de accidentes:
Red de buzones para desagüe con separadores de aceite Control de efluentes líquidos. Pavimentos diseñados para contener y canalizar eventuales derrames en cualquiera de las áreas de operación y despacho
Oleoducto Oleoducto Norperuano Es una de las obras más importantes y de mayor envergadura que se haya realizado en los últimos 100 años en el Perú. La historia se inició en 1972, cuando el Gobierno encargó a Petroperú, dependiente en aquella época del Ministerio de Energía y Minas, realizar los estudios requeridos para la construcción del Oleoducto Norperuano y plantear los contratos con las compañías capaces de efectuar tal obra. El contrato para el diseño definitivo fue adjudicado en 1973 a la firma Bechtel. El 16 de setiembre de 1974 ambas partes lo suscribieron. El tendido de los primeros tubos transportadores demandó dos años, y la pericia y experiencia de los mejores constructores de oleoductos del mundo. El 31 de diciembre de 1976, la Estación 1 del Oleoducto (San José de Saramuro) recibió petróleo de los yacimientos de Petroperú, y el primer frente de crudo llegó a la Terminal de Bayóvar el 24 de mayo de 1977. El 7 de junio del mismo año el buque tanque Trompeteros realizó el primer embarque de crudo con destino a Refinería La Pampilla, en Lima. En el período de mayor actividad, la construcción del Oleoducto demandó del esfuerzo de
7.800 trabajadores –aproximadamente un millar de los cuales era extranjero –. Petroperú construyó posteriormente el Oleoducto Ramal Norte, que va desde la Estación Andoas a la Estación 5. Entró en operaciones el 24 de febrero de 1978.
Oleoducto principal El Oleoducto Norperuano se inicia con la recolección de petróleo crudo en la Estación 1, en San José de Saramuro (departamento de Loreto), a orillas del río Marañón y a unos 200 kilómetros al sudeste de Iquitos. Los tubos avanzan hacia el oeste, en plena selva, a lo largo del río Marañón, hasta la localidad de Borja, donde se ubica la Estación 5, también recolectora de petróleo crudo. De esta estación, que es punto de confluencia del Ramal Norte, la tubería continúa en dirección sudeste hasta la Estación 6, en Kuzu Grande, distrito de Manseriche, provincia de Alto Amazonas. Sigue en forma paralela a la carretera que va de Mesones Muro hasta Bagua, en el departamento de Amazonas, donde se localiza la Estación 7, y en dirección sudeste se llega a la Estación 8, en las inmediaciones del distrito de Pucará, departamento de Cajamarca. En dicho punto, el oleoducto cambia a dirección noreste, hasta la Estación 9, que es el último punto de bombeo, y desde donde inicia su ascenso a la cordillera de los Andes, la que cruza en el Paso de Porculla, a una altura máxima de 2.390 metros sobre el nivel del mar. En este lugar comienza a descender hasta alcanzar el desierto del departamento de Piura, donde se levanta la terminal de Bayóvar, en la bahía de Sechura. Oleoducto Ramal Norte El Oleoducto Ramal Norte, con una longitud de 252 kilómetros, fue adicionado en 1976 al Oleoducto Norperuano para hacer factible el transporte del petróleo crudo que se extrae de los campos petrolíferos de la zona de Andoas. Se inicia en la Estación Andoas y sigue en dirección oeste, atravesando los ríos Pastaza, Huazaga y Huituyacu, donde cambia de dirección hacia el sudoeste hasta el cruce del río Morona. En este lugar, se localiza la Estación de Bombeo del distrito de Borja, provincia del Alto Amazonas, departamento de Loreto. Siempre en dirección sudoeste llega hasta el río Marañón, continúa por terreno plano y seco hasta el cruce del río Saramiriza, donde empieza el recorrido final hasta la Estación 5 del Oleoducto Principal. Tubería El Oleoducto Norperuano tiene una longitud de 854 kilómetros. Se divide en dos tramos, el primero de 306 kilómetros, conformado por tuberías de 24 pulgadas de diámetro que unen las estaciones 1 y 5. La tubería está protegida con pintura epóxica, debido a que en la selva atraviesa agrestes terrenos o está sumergida. Existen lugares donde es imposible que los tubos vayan a nivel de tierra por lo que deben ser sostenidos por soportes tipo "H".
En el segundo tramo, que se inicia en la Estación 5, la tubería de 36 pulgadas es protegida con cinta de polietileno negra de 20 milésimas de pulgada y cubierta con una cinta blanca del mismo material de 25 milésimas de pulgada de espesor, para que pueda atravesar con éxito las zonas de montaña y de desierto. En las zonas salitrosas y rocosas, hasta llegar al puerto de Bayóvar, la tubería ha sido revestida con alquitrán imprimante de 4 milímetros de espesor, con dos envolturas de fibra de vidrio y una envoltura exterior de fieltro saturado de alquitrán. El Ramal Norte tiene una longitud de 252 kilómetros. Se inicia en la Estación Andoas confluyendo en la Estación 5 con el oleoducto principal. Toda la tubería satisface los requerimientos establecidos en el API estándar 5LX, decimonovena edición de 1973, o el estándar API 5LS, sétima edición de 1973. El material de la tubería es de grado X-52, con un límite mínimo de fluencia de 36,3 kilogramos por milímetro cuadrado. Los diámetros de 16 y 24 pulgadas tienen un espesor mínimo de 6,35 milímetros. Y el de 36 pulgadas de 7,93 milímetros. Tanques de almacenamiento El Oleoducto Norperuano tiene cuatro estaciones recolectoras:
Estación 1: tiene tres tanques con capacidad individual de 121.000 barriles, y dos tanques de 50.000 barriles (463.000 barriles de capacidad total) Estación 5: cuenta a su vez con tres tanques de 140.000 barriles cada uno, dos tanques de 148.000 barriles y uno de 121.000 barriles (837.000 barriles de capacidad total) Estación Andoas: tiene un tanque de 115.000 barriles y dos tanques de 31.500 barriles cada uno (178.000 barriles de capacidad total) Estación Terminal Bayóvar: tiene en operación 14 tanques de 140.000 barriles cada uno (una capacidad de almacenamiento de 1 960.000 barriles)
Los tanques son de fabricación soviética. Fueron comprados semiarmados, en rollos de hasta 65 toneladas de peso. Este sistema que facilita el levantamiento en sitio. Tres meses fue el tiempo promedio que duró montarlos. Bombas principales Componentes principales de cada estación de bombeo: Bombas centrífugas accionadas por turbinas a gas (turbobombas). El Oleoducto tiene instaladas 22 bombas principales para impulsar el petróleo, 17 de las cuales son accionadas por turbinas marca Ruston y 5 por motores Caterpillar. Dieciséis turbinas son de 4.000 hp de potencia instalada en la Estación 1, donde existe también una motobomba Caterpillar de 825 hp. En la Estación 5 hay tres turbobombas. En la Estación 9 son necesarias cinco para hacer ascender al petróleo hasta los 2.390 metros sobre el nivel del mar, altura del Paso de Porculla, en la cordillera de los Andes.
Las Estaciones 6, 7, 8 y Andoas tienen dos turbobombas, mientras que la Estación Morona cuenta con 2 motobombas Caterpillar-Birgham y 2 motobombas Caterpillar-Ingersoll Rand.
Generadores En las estaciones del Oleoducto Norperuano hay instalados siete turbogeneradores RustonGeneral Electric de 1.100 kilovatios cada uno, y 14 motogeneradores, conformados por motores Caterpillar o Perkins, cuyas potencias varían entre 75 y 800 kilovatios, de acuerdo con la necesidad de cada estación. Terminal Bayóvar Una tubería de 42 pulgadas de diámetro lleva el petróleo crudo hasta el muelle, pasando antes por un sistema de medición de caudal a turbina con capacidad para 100.000 barriles por hora. En el muelle, los buques tanque son cargados mediante cuatro brazos de carga de 16 pulgadas de diámetro, accionados hidráulicamente por control remoto. Cada brazo de carga tiene una capacidad de operación de 25 mil barriles por hora, totalizando 100 mil barriles por hora como velocidad máxima de carga de petróleo. El muelle tiene 113 metros de largo –desde la orilla – y 500 metros entre sus extremos en forma de "T". Está construido sobre pilotes de acero clavados en el fondo marino. El muelle puede recibir buques tanque de hasta 250 mil toneladas de peso muerto. Todas las instalaciones están protegidas con sistemas contraincendio, como lanzadores y rociadores de agua de mar o espuma a presión, que operan sobre y bajo la plataforma de carga. Las instalaciones sumergidas del muelle cuentan con un sistema de protección catódica con corriente impresa.
MODERNIZACION DE REFINERIA DE TALARA Bienvenido al PMRT ¿Quieres conocer acerca de nuestro Proyecto? ¿Necesitas saber más y deseas acceder a información de primera mano? ¿Cómo conocer sus avances? ¿Cómo saber sus componentes y su desarrollo? Nuestro equipo ha implementado este nuevo espacio para facilitarte información de primera mano de este Megaproyecto de inversión, tan importante para nuestra Empresa y nuestro País. Asumimos el deber de informarte y buscamos hacerlo con la mayor eficiencia para tu satisfacción. Preguntas Frecuentes 29-Set-2010 ¿Qué es el Proyecto Modernización Refinería Talara? El Proyecto Modernización Refinería Talara (PMRT) es un proyecto de desarrollo tecnológico que consiste en la construcción de nuevas instalaciones industriales y la modernización y ampliación de las existentes con la finalidad de producir diesel... 1. ¿Qué es el Proyecto Modernización Refinería Talara? El Proyecto Modernización Refinería Talara (PMRT) consiste en la construcción de nuevas instalaciones industriales , y modernización y ampliación de las existentes basadas en el desarrollo tecnológico para: Producir diesel y gasolinas con menos de 50 ppm (partes por millón) de azufre. Incrementar la capacidad de producción de la Refinería de 65 a 95 mil barriles por día (bpd) Procesar crudos pesados y más económicos para la producción de combustibles livianos de mayor valor comercial. 2. ¿En qué etapa del proceso se encuentra el desarrollo del Proyecto Modernización Refinería Talara (PMRT)? El Proyecto se encuentra actualmente en la preparación de la Etapa FEED: (Ingeniería Básica Extendida + Preconstrucción). Esta etapa implica realizar los estudios de ingeniería, actividades, acuerdos y reuniones previas que permitan elaborar, verificar todas las estrategias de acción para la construcción del Proyecto que incluyen la gestión de todos los recursos y elementos necesarios. Se estima que esta etapa finalice el 2012. 3. ¿El PMRT ha sido reducido o postergado? No. Sin embargo ha sufrido modificaciones en base a nuevas necesidades que se han ido presentando a lo largo del tiempo y que han tenido un impacto sobre el monto de inversión del PMRT, como se observa en la tabla y se detalla en el gráfico a continuación.
TABLA: Cambios en el PMRT
Año
Situación del PMRT
Especificaciones del Banco Mundial que recomendaban la reducción de Diesel y Gasolina a 2000 ppm (partes por millón). Bonner y Moore considera un contenido de azufre de 2000ppm y 2001 400ppm para Diesel y gasolina respectivamente. Foster y Wheeler recomienda reducción de contenido de azufre a 2002 500ppm en Diesel y 400ppm en gasolina; e incrementar la producción de la Refinería de 60 a 90 mil bdp.(barriles por día) D.S. 025-2005 – EM prohíbe la comercialización de Diesel y Gasolina que 2005 contengan más de 50ppm. Incorporación de Unidad de Conversión de Fondos (UCF) para manejar los 2007 residuales obtenidos de los crudos pesados y obtener destilados livianos (gasolina, GLP). Para obtener mayor valor agregado de los residuales Arth ur D’Little (ADL) recomendó incorporar una unidad coquificadora del sistema de 2008(1) conversión. Unidad destinada a convertir los residuales en destilados ligeros y medios como gasolina y GLP, los cuales son más rentables en el mercado. ADL subcontrató a la compañía ENGLOBAL para el desarrollo de la 2008(2) ingeniería conceptual con el objetivo de gestionar la información de tipo primaria y realizar los cálculos iniciales del PMRT. 1998
GRÁFICO: Escalamiento del Monto de Inversión 4. ¿Para cuándo se tiene previsto, la puesta en marcha de la Refinería Modernizada? Se tiene previsto culminar y poner en marcha la Refinería Modernizada hacia el 2016. Durante los años 2010 y 2011, se está desarrollando la ingeniería del PMRT y a partir del 2012 se debe iniciar la construcción. 5. ¿Cómo se va a financiar el PMRT? El Proyecto se va a financiar en dos etapas; la primera, se estima obtener financiamiento mediante un crédito sindicado hacia PETROPERU; para el segundo, se requerirá un mayor número de opciones de fuentes financieras con el respaldo de los ingresos que genere el proyecto. 6. ¿Cuál es la situación actual del financiamiento? En la actualidad, Corporación Financiera de Desarrollo (COFIDE) está desarrollando un proceso de evaluación de propuestas financieras destinadas al desarrollo de actividades comprendidas dentro de la primera etapa de ejecución del Proyecto (FEED); para la concreción de este financiamiento se requieren aprobaciones de índole interno y externo que se están llevando a cabo a fin de proceder con la etapa real de financiamiento.
7. ¿Qué ventajas trae el PMRT, para PETROPERU? El PMRT tiene una relación directa con el objetivo general 3 del Plan estratégico de PETROPERU que es incrementar el valor de la Empresa como negocio y alcanzar el adecuado nivel de participación en el mercado. Dentro de las principales ventajas del PMRT para la Empresa podemos encontrar: Adecuación de la refinería a estándares ambientales internacionales Combustibles más limpios y por tanto, más seguros al medio ambiente. Reduccion del impacto ambiental. Producción de combustibles de mejor calidad. Aumento de la capacidad de procesar crudos pesados para incrementar su flexibilidad operativa. Mejores sistemas de control operativo y seguridad. Continuidad operativa de la empresa. Incremento del valor de la Empresa. Generación de empleo. 8. ¿Qué beneficios como País debemos esperar del PMRT? PETROPERU, es una de las dos empresas en el Perú que desarrollan el negocio de refinación y su incidencia en el mercado de combustibles bordea el 50% de participación. Además, el desarrollo de este Proyecto va a permitir a nuestro País, consumir combustibles más limpios y adecuados al medio ambiente. La tecnología de la refinería modernizada permitirá que el diesel y las gasolinas sean producidos con contenido de azufre menor a 50 ppm, lo cual va a reducir los niveles de contaminación y mitigar los efectos adversos al ambiente a nivel nacional, cumpliendo con las normativas nacionales e internacionales del sector hidrocarburos. Asimismo, responde a condiciones futuras del mercado nacional e internacional de combustibles con el incremento de la capacidad de producción y con el incremento de la flexibilidad operativa (capacidad de procesar crudos pesados) de nuestra Refinería. 9. ¿Cuáles son las expectativas que tiene la población sobre el PMRT? De estudios realizados por el PMRT sobre las expectativas de la población, se ha concluido que el Proyecto ha generado un alto grado de interés en la población de Talara, principalmente en temas ambientales como la reducción de emisiones y vertimientos al mar; así como, en aspectos sociales relacionados a la generación de empleo y las oportunidades de negocios en torno a las actividades de construcción y puesta en marcha del Proyecto. Por otro lado, se ha observado la necesidad de dar mayor información a la población acerca
del PMRT y conocer si su ejecución asegurará la continuidad operativa de la Empresa, porque la Refinería Talara ha sido históricamente el motor económico de la ciudad.
¿QUÉ ES EL PMRT? PMRT o Proyecto Modernización Refinería Talara es un proyecto de ingeniería y construcción que contempla la implementación de nuevas instalaciones, así como la modernización y ampliación de las existentes para: desulfurizar los combustibles, mejorar el octanaje de naftas, procesar crudos más pesados e implementar nuevas facilidades que requerirá la Refinería Modernizada. Descripción El PMRT involucra la ampliación de las unidades actuales e instalación de nuevas unidades en Refinería Talara, con procesos más complejos y tecnología más avanzada , para una Refinería más competitiva. Este proceso se está realizando para:
Desulfurizar los combustibles Mejorar el octanaje de naftas Procesar crudos más pesados Disminuir la producción de residuales, e Implementar nuevas facilidades que requerirá la Refinería Modernizada
Objetivos El PMRT como proyecto de desarrollo tecnológico está construyendo nuevas y modernas instalaciones industriales ampliando las existentes, a fin de cumplir los siguientes objetivos:
Mejorar la produccion de Diesel 2 y gasolinas con menos de 50 ppm de azufre en forma competitiva. Contribuir a mejorar la calidad ambiental del país.
A través de
Procesamiento de Crudos más pesados Reducción en la producción de residuales Aumento de la capacidad total hasta 95MBD Generación de energía
EL PMRT Y EL PLAN ESTRATÉGICO DE PETROPERÚ El PMRT está estrechamente vinculado y comprometido al logro del objetivo 3 del Plan Estratégico de PETROPERÚ, para incrementar la capacidad de refinación y conseguir la reducción de contenido de azufre. Asimismo, debe mantener permanentemente relación con la consecución de los demás objetivos generales de la Empresa.
Alcance del PMRT PMRT a través de la implementación de nuevas instalaciones, la modernización y ampliación de las existentes logrará:
Desulfurizar los combustibles. Mejorar la calidad de combustibles. Procesar crudos más pesados. vImplementar más facilidades acordes a una Refinería con moderna tecnología al servicio del país.
NUEVOS CAMBIOS EN REFINERÍA TALARA MODERNIZACIÓN DE ACTUALES INSTALACIONES:
Unidad de Destilación Primaria: Realiza la primera separación del crudo, en lo que luego se convertirán sus diferentes productos. Con su ampliación, se podrá procesar de 65,000 bpd (barriles por día) a 95,000 bpd. Unidad de Destilación al Vacío 1: Actualmente esta unidad produce 27,000 bdp. Esta unidad disminuiría su producción a 21,000 bpd y se instalará una nueva Unidad de Destilación al Vacío (Vacío 3). Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado: Rompe las moléculas del gasóleo para producir GLP, Gasolina, Diesel. Será modificada para manejar mayores cargas del orden de 25 000 bpd.
NUEVAS INSTALACIONES UNIDADES DESULFURIZADORAS
Desulfurizador de Diesel: Realizará dos tareas. Removerá el azufre del combustible diesel y mejorará su índice de cetano (mejorará la calidad). Desulfurizador de gasolina Craqueada: Permitirá la desulfurización de la gasolina procedente de la Unidad de Craqueo Catalítico y será diseñada con una nueva tecnología para cumplir con las especificaciones de azufre, sin tener que reducir la calidad del producto. Desulfurizador de Nafta: Removerá el azufre de la Nafta, que luego se envía a la Unidad de Reformación Catalítica. Absorbedor de Amina - Despojador: Habrá varias plantas de aminas cuya función será retirar los productos azufrados de los gases residuales para que luego sean enviados a la Planta de Ácido Sulfúrico. Los gases no azufrados serán usados como combustibles. Tratamiento GLP (Gas licuado de Petróleo): Trata el GLP, que proviene de la Unidad de Recuperación de Gases, reduciendo su contenido de azufre equivalente a mejorar la calidad del producto.
UNIDADES DE PROCESO
Nueva Unidad de Destilación al Vacío (Vacío 3): Se instalará una unidad adicional, del doble de tamaño que la actual, a fin de aumentar la capacidad de procesamiento del crudo. Esta nueva unidad podrá procesar 35,000 bpd (barriles por día). Unidad Flexicoker: Procesa los fondos de vacío que vienen de la Unidad de Destilación al Vacío, convirtiéndolos en combustibles livianos, flexigas y coque. Procesará cargas de crudo más pesado y obtendrá una mayor cantidad de destilados ligeros y medios (gasolina y diesel). Reformación Catalítica: Incrementa la calidad de la gasolina y produce hidrógeno necesario para la Desulfurización de la Nafta y parte de lo que otros procesos de Desulfurización, necesitan. El producto resultante constituye una mezcla de alto octanaje. Planta de ácido sulfúrico: Convertirá los gases residuales en ácido sulfúrico para su posterior comercialización. Planta de Hidrógeno: Produce hidrógeno y purifica el generado por la Reformación Catalítica para su posterior uso en las unidades Desulfurizadoras. Generación: Será una planta alimentada de flexigas y del coque de la Refinería y producirá vapor y electricidad.
NUEVOS SERVICIOS
Servicios Industriales: Serán instalados todos los componentes necesarios que cada planta requiere para su buen funcionamiento (Aire, agua, nitrógeno, etc.) Otras Facilidades: La Refinería Talara modernizada también contará con mejor infraestructuras, esto es : nuevos edificios administrativos, hangares y almacenes, muelles de recibo y despacho, tanques (entre otros).
ESTRUCTURA DE REFINERÍA TALARA MODERNIZADA La estructura de la Refinería Modernizada se caracteriza por el máximo aprovechamiento del crudo, la disminución de productos residuales que tienen bajo valor comercial y la reducción
de emisión de contaminantes al ambiente. Con el nuevo esquema de procesos, seremos capaces de producir:
GLP, Gasolina y Diesel con menor cantidad de azufre Energía Ácido Sulfúrico Petróleo Industrial
Ubicación del PMRT
El PMRT estará localizado en la Refinería Talara, en la Zona nor-oeste del país, en la ciudad de Talara, departamento de Piura a 1185 km al norte de la ciudad de L ima.
PETROQUIMICA
BRASKEM Y PETROPERÚ FIRMARON ACUERDO PARA ANALIZAR LA VIABILIDAD DE PROYECTO PETROQUÍMICO EN EL SUR DE PERÚ
Posición estratégica del Perú en el Pacífico es una ventaja. Es parte del Proyecto Integrado del Sur que incluye al Gaseoducto Andino.
Petroperú, empresa estatal dedicada al transporte, refinación y comercialización de combustibles y otros productos derivados del petróleo, y Braskem, la mayor productora de resinas termoplásticas de América, firmaron el 24 de noviembre de 2011, un Memorando de Entendimiento para el análisis técnico y económico de la viabilidad de un proyecto petroquímico en Perú. En la ceremonia, el Presidente del Directorio de Petroperú, Humberto Campodónico, destacó la importancia de este acuerdo toda vez que es suscrito entre Petroperú, la primera empresa peruana de hidrocarburos y líder en el mercado de combustibles y una empresa de prestigio internacional, como lo es Braskem. «Con la concreción de esta asociación, traeremos más desarrollo económico y social a nuestro país. El proyecto tendrá como gran ventaja su posición geográfica estratégica en la costa del Pacífico y la capacidad de atender tanto al mercado peruano como al de otros países de la región andina», destacó Humberto Campodónico. Suscribieron este convenio, por Braskem, Luiz de Mendonca y Sergio Thiesen; Vicepresidente Ejecutivo y Director de Negocios Internacionales para América del Sur, respectivamente y, por Petroperú, su Gerente General, Pedro Méndez Milla. El objetivo de las dos empresas es estudiar la viabilidad de la implementación de unidades para la producción integrada de 1,2 millón de toneladas/año de etileno y polietilenos – utilizados para la producción de plásticos, resinas y solventes, entre otros productos-. Para esto se utilizaría el etano proveniente de las reservas de gas natural de la región de Las Malvinas. Confirmada su viabilidad y sujeto a las negociaciones de los contratos definitivos y de las aprobaciones societarias de las partes, este emprendimiento formará parte del llamado Proyecto Integrado del Sur, que incluye la construcción del Gasoducto Andino del Sur, por parte de la empresa Kuntur, y de un moderno complejo industrial en la región sur del Perú, que será un marco referencial en el proceso de industrialización del país. «Esta iniciativa de Braskem está en línea con su visión estratégica de convertirse en una de las empresas líderes de la química mundial para 2020, por medio de la combinación de crecimiento en el mercado doméstico, alternativas de acceso a materia prima competitiva y la búsqueda de oportunidades de internacionalización para el acceso a nuevos mercados, en especial en el eje de América», afirmó Sergio Thiesen, Director de Negocios Internacionales para América do Sur de Braskem. En el Perú existen yacimientos gasíferos, los cuales se remontan a la década de 1980 con el descubrimiento del campo de Camisea y que solo fue posible desarrollar en la presente década. Además del yacimiento conocido como Camisea (Bloque 88 y Bloque
56), actualmente se encuentran en proceso de exploración otros yacimientos en la misma área del territorio peruano, especialmente los Bloques 57 y 58. Una de las maneras de aprovechar las bondades de los yacimientos de gas natural y además contribuir al incremento de su valor agregado es a través de la petroquímica. Entre otras posibilidades de uso petroquímico del gas natural está la producción de polietilenos a partir del etano contenido en el gas natural. Los polietilenos son termoplásticos que tienen uso en la producción de bolsas plásticas, baldes y tuberías, entre otros. La industria petroquímica es un factor de apalancamiento de la economía. La importancia de la firma del presente Memorando de Entendimiento, como primer paso para la evaluación de viabilidad técnica-económica y posterior instalación de un complejo petroquímico etileno-polietileno integrado -teniendo el etano como materia prima- está basada en la generación de los siguientes beneficios: 1. Valor agregado al gas natural: Quince veces, debido a los altos precios de los productos petroquímicos respecto al Gas Natural. 2. Sustitución de importaciones de termoplásticos en el Perú: Aproximadamente US$ 300 MM/año. 3. Generación de exportaciones: Cerca de US$ 1,000 MM/año. 4. Mano de obra directa en la construcción: Aproximadamente 5.000 personas, entre profesionales, técnicos y operarios. 5. Mano de obra directa en la operación de la planta petroquímica: Aproximadamente 500 personas. 6. Mano de obra indirecta en la operación: 4.500 personas en empresas que brindarían bienes y servicios a la planta petroquímica. 7. Desarrollo y/o mejoría de la infraestructura, con los proyectos de ampliación y mejora de carreteras, puertos y nuevos servicios en los distritos en las zonas de influencia del proyecto. 8. Potencial de creación de otras industrias relacionadas no existentes hoy en el Perú, como por ejemplo, petroquímica derivada, petroquímica de aromáticos, petroquímica del metano (con urea y/o amoniaco), producción de termoplásticos y sus variedades, etc. ubicadas dentro de polos industriales-petroquímicos. 9. Monetización de la ventaja competitiva, al ser el primer proyecto petroquímico en la costa sudamericana del Pacífico, lo que le permitirá abastecer a países latinoamericanos, Estados Unidos y Asia.
GAS NATURAL COMPRIMIDO
PETROPERU S.A. y SOCMA AMERICANA S.A. firman un memorando de entendimiento de beneficio mutuo, para el desarrollo de Gasoductos virtuales para abastecer a estaciones de servicio, clientes industriales, comerciales y domiciliarios. Con fecha 18 de setiembre del 2007 se constituye la empresa GNC Energía Perú S.A., teniendo como accionistas a PETROPERÜ S.A. con el 49 % y a Virtual Gasnet International (filial del Grupo Socma de Argentina), que es la operadora, con el 51% de participación. SOCMA es una empresa holding de capitales Argentinos, con importante trayectoria en negocios en Latinoamérica y entre cuyas empresas se encuentra GNC Galileo S.A. también con amplia experiencia en equipos para comercializar Gas Natural Comprimido – GNC, para el sector industrial, comercial, domiciliario y transporte. Galileo ha realizado proyectos y comercializado equipos en más de 30 países. Se entiende como Gasoducto virtual, el de llevar Gas Natural a lugares donde no existe gasoducto. Para ello se debe disponer de compresores que comprime el gas natural en recipientes especiales, para luego ser transportado en vehículos acondicionados hasta distancias de 300km. En dichos lugares se tendrán dispositivos para ser usado, hasta que sea reemplazado por otro recipiente, dando continuidad del abastecimiento. Los lugares puede ser una estación de servicio (gasocentros) o para clientes particulares como fábricas, minas, grandes centros comerciales.
Descripción del Proyecto Construcción de una Planta Madre de Compresión ubicada en la Antigua Carretera Panamericana Sur km. 40, cerca al City Gate de Calidda. En su primera etapa se instalarán 02 compresores Micro box y se adquirirán 02 camiones de transporte de unidades MAT (Contenedores de GNC), 14 MATs y 03 Boosters, todos los equipos de la marca Galileo de Argentina, para abastecer a 03 Estaciones Virtuales.
Capital Social Total Actual GNC Energía Perú S. A.: MMS/.12 1. Capital Social Inicial: MMS/.1.2
PETROPERÚ S.A. = MS/.588 (49%) pagado set. 2007 Virtual Gasnet International = MS/.612 (51%)
2. Aumento de Capital Social de MMS/.10.8 (según Junta de Accionistas (11/06/2008)
PETROPERÚ S.A. = MMS/.5.29 (49%) en 03 cuotas (jul- ago-set) Virtual Gasnet International = MMS/.5,51 (51%)
Ejecución del Proyecto El plazo de ejecución según programa es de 110 días calendario, inicio de construcción en julio 2008 y fecha de término: octubre 2008, entrando en operación a fines de diciembre 2008.
Situación 1. Se cuenta con el primer contrato por 5 años, de suministro de GNC con la Estación Full Service La Molina (Petrored) 2. Como potenciales Estaciones Virtuales están:
Servicentro Codesi (Comas). ETISA (Comas). GESCOM (Rimac). Servicentro Pizarro (Rimac) – Petrored. ABG S.A.C. 2 de mayo (San Isidro)-Petrored. Gasolineras S.A.C. DC Lube (Chorrillos)-Petrored.
PRODUCTOS
GLP El gas licuado de petróleo (GLP) es una mezcla balanceada de hidrocarburos volátiles tipo propano y butano. Petroperú obtiene el GLP de la destilación del petróleo crudo, en Refinería de Talara, cumpliendo con las especificaciones de calidad de la Norma Técnica Peruana en concordancia con el estándar internacional American Society for Testing and Materials
Características técnicas
Se almacena y transporta en estado líquido, manteniéndolo bajo presión en los tanques. Permanece en estado gaseoso a temperatura normal y presión atmosférica. No tiene color; es transparente en su estado líquido. No tiene olor; se le agrega una sustancia de olor penetrante para detectarlo en caso de fuga. Es muy inflamable. Cuando se escapa y se vaporiza se enciende violentamente con una pequeña llama o chispa. Presenta combustión limpia y eficiente. Se quema sin formación de humos, hollín o cenizas, por lo que ocasiona reducidas emisiones tóxicas al medio ambiente. Elevado poder calorífico por unidad de peso y volumen, al estar constituido por una mezcla balanceada de hidrocarburos propano y butano. Mínimo contenido de azufre. Máxima economía por ahorro en combustible y mantenimiento. Octanaje elevado (octanaje research ) superior a 100, evitando así el molesto "pistoneo" del motor. Permite una mayor duración del aceite lubricante. Protege la vida útil del motor.
Usos
Doméstico: cocinas, termas, calefacción. Industrial: hornos, calderos, generación eléctrica. Automotriz: automóviles, tractores, ómnibus y camiones. Vehículos de transporte de mediana y larga distancia, de transporte urbano, gasolineros convertidos a GLP y sistema dual gasolina-GLP.
Gasolinas La gasolina es una mezcla de muchos hidrocarburos que están en el rango aproximado de C5 (hidrocarburos con cinco átomos de carbono) a C11 (hidrocarburos con once átomos de carbono). En las refinerías se obtienen por separación de fracciones relativamente volátiles durante el proceso de destilación primaria de petróleo crudo y de procesos complejos de refinación, como el craqueo catalítico. La gasolina está diseñada para uso en motores de ignición por chispa y de combustión interna. Las gasolinas Petroperú están formuladas con aditivos multifuncionales de última generación que elevan la estabilidad del combustible e incrementa la vida útil del motor, permitiendo el máximo rendimiento. Petroperú, empresa líder en el sector hidrocarburos, produce y comercializa en el mercado nacional las siguientes gasolinas, a las cuales se agregan colorantes para diferenciar su octanaje:
Gasolina Petroperú Super Plus 97 (sin plomo) Gasolina Petroperú Super Plus 95 (sin plomo) Gasolina Petroperú Super Plus 90 (sin plomo) Gasolina Petroperú Super Plus 84 (sin plomo)
Las gasolinas Petroperú cumplen con la norma técnica peruana vigente y guardan concordancia con los estándares internacionales American Society for Testing and materials (ASTM) D-4814 y Society of Automotive Engineers (SAE) J-312.
Principales descripciones técnicas comerciales Las gasolinas Petroperú tienen un aspecto transparente, de gran potencia por el excelente poder calorífico, y una volatilidad cuidadosamente balanceada, que permite un mejor encendido del motor. Los octanajes son usados según el requerimiento de cada vehículo, para evitar el molesto pistoneo del motor. Poseen mínimo contenido de azufre y gomas, para evitar problemas de corrosión y depósitos en el sistema de combustible y partes del motor, prolongando la vida útil de éste. Los aditivos de última generación proporcionan cualidades de detergentes, anticorrosivos y disertantes, manteniendo limpio todo el sistema de combustible del motor. Esto supone un ahorro económico por mantenimiento. Estos aditivos de elevada eficiencia contribuyen a proteger el medio ambiente al reducir la emisión de gases contaminantes e hidrocarburos no quemados.
Gasolinas La gasolina es una mezcla de muchos hidrocarburos que están en el rango aproximado de C5 (hidrocarburos con cinco átomos de carbono) a C11 (hidrocarburos con once átomos de carbono). En las refinerías se obtienen por separación de fracciones relativamente volátiles durante el proceso de destilación primaria de petróleo crudo y de procesos complejos de refinación, como el craqueo catalítico. La gasolina está diseñada para uso en motores de ignición por chispa y de combustión interna. Las gasolinas Petroperú están formuladas con aditivos multifuncionales de última generación que elevan la estabilidad del combustible e incrementa la vida útil del motor, permitiendo el máximo rendimiento. Petroperú, empresa líder en el sector hidrocarburos, produce y comercializa en el mercado nacional las siguientes gasolinas, a las cuales se agregan colorantes para diferenciar su octanaje:
Gasolina Petroperú Super Plus 97 (sin plomo) Gasolina Petroperú Super Plus 95 (sin plomo) Gasolina Petroperú Super Plus 90 (sin plomo) Gasolina Petroperú Super Plus 84 (sin plomo)
Las gasolinas Petroperú cumplen con la norma técnica peruana vigente y guardan concordancia con los estándares internacionales American Society for Testing and materials (ASTM) D-4814 y Society of Automotive Engineers (SAE) J-312.
Principales descripciones técnicas comerciales Las gasolinas Petroperú tienen un aspecto transparente, de gran potencia por el excelente poder calorífico, y una volatilidad cuidadosamente balanceada, que permite un mejor encendido del motor. Los octanajes son usados según el requerimiento de cada vehículo, para evitar el molesto pistoneo del motor. Poseen mínimo contenido de azufre y gomas, para evitar problemas de corrosión y depósitos en el sistema de combustible y partes del motor, prolongando la vida útil de éste. Los aditivos de última generación proporcionan cualidades de detergentes, anticorrosivos y disertantes, manteniendo limpio todo el sistema de combustible del motor. Esto supone un ahorro económico por mantenimiento. Estos aditivos de elevada eficiencia contribuyen a proteger el medio ambiente al reducir la emisión de gases contaminantes e hidrocarburos no quemados.
DIESEL B5 PETROPERÚ A partir del 01 Enero 2011 se inició la comercialización de este combustible, en reemplazo del Diesel B2. El Diesel B5 es un combustible constituido por una mezcla de Diesel N°2 y 5% en volumen de Biodiesel (B100).
Diesel N°2.- Combustible derivado de hidrocarburos, destilado medio, obtenido de procesos de refinación. Biodiesel (B100).- Combustible diesel derivado de recursos renovables, puede ser obtenido a partir de aceites vegetales o grasas animales. Cumple con las especificaciones de calidad establecidas en la norma nacional e internacional. Este combustible prácticamente no contiene azufre.
Es importante resaltar que, de conformidad a la legislación nacional vigente, se estableció un cronograma para el uso obligatorio de mezclas del Diesel N°2 con el Biodiesel B100: Desde el 01.01.2009: Diesel B2 (mezcla de Diesel N°2 + 2% de Biodiesel B100) Desde el 01.01.2011: Diesel B5 (mezcla de Diesel N°2 + 5% de Biodiesel B100) El DIESEL B5 PETROPERÚ, con denominación comercial en nuestro caso de BIO DIESEL B5 PETROPERÚ, cumple con las especificaciones técnicas de la norma técnica peruana vigente y guarda concordancia con los principales ensayos de los estándares internacionales ASTM, D975 y SAE J313. Especificaciones técnicas Hoja de Datos de Seguridad
Características técnicas
Elevado índice de cetano con respecto a la especificación, que asegura una excelente calidad de ignición, arranque rápido y menor ruido del motor. Bajo contenido de azufre con respecto a la especificación, asegurando una protección efectiva contra el desgaste. La especificación vigente exigida para el Diesel B5 es de máximo 5000 ppm; no obstante, como puede apreciarse en la información publicada por OSINERGMIN en el Link ; el contenido de azufre del Diesel producido en las refinerías de PETROPERÚ, se halla muy por debajo del nivel establecido. Excelente lubricidad y reducción de emisiones contaminantes (al incrementarse el porcentaje de biodiesel de 2 a 5%). Elevado poder calorífico, que garantiza una eficiente combustión.
El DIESEL B5 PETROPERÚ contiene un paquete de aditivos de performance de última generación que le otorgan las siguientes ventajas:
Permite la limpieza de inyectores para una óptima pulverización y por ende mejora de la combustión; protección para la bomba de inyección de
combustible; protección contra la corrosión; separación del agua al contener un demulsificante. Estas mejoras favorecen el mejor rendimiento, menores gastos por mantenimiento, prolongando la vida útil del motor Asegura una mejora de la estabilidad, previniendo la acumulación de depósitos y protegiendo la superficie de los metales contra la formación de depósitos. Controla la espuma durante el abastecimiento de combustible, permitiendo mayor comodidad y rapidez en el llenado. Protege el ambiente al reducir la emisión de gases contaminantes e hidrocarburos no quemados.
Usos
En motores diesel de vehículos para el transporte terrestre (automóviles, camiones, ómnibus, etc) En plantas de generación eléctrica En equipos para la industria en general ( minería, pesquería, construcción, sector agrícola, etc)
Diesel Ultra (DIESEL B5 S-50 PETROPERÚ) A partir del 01 Enero 2011 se inició la comercialización de este combustible, en reemplazo del Diesel B2 S-50 El Diesel B5 S-50 es un combustible constituido por una mezcla de Diesel N°2 S-50 y 5% en volumen de Biodiesel (B100).
Diesel N°2 S-50.- Combustible derivado de hidrocarburos, destilado medio, obtenido de procesos de refinación que presenta un contenido de azufre máximo de 50 partes por millón. Biodiesel (B100).- Combustible diesel derivado de recursos renovables, puede ser obtenido a partir de aceites vegetales o grasas animales. Cumple con las especificaciones de calidad establecidas en la norma nacional e internacional. Este combustible prácticamente no contiene azufre.
De conformidad al D.S. 061-2009-EM, a partir del 01.01.2010 se inició la comercialización de este combustible con un contenido máximo de azufre de 50 partes por millón, y de conformidad al Reglamento para la Comercialización de Biocombustibles, desde el 01.01.2011 se incrementa el porcentaje de biodiesel de 2 a 5%, por lo que la denominación cambia a DIESEL B5 S-50. En nuestro caso, el combustible presenta como denominación comercial DIESELULTRA PETROPERÚ y cumple con las especificaciones de calidad de la norma técnica peruana vigente.
Características técnicas
Combustible limpio, presenta muy bajo contenido de azufre, por lo cual favorece la protección del ambiente al disminuir las emisiones contaminantes. Elevado índice de cetano con respecto a la especificación, que asegura una excelente calidad de ignición, arranque rápido y menor ruido del motor. Excelente lubricidad al incrementarse el porcentaje de biodiesel de 2 a 5%.
El DIESEL ULTRA PETROPERÚ contiene un paquete de aditivos de performance de última generación que le otorgan mayores ventajas:
Permite la limpieza de inyectores para una óptima pulverización y por ende mejora de la combustión y protección del sistema de combustible, lo cual influye favorablemente en el rendimiento y menores gastos de mantenimiento, prolongando la vida útil del motor. Asegura una mejora de la estabilidad, previniendo la acumulación de depósitos, protegiendo la superficie metálicas Contiene un demulsificante que permite la separación del agua (de presentarse) en el sistema de almacenamiento, para una fácil eliminación. Controla la espuma durante el abastecimiento de combustible, permitiendo mayor comodidad y rapidez en el llenado.
