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TECNOLOGÍAS PARA PETRÓLEO Y GAS Noviembre de 2012
Este documento fue elaborado por la Lic. Laura Pandolfo. Se trata de un material técnico para facilitar el trabajo de la Mesa de Implementación. Las opiniones expresadas en este documento pueden no coincidir con la posición que finalmente asuma el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva de la Nación.
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CONTENIDO
1. Introducción
2. Panorama energético argentino
2.1 Matriz energética
2.2 Producción de petróleo y gas
2.3 Elaboración de combustibles
2.4 Importación de petróleo, gas y combustibles
3. Actividad petrolera
3.1 Cuencas sedimentarias
3.2 Producción de petróleo y gas por cuenca y provincia
3.3 Yacimientos en producción
3.4 Descubrimientos en reservorios no convencionales
3.5 Principales empresas productoras
3.6 El Downstream
3.7 Productos y servicios
4. Desarrollo del conocimiento
4.1 Relación de la industria y los proveedores de tecnología
4.2 La Academia y el Sistema Científico Nacional
4.3 El modelo de Brasil
5. Oportunidades de innovación tecnológica
5.1 Oportunidades identificadas
5.2 Iniciativas en curso
ANEXOS
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1. INTRODUCCIÓN El diseño del Plan Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación (en adelante denominado “el Plan”) llevado a cabo durante el año 2010 permitió identificar una serie de temáticas que requieren de un fuerte impulso en materia de políticas públicas para el sector. Este trabajo responde a una de las dos estrategias de intervención previstas por el Plan, la estrategia de focalización, la cual implica una conceptualización novedosa para las políticas de Ciencia, Tecnología e Innovación (CTI), que supone la identificación de oportunidades de intervención en entornos territoriales específicos a partir de la articulación de Tecnologías de Propósito General (TPG) con sectores productivos de bienes y servicios, en lo que se define como Núcleos Socio Productivos Estratégicos (NSPE). Las TPG incluidas, sin negar la importancia de otras tecnologías que son centrales para el desarrollo de las distintas actividades en varias regiones del país son biotecnología, tecnologías de la información y las comunicaciones (TICs) y nanotecnología. Los sectores seleccionados fueron agroindustria, ambiente y desarrollo sustentable, desarrollo social, energía, industria y salud. Este abordaje se orienta a aprovechar las potencialidades que ofrecen las TPG para generar saltos cualitativos en términos de competitividad productiva, mejoramiento de la calidad de vida de la población y posicionamiento en términos de tecnologías emergentes y desarrollos tecnológicos esperables en el mediano y largo plazo. Existen varios ejemplos en Argentina que muestran cómo aplicaciones de las TICs y de la biotecnología han redundado en mejoras de la capacidad productiva, de gestión, de eficiencia y de la sustentabilidad ecológica en varios sectores económicos. Por su parte, la nanotecnología es un área considerada como la de mayor potencialidad dentro del nuevo paradigma tecnológico, por lo que ofrece una ventana de oportunidad para países en vías de desarrollo como la Argentina, en la medida en que los cambios en la estructura productiva mundial abren un espacio para los “nuevos jugadores”. Al respecto, esta tecnología sobresale por el camino relativamente corto entre la innovación y la producción y por la posibilidad de patentamiento y disminución de la dependencia tecnológica. La política sectorial de los NSPE está dada en el Plan por áreas prioritarias de considerable amplitud y heterogeneidad interna que contribuyen significativamente al desarrollo de las distintas regiones del país y que asimismo brindan mayores oportunidades de consolidar un entramado de actores e instituciones que puedan dar respuestas a las demandas de la sociedad aplicando soluciones surgidas de las actividades de CTI. En este sentido, la programación para el período 2012-2015 ha previsto la organización de Mesas de Implementación con la participación de los actores relevantes del Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación (SNCTI) para cada uno de los NSPE, para la discusión y validación de los cursos de acción previstos por el Plan, en un trabajo mancomunado que permita proyectar las actividades a desarrollar, los resultados a lograr y la inversión a realizar en los próximos años. Uno de estos Núcleos es “Petróleo y Gas”. Finalmente, los resultados de este trabajo quedarán plasmados en un Plan
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Operativo que contendrá las acciones que el MinCyT implementará para impulsar y fortalecer esta temática. El NSPE “Petróleo y Gas”, comprende tanto las tecnologías para el desarrollo y explotación de yacimientos de hidrocarburos, como las utilizadas en los procesos físicos químicos de procesamiento del petróleo para la obtención de diferentes productos combustibles. Se desarrollarán e implementarán tecnologías que permitan mejorar la eficiencia de la industria, retomando la senda del autoabastecimiento energético.
2. PANORAMA ENERGÉTICO ARGENTINO
En este capítulo expondremos distintas referencias que describen la evolución de la industria petrolera y su impacto en el desarrollo energético argentino.
2.1 Matriz energética
Siempre los hidrocarburos líquidos y gaseosos han representado la parte substancial del consumo energético y en los últimos 39 años sólo se ha logrado disminuir levemente su importancia. El gas natural ha sustituido al petróleo en prácticamente todos los sectores de consumo. En el residencial, en una primera época junto al GLP, desplazando al querosén; en el transporte compitiendo con las naftas; en la industria reemplazando al Fuel Oil; en la generación de electricidad, no sólo al Fuel Oil y Gas Oil, sino convirtiéndose en el fundamento de las centrales térmicas en desmedro de la expansión de la hidráulica y nuclear. (ANEXO I) La Secretaría de Estado de Energía tiene diferentes iniciativas, especialmente relacionadas a las energías renovables y a la producción de energía nuclear, tendientes
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a disminuir la dependencia de los hidrocarburos, prediciendo los siguientes escenarios de demanda y oferta. Escenarios de demanda
Fuente: Secretaría de Energía. Modelo LEAP Escenario de oferta interna de energía al 2025
Fuente: Secretaría de Energía. 2.2 Producción de petróleo y gas
Del 2002 al 2011 la producción de petróleo se redujo en un 24% y la de gas en el mismo período en un 2%, siendo su disminución de un 13% si consideramos el año 2004, máximo histórico de la producción de gas en el país. (Anexo II)
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Fuente SEE Fuente SEE
2.3 Elaboración de combustibles
La elaboración de las distintas calidades de naftas descendió entre el 2001 y el 2005 en un 35%, ascendiendo nuevamente hacia el 2011, pero sin alcanzar los volúmenes del 2001. El gas oil fue variable en el período de análisis manteniéndose entre los 11 y 12,5 millones de metros cúbicos, mientras que el fuel oil tuvo un incremento importante del 300% en el lapso 2001-2008. (ANEXO III)
El parque automotor, principal consumidor de naftas, en el mismo lapso creció del
orden de un 50%,
6.000.000
6.500.000
7.000.000
7.500.000
8.000.000
8.500.000
9.000.000
9.500.000
10.000.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Elaboración Nacional Naftas m3
Fuente Instituto Argentino de Petróleo y
Gas
10.000.000
10.500.000
11.000.000
11.500.000
12.000.000
12.500.000
13.000.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Elaboración Nacional Gas Oil m3
Fuente Instituto Argentino de Petróleo y
Gas
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
4.500.000
5.000.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Elaboración Nacional Fuel Oil Tn
Fuente Instituto Argentino de Petróleo y
Gas
5.000.000
6.000.000
7.000.000
8.000.000
9.000.000
10.000.000
11.000.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Crecimiento del parque automor
Fuente ADEFA
2.4 Importación de petróleo, gas y combustibles
La importación de petróleo decayó en el período 2001-2011, llegando a valores cero a partir del 2008, para el resto de los productos la importación fue ascendente. Se destaca la importación de naftas con un 100% de incremento en el año 2007, respecto a los años contiguos. La importación de fuel oil, de niveles muy bajos del orden de las diez mil toneladas en los primeros años de la década pasó a un millón cuatrocientos mil en el 2011. Respecto al gas oil y el gas natural las importaciones crecieron ocho veces en el lapso de estudio. (ANEXO IV)
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
1.600.000
1.800.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Importación petróleo m3
-
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Importación Naftas Total m3
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
4.500.000
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Importación Gas Oil Total m3
Fuente Instituto Argentino de Petróleo y Gas
3. ACTIVIDAD PETROLERA Y GASIFERA 3.1 Cuencas sedimentarias
En la República Argentina se han
identificado 19 cuencas sedimentarias,
con una superficie total de
aproximadamente 1.750.000 km2
Cinco de estas cuencas tienen
continuidad sobre la plataforma
continental. La superficie de las
ubicadas sobre el continente es de
alrededor 1.350.000 km2.
Se han realizado pozos exploratorios en
todas las cuencas, pero solo cinco son
productivas al presente: Noroeste,
Cuyana, Neuquina, Golfo San Jorge y
Austral.
3.2 Producción por Cuenca y provincia
Los cuadros siguientes muestran la relación porcentual de la producción de petróleo y gas de las cuencas productivas y de las distintas provincias correspondientes, la información concierne a mayo del 2012. Los datos anualizados (2000-2011) por Cuenca se detallan en el ANEXO II.
Cuenca Petróleo Gas
Neuquina 40,45 54,02
Golfo San Jorge 46,63 11,74
Austral 5,58 25,38
Cuyana 5,37 0,13
Noroeste 1,96 8,73
% de Producción
Provincia (%) Petróleo Gas
Neuquen 19,93 44,19
Chubut 27,90 7,98
Santa Cruz 20,76 9,49
Mendoza 13,90 5,23
Salta 1,32 8,66
Estado Nacional 1,09 11,05
Rio Negro 7,65 3,70
Tierra del Fuego 2,48 8,60
La Pampa 4,35 1,04
Formosa 0,59 0,07
Jujuy 0,05 0,01
% de Producción
3.3 Yacimientos en producción
Aproximadamente el 60% de los yacimientos de petróleo fueron descubiertos e iniciaron sus primeras producciones entre los años 1950 y 1970. Asimismo se destaca que un 22% de los yacimientos son explotados desde años anteriores al 1950, y solo un 11% de los yacimientos son posteriores al 1990. Desde 1992 no se ha puesto en producción ningún nuevo yacimiento, con un rendimiento interesante. El yacimiento de mayor producción promedio es el Anticlinal Grande-Cerro Dragón operado por PAE con 13.637 m3/día (mayo/2012). Realizando el mismo análisis para los yacimientos de gas, el 65% de los yacimientos que son explotados fueron descubiertos entre 1971 y 1990, un 27% corresponde al período 1951-1970 y un 8% son posteriores a 1990. La mayor producción de gas continua siendo aportada por Loma La Lata-Sierra Barrosa, operada por YPF, con 15.789 Mm3/día a mayo 2012. Este panorama no es exclusivo de la Argentina, la mayor producción de hidrocarburos a nivel mundial proviene de los denominados “yacimientos maduros”. Los yacimientos maduros son aquellos que han alcanzado su pico de producción o que están produciendo en el modo declinación.
Fuente: CERA 2009
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El indicador utilizado, comúnmente, para explicar el potencial remanente de un reservorio es el factor de recobro. Este se expresa en porcentaje, y se define como la relación entre el hidrocarburo que puede ser recuperado de un yacimiento y el hidrocarburo original existente en el mismo yacimiento.
El promedio estimado del factor de recobro a nivel mundial es del 35%, para nuestros yacimientos maduros el factor de recobro se evalúa, actualmente, en un 22%. A partir de la aplicación correcta de tecnologías de recuperación secundaria (inyección de agua al reservorio) y terciarias (agregado de productos químicos, CO2, calor), existen ejemplos a nivel mundial de recuperaciones del orden 60% y 70%. El desarrollo de estos campos maduros requiere de una eficiente estrategia de gestión del reservorio y de las tecnologías apropiadas, económicamente viables. Cada reservorio posee sus propias características diferenciales, su “finger print”, es necesario diseñar la tecnología ajustada para cada uno de ellos para obtener el máximo beneficio.
3.4 Descubrimientos en reservorios no convencionales
Los reservorios no convencionales se caracterizan por tener muy baja permeabilidad, suelen estar naturalmente fracturados, la roca generadora y la roca reservorio suelen estar muy cerca o ser la misma. Incluiremos en esta categoría los conocidos como: reservorios tight (arenas apretadas) y los de petróleo y gas de shales (lutitas). En los últimos años se han descubierto en la cuenca Neuquina importantes volúmenes de reservas en este tipo de reservorios, y son promisorios los nuevos descubrimientos en la cuenca del Golfo San Jorge. Estos descubrimientos podrían cambiar en pocos años completamente el panorama de la industria energética argentina. El desarrollo de estos reservorios requiere de tecnología compleja e importantes volúmenes de agua fresca. Incluiremos en esta categoría, también, los yacimientos de crudos pesados y ultrapesados, que requieren para su explotación de tecnologías especiales, diferentes a las utilizadas en los “reservorios convencionales”.
Cabe destacar que no sólo la tecnología de explotación de estos reservorios es compleja y distintiva, el procesamiento de estos crudos en las refinerías, impacta directamente, tanto en las tecnologías de procesos, como en los materiales de las instalaciones de producción. Por otra parte, la explotación de yacimientos, tanto maduros como no convencionales, es necesario realizarla con procesos y tecnologías protegiendo el medio ambiente. 3.5 Principales empresas productoras
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Actualmente el 55% de la producción de petróleo proviene de dos empresas: YPF (34,8%) y Pan American Energy (19,2%). En cuanto a la producción de gas el 65% se distribuye entre Total Austral (30,45%), YPF (22,97%), Pan American Energy (12,05%). YPF SA es una empresa cuyo capital accionario corresponde en un 51% al Estado Argentino y el 49% restante se distribuye entre distintos inversores internacionales, cotiza en la Bolsa de Buenos Aires y de Nueva York. El capital accionario de Pan American Energy (PAE) corresponde en un 40% a Bridas Corp, que a su vez es participada por partes iguales por Bridas Energy (Bulgheroni, capitales argentinos) y CNOOC (Chinese National Oil Offshore Company), la porción del 60% pertenece a BP (British Petroleum). La empresa Total Austral es la filial argentina del holding francés Total ELF, la cuarta empresa petrolera a nivel mundial en capitalización en la bolsa de Nueva York. Solo las empresas Tecpetrol y Pluspetrol corresponden a capitales exclusivamente argentinos. La primera es parte del grupo Techint y la segunda es propiedad de dos familias (Rey y Poli). Ambas empresas tienen, también, actividades fuera de la Argentina, especialmente en América Latina. Las empresas petroleras suelen contar con un plantel reducido de empleados propios, contratando servicios de operación y mantenimiento, construcción y montaje a terceros. El personal contratado es de tres a cinco veces superior al personal propio.
may-12 % de Producción
Petróleo Gas
Empresas
YPF 34,80 22,97
Pan American 19,02 12,05
Petrobras Arg. 6,12 8,92
Sinopec Arg. 6,43 1,65
Pluspetrol 6,54 2,84
Chevron Arg. 5,33 0,57
Tecpetrol 3,93 3,35
Total Austral 3,21 30,45
Enap Sipetrol Arg. 1,76 1,61
Apache Energía Arg. 1,08 3,90
Fuente Instituto Argentino de Petróleo y gas
3.6 El Downstream
La cadena de valor de la industria de hidrocarburos se divide en dos grandes instancias, el Upstream que comprende las actividades de exploración y explotación
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de yacimientos y el Downstream que abarca el transporte, refinación y la industria petroquímica.
La refinación de petróleo es la serie de procesos mediante los cuales el petróleo se transforma en derivados comercializables. La instalación industrial que permite lograr esa transformación se denomina refinería. En general, las refinerías se diseñan para procesar una gama amplia de crudos. Las refinerías argentinas procesan, en general, crudos locales pero fueron diseñadas para procesar crudos de diversas procedencias. La industria petroquímica produce una gran cantidad de productos, como plásticos, textiles, pinturas, pegamentos, solventes, fertilizantes, etcétera que cubren necesidades de la sociedad prácticamente en todas sus áreas. Las materias primas que se utilizan para llegar a estos productos son hidrocarburos provenientes del gas natural y de la refinación del petróleo. En la Argentina hay instaladas 17 refinerías pertenecientes a distintas empresas, que elaboran diversos tipos de productos, y con una desigual capacidad de procesamiento. Las principales refinerías, por el volumen de producción, son las de YPF instaladas en La Plata (provincia de Buenos Aires) y la de Lujan de Cuyo (provincia de Mendoza). El siguiente cuadro muestra la producción de abril/2012 de las cuatro principales refinerías:
YPF La PlataYPF Lujan de
Cuyo Shell Dock Sud ESSO Campana
Naftas m3 258.504 141.510 137.905 104.472
Gas oil m3 267.577 291.659 108.777 157.402
Fuel oil Tn 71.781 71.727 57.672 Fuente Instituto Argentino del Petróleo y Gas
3.7 Productos y servicios
El conjunto de productos y servicios tecnológicos utilizados en las operaciones de desarrollo de yacimientos, transporte y refinación son característicos y particulares de cada evento. Las distintas actividades de la industria son soportadas por variadas y complejas tecnologías. Por ejemplo, en las primeras actividades de la exploración petrolera se utilizan métodos de tratamiento de imágenes satelitales y radar, se registran y procesan ondas sísmicas y geofísicas, se analizan muestras de rocas y fluidos, se aplica la tecnología de la información para la realización de modelos y simulaciones. La explotación de los yacimientos implica la perforación e intervenciones en pozos cuyas profundidades oscilan entre los 800 y 6000 metros de profundidad, monitoreo y medición, almacenamiento y transporte. En las etapas finales de la cadena de valor se aplican tecnologías de procesos automatizados en las plantas que proveerán los productos finales para el mercado. Las tecnologías empleadas se basan en las disciplinas: física, química, matemática y electrónica, entre otras.
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No se poseen datos respecto a los volúmenes de productos y servicios tecnológicos utilizados por las distintas empresas en la Argentina, ni de la relación en el consumo entre productos nacionales e importados. A pesar de la falta de estadísticas se reconoce la dependencia de la tecnología importada, desarrollada y suministrada por proveedores internacionales, siendo ésta la práctica habitual mundialmente.
En la última década países como Brasil, Nigeria, Noruega han desplegado interesantes iniciativas de desarrollo de proveedores de base tecnológica, en sus respectivos países, tendientes a conseguir un aprovisionamiento nacional de las tecnologías claves. El 4 de octubre del corriente año, en el predio de Tecnópolis, la ministra de Industria Debora Giorgi y el CEO de YPF Miguel Galuccio, reunieron a 1300 empresarios de la industria hidrocarburífera, con el objetivo de presentar el plan de crecimiento de YPF SA, motivando al sector a acompañar este plan con desarrollo y fortalecimiento de la producción nacional, mejorando su productividad, competitividad y calidad de productos y servicios. Del mismo modo se explicó el alcance del Programa SUSTENTA, que la compañía lanzó con la secretaría PYME y Desarrollo Regional. El programa incluye un diagnóstico de la oferta y la demanda, a partir de este análisis surgirán oportunidades de desarrollo, ordenados en los siguientes módulos, entre otros:
Diversificación productiva Innovación tecnológica Desarrollo de la industria nacional Mecanismos de financiamiento.
4. DESARROLLO DE CONOCIMIENTO
4.1 Relación de la industria y los proveedores de tecnología
Las empresas petroleras han delegado, en los proveedores de servicios para la industria, la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías. Muy pocos son los ejemplos, generalmente relacionados a las principales empresas de la industria, que han dedicado recursos a la innovación tecnológica in house. Los grandes proveedores tecnológicos del Upstream son las empresas Schlumberger, Halliburton, Wheatherford, Baker Hughes. Sus principales centros de desarrollos tecnológicos están localizados en Estados Unidos en las mismas ciudades que despliegan investigaciones básicas y/o aplicadas reconocidas universidades americanas. Todos ellos realizan, continuamente, nuevos aportes tecnológicos resolviendo, en parte, los desafíos que se presenta la explotación de los yacimientos. En muchos casos, para resolver temas particulares y comunes a distintas empresas, se realizan alianzas o consorcios de investigación entre actores públicos y privados. Algunas Universidades de Estados Unidos, Canadá y Europa han trabajado bajo este esquema los últimos 50-60 años, con diferentes resultados aprovechables.
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Para el Downstream los proveedores más reconocidos son Honeywell UOP, Dupont, Haldor Topsoe, Technip, Grace que abastecen a la industria de tecnologías de procesos e insumos químicos, principalmente catalizadores. Para esta línea de negocios son reconocidas las patentes producidas por Chevron a partir de las cuales, y en asociación con otras compañías, dieron un vuelco en el procesamiento, por ejemplo de lubricantes. Exxon y Shell también realizaron aportes tecnológicos innovadores. La elaboración de productos diferenciales y con mayor valor agregado para el mercado, da ventajas competitivas importantes para las empresas que operan en el Downstream. 4.2 La Academia y el Sistema Científico Nacional A pesar que la industria petrolera ya tiene más de 100 años de historia en la Argentina, muy pocos son los ejemplos de desarrollo de conocimiento y tecnologías en el ámbito de las universidades nacionales, como en el resto de actores del SCN. Un análisis rápido de la situación nos sugiere dos motivos principales:
1- Se delegó en Yacimientos Petrolíferos Fiscales el desarrollo de conocimiento para la industria hasta el año de su privatización (1992), no tomando su lugar ninguna otra institución a partir de esa fecha.
2- Se optó, y se continua optando, por la importación de tecnología de los grandes proveedores internacionales. Solo en algunos pequeños nichos se produjeron tecnologías nacionales, siendo la única excepción de manufactura nacional la de ductos y tubulares, que lidera Tenaris, con proyección internacional.
En síntesis no hubo motivaciones técnicas, ni incentivos económicos que propiciaran la investigación y desarrollo de soluciones tecnológicas propias en el ámbito del sistema científico nacional. Por otra parte, no se encuentran antecedentes de lineamientos políticos que impulsarán el desarrollo de tecnología nacional para la industria petrolera. El primer antecedente en la Argentina de alianza entre el sector productivo y el sistema de ciencia, tecnología e innovación tuvo lugar el 1° de julio del 2009, con la firma de un Convenio Marco de Cooperación Técnica, entre el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva (MinCyT) y el Instituto Argentino de Petróleo y Gas, al que posteriormente adhirieron distintas empresas. En agosto del 2011 se constituyó un consorcio de investigación entre seis empresas y tres universidades nacionales para la ejecución del Proyecto de investigación e innovación en el área tecnológica denominada Recuperación Mejorada de Petróleo.
4.3 El modelo de Brasil Para el caso particular de la industria del petróleo y gas, el gobierno brasilero, impulso en 1998 la investigación y desarrollo en ese país, mediante la inclusión de una cláusula en los contratos de concesión para la exploración y producción de petróleo y gas. Esta ordena que todas las empresas concesionarias deben invertir en actividades de
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investigación y desarrollo un valor igual al 1% de sus ingresos brutos. El 50% de este valor puede ser invertido en desarrollo tecnológico en la propia compañía que opera en Brasil, el otro 50% será destinado a I+D en las instituciones habilitadas por el gobierno brasilero. Este modelo de financiación aplicado desde 1998 dio como resultado una inversión en desarrollo tecnológico en las empresas e investigación en las universidades del orden de los quinientos millones de dólares para el 2011, de los cuales el 95% fue aportado por Petrobras. Petrobras ha instalado en los últimos 10 años numerosos centros de investigación distribuidos geográficamente de norte a sur sobre la costa atlántica, relacionados a los campus de las principales universidades nacionales brasileras. Además ha ampliado su centro de investigación (CENPES), éste cuenta con un importante reconocimiento a nivel internacional. Los más importantes proveedores tecnológicos de la industria, Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, entre otros, han establecido en Brasil, centros tecnológicos propios, en alianza con las Universidades. La primera ha instalado, en el campus de la Universidad Federal de Rio de Janeiro, un Centro de Investigación y Geo-ingeniería para el desarrollo de soluciones para los yacimientos carbonáticos en el offshore profundo y ultraprofundo, con el fin de convertirse en líderes tecnológicos en esta problemática. La mayoría de estos Centros se localiza en el Parque Tecnológico de Universidad Federal de Río de Janeiro, estimándose que ya se han invertido más de trescientos millones de dólares en el mismo. Este importantísimo aporte de capital a la I+D permitió la instalación de una infraestructura edilicia, de laboratorios, redes de comunicación e informáticas de gran envergadura, pero no se ha podido resolver aún, la falencia en la cantidad y calidad de los recursos humanos requeridos para afrontar esta expansión.
5. OPORTUNIDADES DE INNOVACION TECNOLOGICA
Atendiendo a las consideraciones expuestas en los capítulos precedentes:
1- matriz energética basada en hidrocarburos, 2- descenso en la producción nacional e incremento de importaciones, 3- características particulares de nuestros reservorios: maduros y no
convencionales, 4- nuevas calidades de crudos que impactan en la elaboración de los
combustibles base petróleo, 5- dependencia de proveedores internacionales, 6- necesidad de mejorar los costos de los insumos y servicios, a partir del
desarrollo de una industria de aprovisionamiento nacional,
Se entiende que resulta necesario encarar proyectos de investigación y desarrollo tecnológico nacional para la expansión de la industria petrolera argentina, apuntalando a la sustentabilidad energética del país.
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5.1 Oportunidades identificadas Se han identificado dos líneas de actuación preferentes:
1- Objetivo: sustitución de importaciones, desarrollo de la industria nacional, reducción de costos
Líneas de actuación al corto plazo: Desarrollo nacional de productos de bajo contenido tecnológico Radicación de centros de desarrollo y producción de tecnología de
proveedores internacionales en la Argentina Adquisición de licencias para el desarrollo de proveedores
nacionales
2- Objetivo: desarrollo de nuevas tecnologías, expansión de la industria nacional, incluyendo a las compañías petroleras y a las proveedoras de productos y servicios
Líneas de actuación al medio-largo plazo: Desarrollo de RRHH en competencias técnicas propias de la industria
petrolera Investigación y desarrollo de productos de alto contenido
tecnológico Creación de empresas de base tecnológica
Estas dos oportunidades se apoyan en las siguientes palancas:
Agenda de la industria:
reservorios maduros, reservorios no convencionales, procesos y productos en la refinación de petróleo, nuevos productos basados en hidrocarburos y gas
Disciplinas: comportamiento de fluidos, TICs, nanotecnología
Grado de la innovación: mejoras sucesivas en tecnologías disponibles, nuevas tecnologías que viabilicen el desarrollo de los yacimientos
maduros y no convencionales, tecnologías disruptivas para viabilizar nuevas formas de exploración
y explotación de hidrocarburos y para afrontar la elaboración de nuevos productos que aporten a la matriz energética
5.2 Iniciativas en curso En los últimos tres años se han emprendido distintos proyectos relacionados al desarrollo de la ciencia y tecnología en la industria de hidrocarburos, distinguiéndose:
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1-Proyecto de Investigación e Innovación en el Área Tecnológica denominada Recuperación Mejorada de Petróleo (Enhanced Oil Recovery, EOR) Surge a partir de la firma del Convenio Marco de Cooperación Técnica, entre el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva y el Instituto Argentino de Petróleo y Gas, el 1° de julio del 2009. Luego de las etapas de análisis de factibilidad y firma de acuerdos entre las partes en agosto del 2011 se inicia el proyecto, estimando su finalización en julio del 2014. El objetivo es Desarrollar una plataforma tecnológica (infraestructura y conocimiento) que permita identificar/seleccionar, diseñar e implementar proyectos de EOR, con el objetivo de incrementar reservas y mejorar la productividad de los yacimientos maduros en la República Argentina. En el Consorcio participan las empresas: YPF, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol, Chevron y Petrobras. Las Universidades seleccionadas para desarrollar distintas etapas de I+D son: UN Cuyo, UBA y UN Comahue. El presupuesto total es de 3,6 millones de dólares y es financiado por partes iguales por las seis empresas. 2-Fonarsec FSTICs 2010: modelización y simulación En esta convocatoria se presentó un proyecto denominado ONDAS, que fue aprobado por un monto total, financiación más contraparte, de $ 28.800.000. El objetivo del mismo es el tratamiento de señales de cálculo inverso para parámetros que determinan la transmisión y reflexión de ondas. En el caso particular de la industria de hidrocarburos el proyecto tendrá como producto final un software de procesamiento sísmico para su aplicación a la exploración petrolera. 3-Clúster Shale Neuquén Entre el 23 y 24 de mayo, del corriente año, se realizó en la ciudad de Neuquén un Workshop, en el que se presentó la propuesta de conformación de un clúster que concentre los distintos eslabones de la cadena de producción de los yacimientos no convencionales descubiertos recientemente en esa provincia.
El objeto de la creación del Clúster es el de habilitar nuevos caminos, a partir del equilibrio entre la colaboración y la competencia. Para:
Lograr un aumento de la productividad de las empresas del mercado Impulsar la innovación Estimular la creación de nuevas empresas Vincular nuevas empresas con desventajas comparativas Inducir a la coordinación entre empresas.
El Clúster Shale es patrocinado por el Gobierno de Neuquén y liderado por la empresa de Gas y Petróleo Neuquén. 4-Convocatoria Fonarsec La Agencia de Promoción Nacional de Promoción Científica Tecnológica abrió una nueva convocatoria del Fondo Sectorial de Nanotecnología (FS 2012) para el Desarrollo de nanoproductos en sistemas Roca-Fluido. La convocatoria cierra el 16 de noviembre próximo, y las bases son las habituales para este tipo de financiación. 5-La Universidad con YPF El 20 de septiembre, la Subsecretaría de Gestión y Coordinación de Políticas Universitarias, en conjunto con YPF, presentó el Programa “La Universidad con YPF”.
10
El programa tiene como objetivo construir una alianza estratégica entre el sistema universitario nacional y el sistema productivo. Entre las líneas de acción propuestas, se destacan:
Constitución de un banco de investigaciones Convocatoria de Vinculación Tecnológica y Extensión con YPF Promoción de la investigación científica universitaria al servicio de YPF Promoción de carreras vinculadas a la energía, los hidrocarburos y la
petroquímica Inserción de Recursos humanos altamente calificados en YPF y la
industria petroquímica
11
ANEXO I
Año:2010
en miles de tep
PROVISORIO
ARGENTINA
Formas
de
Energía
Energía Hidráulica 3576 0 0 3.576 0 0 -37 0 3.540 -3531 -10 0 0 0 0 0 0 0 -1 0 0 0 0 0 0
Nuclear 0 1.507 782 2.289 0 0 0 0 2.289 -2.244 0 0 0 0 0 0 0 -46 0 0 0 0 0 0 0
Gas Natural 38482 2980 0 41.462 -561 -1106 -730 0 39.064 0 0 -39.064 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Petróleo 31.274 0 -202 31.072 -4.661 0 0 0 26.411 0 0 0 -26410 0 0 0 0 -1 0 0 0 0 0 0 0
Carbón Mineral 38 949 -3 984 -8 0 0 0 976 -464 -16 0 0 0 -496 0 0 -1 -1 0 0 0 0 0 0
Leña 626 0 0 626 0 0 0 18 644 0 -161 0 0 0 0 -405 0 0 79 0 26 23 0 0 30
Bagazo 918 0 918 0 0 0 0 918 0 -154 0 0 0 0 0 0 0 764 0 0 0 0 0 764
Aceite 1.909 0 0 1.909 0 0 0 0 1.909 0 0 0 0 -1.909 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Otros Primarios 669 0 0 669 0 0 0 0 669 0 -669 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL I 77.492 5.436 578 83.506 -5.231 -1.106 -767 18 76.420 -6.238 -1.009 -39.064 -26.410 -1.909 -496 -405 0 -47 841 0 26 23 0 0 794
Electricidad 10799 886 0 11.685 -146 0 -1446 0 10.093 9481 1318 0 0 0 0 0 0 -398 9.695 0 2944 2463 58 75 4156
Gas Distribuido por Redes 39064 0 0 39.064 -222 -113 -658 -19 38.052 -9561 -3.048 31.789 0 0 0 0 0 -7276 18.168 0 7621 1392 2211 0 6944
Gas de Refinería 803 0 27 830 0 0 -62 0 768 0 -55 0 803 0 0 0 0 -713 0 0 0 0 0 0 0
Gas Licuado 3.015 0 -73 2.942 -1.336 0 0 0 1.607 0 -4 1.990 1.025 0 0 0 0 0 1.603 273 962 160 0 64 144
Motonafta Total 7.482 137 -75 7.543 -1.412 0 0 0 6.131 0 0 374 7.108 0 0 0 0 6.131 784 0 0 5.235 27 85
Kerosene y Aerokerosene 1.414 36 7 1.456 0 0 0 0 1.456 0 0 0 1.456 0 0 0 0 -4 1.452 0 359 0 1093 0 0
Diesel Oil + Gas Oil 10.503 1.263 -147 11.619 0 0 0 0 11.619 -1.478 -52 0 9.511 0 0 0 0 -18 10.071 0 0 95 6.676 3.228 72
Fuel Oil 2.602 682 27 3.311 -550 0 0 30 2.791 -2.195 -74 0 2.602 0 0 0 0 0 522 0 0 73 99 141 209
Carbón Residual 1.007 0 -16 991 -18 0 0 0 973 0 0 0 1.007 0 -600 0 0 0 373 0 0 0 0 0 373
No Energético 3.090 108 11 3.209 -101 0 0 0 3.108 0 0 1.236 1.854 0 6 0 188 -159 2.949 2.191 0 0 3 0 755
Gas de Coqueria * 230 0 0 230 0 0 0 0 230 0 -10 0 0 0 230 0 0 0 220 0 0 0 0 0 220
Gas de Alto Horno * 296 0 0 296 0 0 0 0 296 0 -146 0 0 0 0 0 296 0 149 0 0 0 0 0 149
Coque de Carbón * 1344 0 17 1.361 -36 0 0 0 1.325 0 0 0 0 0 710 0 -663 0 662 0 0 0 0 0 662
Carbón de Leña 254 0 0 254 0 0 0 0 254 0 0 0 0 0 0 235 0 0 254 0 254 0 0 0 0
Bioetanol 65 0 -2 63 0 0 0 0 63 0 0 0 65 0 0 0 63 0 0 0 63 0 0
Biodiesel 1725 0 18 1.743 -1260 0 0 0 483 0 0 0 1725 0 0 0 0 483 0 0 0 483 0 0
TOTAL II 83.692 3.112 -207 86.597 -5.082 -113 -2.166 11 79.247 -13.234 -3.388 0 0 0 -600 0 -663 -8.566 52.796 3.248 12.140 4.183 15.921 3.535 13.768
-8.614 53.637 3.248 12.166 4.206 15.921 3.535 14.563
I
N
D
U
S
T
R
I
A
C
O
N
S
U
M
O
P
R
O
P
I
O
CONSUMO FINAL
T
O
T
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L
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G
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I
C
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ENERGETICOS
R
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CENTRALES
ELECTRICAS
P
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B
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S
OFERTA TRANSFORMACION CONSUMO
P
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X
P
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A
P
R
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V
E
C
H
A
D
O
P
E
R
D
I
D
A
S
12
ANEXO II
Sistema de Información de Petróleo y Gas UPSTREAM / Producción de Petróleo por Cuenca Desde Enero del 2000 hasta diciembre 2011 Datos: Petróleo Total (m3)
Cuenca
Fechas AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN
JORGE NEUQUINA NOROESTE TOTAL
2000 3.956.705,0 2.468.054,0 14.273.382,0 23.049.222,7 1.191.503,0 44.938.866,8
2001 4.011.114,0 2.589.777,0 15.387.667,0 22.215.773,0 1.230.538,0 45.434.869,0
2002 3.394.153,0 2.835.551,0 15.762.981,0 20.919.501,5 1.197.906,0 44.110.092,4
2003 2.945.902,6 2.643.329,7 16.395.872,3 20.035.181,5 1.105.213,8 43.125.499,8
2004 2.723.251,1 2.373.013,5 16.513.739,3 18.028.215,3 1.013.860,3 40.652.079,3
2005 2.350.957,8 2.271.772,2 16.491.662,3 16.601.657,7 916.155,2 38.632.205,1
2006 2.300.066,6 2.199.395,4 16.731.354,9 16.193.092,5 845.992,7 38.269.902,2
2007 1.813.292,0 2.095.630,5 16.138.237,8 16.389.955,2 871.900,9 37.309.016,3
2008 1.964.564,9 2.023.673,3 15.393.898,2 16.397.079,9 868.464,0 36.647.680,3
2009 2.028.187,5 1.914.796,5 15.914.673,3 15.485.059,2 807.729,6 36.150.446,1
2010 1.848.824,2 1.882.905,1 15.868.173,6 14.993.046,3 719.703,7 35.312.652,9
2011 1.727.555,5 1.871.770,8 14.786.289,9 14.216.010,6 629.731,6 33.231.358,5
Fuente Instituto Argentino de Petróleo y Gas
13
ANEXO II
Sistema de Información de Petróleo y Gas UPSTREAM / Producción de Gas por Cuenca Desde Enero del 2000 hasta Julio del 2012. Datos: Gas Total
(Mm3)
Cuenca
Fechas AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN
JORGE NEUQUINA NOROESTE TOTAL
2000 9.026.981,0 77.041,0 2.835.543,0 26.033.279,0 7.161.855,1 45.134.699,1
2001 8.979.753,0 74.198,0 3.203.675,0 25.880.989,0 7.835.809,1 45.974.424,1
2002 8.829.969,0 81.278,0 3.468.325,0 25.607.894,0 7.885.380,1 45.872.846,1
2003 9.013.951,3 81.319,3 3.605.581,5 29.814.393,8 8.117.908,8 50.633.154,7
2004 9.289.330,8 64.405,7 3.839.779,7 31.728.126,4 7.462.786,2 52.384.428,7
2005 9.604.423,2 64.415,5 4.295.416,9 30.501.128,5 7.107.359,3 51.572.743,5
2006 10.293.455,0 62.219,1 4.608.662,4 29.765.948,0 7.048.243,3 51.778.527,8
2007 9.271.040,6 58.423,1 4.945.609,4 29.903.663,5 6.827.505,0 51.006.241,6
2008 9.132.779,3 57.899,5 4.962.428,9 29.481.172,1 6.880.213,6 50.514.493,4
2009 9.917.640,9 59.515,6 5.190.583,6 26.970.365,5 6.280.378,8 48.418.484,4
2010 10.435.563,2 59.166,4 5.230.897,8 25.980.595,8 5.403.096,8 47.109.320,0
2011 10.818.433,6 61.403,2 4.879.132,0 25.156.671,1 4.608.613,9 45.524.253,8
Fuente Instituto Argentino de Petróleo y Gas
14
ANEXO III Sistema de Información de Petróleo y Gas
DOWNSTREAM / Elaboración
Desde Enero del 2000 hasta Julio del 2012.
Empresa: TOTAL
Datos 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Total Petróleo Nacional (m3) 28.374.193,0 28.692.908,0 29.975.531,5 30.880.328,0 30.659.389,6 32.499.083,6 33.282.194,7 33.077.560,2 30.536.800,2 30.734.736,2 29.822.586,9
Total Petróleo Importado (m3) 1.792.375,0 301.945,0 259.919,0 308.377,0 294.180,0 113.570,0 45.437,0 4.870,0 0,0 0,0
Aditivos para Lub (m3) 8.329,9 7.704,0
Bases Lubricantes (m3) 60.162,1 88.115,2
Biodiesel (m3) 181.915,3 264.630,5
Bioetanol (m3) 40.599,6 49.831,7
Destilado Vacio(Prod) (m3) 140.129,8 83.853,8
MTBE (m3) 100.000,4 132.732,2
Otros Mej. Octano (m3) 396.898,5 294.658,1
Cortes Kerosene (m3) 284.067,0 243.028,0
Cortes Solventes (m3) 12.416,4 13.836,0
Cortes Fueloil (ton) 75.973,6 78.462,3
Total Otras Cargas (ton) 2.862.401,0 1.816.974,0 1.976.352,5 1.705.446,0 1.704.183,0 1.492.804,1 1.828.290,3 1.463.532,0 2.322.293,9 1.764.171,2 2.338.381,4
Gas Refinería (Mm3) 846.061,0 896.844,0 975.465,0 894.963,0 876.430,0 884.832,5 904.830,8 845.866,2 833.318,0 944.797,7 1.029.621,9
Propano (ton) 500.651,0 472.356,6 434.928,0 450.391,0 413.727,0 420.407,9 390.096,8 415.013,8 448.160,8
Butano (ton) 640.301,0 618.260,5 567.238,0 550.097,0 502.559,0 485.056,3 483.875,6 508.005,3 483.610,8
Gas Licuado (ton) 1.120.428,0 1.056.981,0 0,0 0,0
Aeronaftas (m3) 29,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.657,0
Nafta Común (m3) 1.579.860,0 1.792.364,0 2.041.167,6 1.876.549,0 1.833.226,0 849.445,0 686.585,4 545.419,5 381.594,3 279.629,4 205.431,9
Nafta Super (m3) 5.527.704,0 4.793.987,0 2.944.014,0 2.972.415,0 3.061.388,0 3.219.346,0 3.522.665,6 4.016.293,4 4.594.009,7 4.642.429,6 4.992.430,5
Nafta Ultra (m3) 1.237.249,8 1.061.031,0 1.165.016,0 1.761.803,0 1.602.042,4 1.277.805,8 1.059.571,2 1.228.170,9 1.653.794,0
Nafta Virgen Consumo Petroquimico (m3) 2.362.306,0 2.285.494,0 2.546.955,0 2.578.246,0 2.505.968,0 2.694.031,0 3.229.122,7 2.800.859,0 2.783.125,0 3.051.052,9 3.074.655,8
Total Solventes (m3) 155.114,0 150.749,0 172.882,0 184.913,0 210.257,0 222.223,0 195.837,5 171.204,0 218.580,0 354.824,8 303.308,7
Aguarras (m3) 49.881,0 36.976,0 51.874,0 49.757,0 46.551,0 52.081,0 67.673,0 41.220,0 20.973,0 34.700,0 43.954,1
Kerosene (m3) 89.518,0 45.372,0 34.485,9 34.972,0 27.996,8 27.213,7 25.189,5 15.482,5 14.131,7 53.495,5 41.408,9
JP (m3) 1.672.091,0 1.637.749,0 1.422.746,0 1.522.645,0 1.586.759,0 1.493.011,0 1.532.604,0 1.548.978,5 1.599.436,3 1.644.253,4 1.593.913,0
Gasoil (m3) 12.257.259,0 11.164.608,0 11.829.005,1 11.951.800,0 11.688.166,7 12.584.205,8 12.610.578,9 12.420.704,2 12.008.403,2 12.135.919,8 12.082.665,2
Diesel (m3) 70.069,0 123.835,0 202.640,6 224.159,0 150.989,7 125.859,0 112.050,7 125.584,9 119.759,6 44.358,1 9.737,0
Fuel (ton) 1.761.352,0 1.788.526,0 1.965.475,0 2.358.636,6 2.740.277,1 3.422.310,6 4.114.375,5 4.639.129,4 3.217.908,8 3.595.572,9 3.293.775,5
Lubricantes (m3) 357.089,0 361.198,0 426.828,0 423.601,0 397.246,0 387.184,0 340.493,0 341.929,8 278.581,1 287.763,9 276.756,3
Grasas (ton) 1.396,0 1.199,0 1.401,0 1.521,0 1.390,0 1.564,0 1.605,0 1.569,9 934,7 10.391,9 11.016,6
Asfalto (ton) 393.362,0 318.290,0 480.637,0 636.196,2 667.712,0 653.786,0 664.754,4 603.691,0 641.419,5 631.825,3 675.163,7
Coque (ton) 1.545.003,0 1.532.265,0 1.621.397,0 1.546.791,5 1.498.168,0 1.506.472,0 1.474.909,0 1.454.009,8 1.412.822,6 1.398.053,0 1.392.591,9
Bases Lubricantes(Subprod) (m3) 97.077,0 83.489,0
Destilado de Vacío(Subprod) (m3) 153.649,0 165.677,4
Total Otros Productos (ton) 3.789.664,0 3.407.755,0 3.533.105,7 3.610.729,3 3.403.496,0 3.417.474,3 3.729.954,6 3.264.984,0 3.179.035,1 2.661.322,0 2.420.505,8
Fechas
Fuente Instituto Argentino de Petróleo y Gas
15
ANEXO IV
Sistema de Información de Petróleo y Gas
DOWNSTREAM / Importación
Desde Enero del 2000 hasta Julio del 2012.
Empresa: TOTAL
Fechas
Datos 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Crudo (m3) 1.719.956,0 1.598.175,0 590.765,0 284.877,0 398.663,0 262.194,0 94.590,0 45.437,0 6.536,3
Propano (ton) 12.534,0 24.167,0
Butano (ton) 1.800,0
Gas Licuado (ton) 41.044,0 7.250,0 28.508,0
Aeronaftas (m3) 22.244,0 8.541,0 13.087,0 11.128,4 16.946,0 14.826,0 6.567,0 7.170,0 9.881,0 11.353,0 14.372,0 10.531,0
Nafta Común (m3) 10.670,0 7.276,0 8,0 17.028,0 2.169,0 1.527,0 720,7 97,9
Nafta Super (m3) 14.706,0 68.764,0 4.293,0 3.344,5 22.977,4 9.650,0 11.497,2 25.634,1 49.158,8 47.330,0 9.135,0
Nafta Ultra (m3) 479,0 658,3 3.313,1 3.253,0 3.494,9 2.462,0 92.914,0 133.893,8
Metil Terbutil Eter (m3) 28.390,1 29.372,2 43.286,0 89.505,0 125.459,7 81.968,2 46.502,3
Naftas Sin Terminar (m3) 58.355,0 62.218,0 41.562,0 8.750,0 1.363,7 50.575,7 232.059,4 24.786,4 85.813,4 39.382,5 76.900,0
Nafta Virgen (m3) 34.888,0 0,0 13.766,0
Gasolina (m3) 75,0 73,0 38.671,4
Total Solventes (m3) 81.823,0 43.848,0 28.521,0 42.049,0 21.567,0 492,0 1.374,0 13.483,0 199,0 20.274,7 33.197,1
Aguarras (m3) 1.032,0 504,0 537,6 671,0 8.232,0
Kerosene (m3) 26.831,0 14.542,0 7.983,0 139,7
JP (m3) 126.785,0 46.630,0 2.542,1 2.857,0 14.971,0 22.326,0 42.819,2 103.252,3
Gasoil Común (m3) 1.932.721,5 2.968.626,9
Gasoil Ultra (m3) 633.164,7 1.230.205,1
Total Gasoil (m3) 672.957,0 551.060,0 367.197,0 151.985,0 405.041,6 680.573,4 446.948,9 951.247,2 843.567,1 1.360.811,6 2.565.886,2 4.198.832,1
Otros Cortes de Gasoil (m3) 5.031,3 36.153,0 1.000,0
Diesel (m3) 196,0 1.870,0 282,0
Fuel Oil (ton) 155.964,0 14.167,0 6.674,0 16.543,0 728.669,0 338.953,6 972.494,7 880.133,0 820.208,0 708.845,0 704.013,0 1.458.949,2
Fuel Oil, Azufre < 1% (ton) 352,0 0,0 499,0 47.842,0
Fuel Oil, Azufre > 1% (ton) 0,0 1.110,0 0,0 20.373,1
Base Lubricantes (m3) 47.074,0 66.547,0 22.188,0 24.396,0 27.809,0 22.085,1 42.671,7 63.181,8 50.949,4 32.439,9
Lubricante Auto, Excluido Grasas (m3) 1.565,4 1.055,6 3.853,2 2.949,5 3.006,9 2.228,1 3.950,9 8.432,0
Lubricante Industrial, Excluido Grasas (m3) 186,0 287,0 169,0 261,0 1.117,0 755,0 172,0 4.193,2 2.411,0
Lubricantes Marinos (m3) 0,4
Bases Lubricantes (m3) 34.931,0 50.612,3
Grasas (ton) 17,0 6,0 14,6 95,5 32,5 55,1 41,0 33,0 18,0 406,6 446,5
Asfalto (ton) 16,0 936,0 66,0 80,0 172,0 315,0 419,6 252,0 171,0
Coque (ton) 158.059,0 83,0 145.406,0 322.877,0
Gas Natural (Mm3) 794.790,0 1.734.946,0 1.670.287,6 1.756.949,1 1.448.529,8 2.672.525,5 3.612.262,1 6.909.785,4
Fuente Instituto Argentino de Petróleo y Gas
