El petróleo crudo se transporta por oleoducto, buque cisterna, ferrocarril y camión. Un mismo cargamento suele utilizar más de uno de estos medios antes de llegar a la refinería. El modo de transporte de un barril determinado depende de la ruta, la regularidad del flujo y la capacidad de la terminal receptora. Los oleoductos cubren los tramos terrestres donde existe un corredor. Los buques cisterna transportan prácticamente todo lo que cruza el océano. El ferrocarril y el camión cubren los tramos restantes en ambos extremos. Aquí, petróleo crudo se refiere al flujo sin refinar entre el pozo y la refinería. Los productos refinados, como la gasolina y el diésel, se transportan en otros buques bajo otras normas de carga.
La cadena de suministro de petróleo crudo, desde el pozo hasta la refinería.
La cadena de suministro de petróleo crudo, desde el pozo hasta la refinería, se divide en tres etapas, y el número de transferencias entre ellas depende de la distancia de la cuenca a la costa. Estas etapas son: recolección, transporte a larga distancia y entrega. Las líneas de recolección recogen la producción de pozos individuales en una planta central. El transporte a larga distancia lleva el flujo acumulado hacia una refinería que casi nunca está cerca. La entrega cubre el último paso dentro de la planta.
El crudo no entra en el oleoducto de larga distancia en el estado en que sale del pozo. El fluido producido llega como una mezcla de petróleo, gas, agua y sedimentos. La separación y estabilización son prioritarias, reduciendo la presión de vapor lo suficiente para que el flujo pueda circular y almacenarse de forma segura en un tanque. Posteriormente, la medición fija la cantidad y la calidad en cada transferencia de custodia, el punto en el que la responsabilidad pasa de una parte a otra. Cada tramo posterior hereda esos valores.
Según la guía de investigación sobre petróleo y gas de la Biblioteca del Congreso, la mayor parte del crudo pasa por un oleoducto durante al menos parte de su trayecto, incluso cuando el medio de transporte principal es un barco. Un barril cargado en un buque petrolero de gran tamaño en el Golfo Pérsico llegó a la terminal de exportación a través de un oleoducto y saldrá del puerto de descarga por otro.
El transporte marítimo domina el comercio en términos de volumen. El centro Understand Energy Hub de Stanford, basándose en cifras de la EIA, informa que aproximadamente 481 TP3T de crudo producido en 2023 se exportaron, y que 961 TP3T de ese volumen se transportaron por mar.
El almacenamiento se ubica en cada punto estratégico. Los parques de tanques absorben el desajuste entre las tasas de producción, los lotes de los oleoductos, la llegada de los buques, la calidad del crudo y la capacidad de procesamiento de una refinería en un día determinado.
Dónde falla el encuadre del “modo más barato”
La elección del modo de transporte para el petróleo crudo rara vez se basa en el menor costo por barril-milla, ya que la geografía y la infraestructura existente descartan la mayoría de las opciones antes de que el costo entre en juego. Las clasificaciones que ordenan el transporte por oleoducto, barco, ferrocarril y camión según su costo describen promedios a nivel de flota. Un solo barril generalmente tiene una o dos rutas factibles, y la clasificación no proporciona información útil sobre cuál tomar.
La presencia de agua en la ruta no descarta por sí sola la construcción de un oleoducto. Los oleoductos submarinos conectan los yacimientos marinos con la costa, y atraviesan tramos cortos de mar donde el volumen de crudo es elevado y existen contratos a largo plazo. Lo que ningún oleoducto hace es cruzar una ruta comercial marítima. Por eso, casi todo el crudo exportado se transporta por barco.
La comparación de seguridad se simplifica de la misma manera. Las tasas de incidentes ferroviarios y por oleoductos suelen medirse por unidad de volumen transportado, lo que responde a la pregunta de con qué frecuencia. La cantidad de fugas en un solo vertido, en un solo lugar, es otra cuestión. El mismo registro da pie a diferentes titulares según la pregunta que se formule. El tipo de crudo, la antigüedad de la línea, las especificaciones de los vagones cisterna y la población que vive a lo largo de la ruta influyen en la respuesta.
Ambos problemas se basan en una suposición: que un cañón se desplaza mediante un único modo.
El transporte multimodal es la norma. Camión a línea de acopio, línea a terminal, terminal a camión cisterna, camión cisterna a una segunda línea. Cuatro traspasos antes del refinado, y alguien tiene que supervisar cada uno.
Cuando una tubería de recolección atraviesa un crudo ceroso en frío, el caudal disminuye antes de que se registre una falla en la bomba. El operador lo interpreta como un gradiente de presión mucho antes de que alguien sospeche del equipo.
Cómo se transporta el petróleo crudo por tierra: oleoductos, ferrocarril y camiones.
Por tierra, el petróleo crudo se transporta mediante oleoductos siempre que el flujo sea constante y ya exista un corredor, mientras que el ferrocarril y los camiones toman el relevo cuando el volumen es irregular o los últimos kilómetros no tienen vía férrea.
Los oleoductos intercambian un costo fijo muy alto por un costo operativo muy bajo. Una vez adquirido el corredor y puesta en servicio la línea, cada barril adicional cuesta poco y el flujo puede mantenerse durante décadas. El problema radica en que el diseño, no la operación, establece el límite. El diámetro y la presión de diseño se fijan en el momento de la construcción. Los operadores pueden aumentar el caudal mediante mejoras en las estaciones de bombeo, agentes reductores de fricción, calefacción o un circuito paralelo. Sin embargo, nada de esto permite que una línea se estire al ritmo del crecimiento de una cuenca.
El ferrocarril es la solución para esta situación. Los vagones cisterna no requieren compromiso de corredor, la capacidad aumenta al añadir vagones y un tren puede llegar a una cuenca sin salida al mar a la que no llega ninguna línea férrea. El coste por barril es mayor. El ferrocarril también conlleva un coste inherente que las tablas comparativas no tienen en cuenta: necesita terminales de carga y descarga en ambos extremos, lo que añade dos transbordos más.
Los camiones se encargan del primer y último tramo del trayecto. Un camión llega a un pozo sin conexión de recolección y a una terminal sin servicio de oleoducto, transportando la menor cantidad de material por barril, lo que implica una manipulación constante. Tramos cortos, mucha manipulación y falta de infraestructura. Esta combinación resulta costosa. Además, es la única opción viable antes de que se haya construido nada.
Cómo se transporta el petróleo crudo por mar: buques cisterna, puntos de estrangulamiento y sistemas de carga.
El transporte marítimo de petróleo crudo se realiza en buques tanque cuyo tamaño se determina en función de la ruta y no de la carga, ya que el ancho del canal, la profundidad de la terminal y las limitaciones de los puntos de estrangulamiento imponen un límite al buque antes que el tamaño de la carga.
Los nombres de las clases de buques tanque provienen de dos fuentes diferentes, y confundirlos es un error común. Panamax, Neopanamax y Suezmax codifican los límites de ruta. Un Suezmax es el buque más grande que puede transitar el Canal de Suez completamente cargado, y las dos clases Panamax hacen un seguimiento de las sucesivas generaciones de esclusas. Aframax no. El nombre proviene de la escala de Evaluación de Tarifa Promedio de Flete, un sistema de tarifas para buques tanque establecido por Royal Dutch Shell y administrado por el Panel de Corredores de Buques Tanque de Londres. La Administración de Información Energética de EE. UU. sitúa la clase entre 80.000 y 120.000 toneladas de peso muerto, y cómo se calcula el tonelaje de peso muerto Determina a qué clase pertenece un casco. Las clases VLCC y ULCC se basan en la capacidad de carga y se añadieron con el crecimiento del comercio de crudo. El Centro de Información Energética de Stanford señala que los VLCC y ULCC suelen ser demasiado grandes para transitar el Canal de Panamá completamente cargados, un límite impuesto por las esclusas.
Los puntos de estrangulamiento concentran el riesgo. El estrecho de Ormuz y el estrecho de Malaca son dos de ellos. los estrechos más importantes del mundo. Cada una de estas rutas transporta una parte del crudo marítimo que ninguna otra puede absorber a bajo costo. Lo mismo ocurre con el Canal de Suez, el estrecho de Bab el-Mandeb, los estrechos turcos y el Canal de Panamá. La limitación no tiene por qué ser política. La sequía en el lago Gatún obligó al Canal de Panamá a reducir drásticamente los tránsitos en 2023.
Un buque tanque de crudo gestiona el espacio de vapor con el mismo cuidado con el que gestiona la carga líquida. Dos requisitos de la OMI dan forma al casco moderno.
El Anexo I del Convenio MARPOL, Reglamento 19, regula la ubicación de los tanques de carga dentro del casco. Se aplica a los buques tanque de petróleo de 600 toneladas de peso muerto o más, entregados a partir del 6 de julio de 1996. A partir de las 5000 toneladas de peso muerto, los tanques laterales y los espacios de doble fondo deben proteger la longitud total del tanque de carga a distancias mínimas establecidas. Los buques tanque más pequeños, de 600 a 5000 toneladas de peso muerto, pueden cumplir con estas normas o con las alternativas del Reglamento 19.6. Dichas alternativas establecen una profundidad mínima para el doble fondo y limitan el tamaño de cada tanque de carga, a menos que se instalen tanques laterales.
La regla II-2/4.5.5 del Convenio SOLAS fue modificada con efecto a partir del 1 de enero de 2016. Esta regla exige un sistema fijo de gas inerte para controlar la atmósfera de los tanques de carga. La norma se aplica a los buques tanque de 8000 toneladas de peso muerto o más construidos a partir de esa fecha, cuando transportan las cargas definidas en las reglas II-2/1.6.1 o 1.6.2 del Convenio SOLAS. Estas son petróleo crudo y productos derivados del petróleo con un punto de inflamación que no exceda los 60 °C, además de otros productos con riesgo de incendio similar. El umbral anterior era de 20 000 toneladas de peso muerto.
Transferencia y transbordo de mercancías entre buques
La transferencia de crudo de barco a barco se realiza entre dos buques tanque en alta mar o fondeados cuando un puerto receptor no puede aceptar el calado del buque cargado, y se lleva a cabo bajo un plan aprobado en lugar de según la práctica local.
El Anexo I, Capítulo 8 del Convenio MARPOL entró en vigor el 1 de enero de 2011, adoptado mediante la resolución MEPC.186(59). Se aplica a los buques tanque de petróleo de 150 toneladas brutas o más, y sus normas se aplican a las operaciones de transferencia de buque a buque (STS) realizadas a partir del 1 de abril de 2012. Dichos buques tanque mantienen a bordo un Plan de Operaciones STS aprobado. Conservan los registros de operaciones durante tres años e informan al Estado ribereño con al menos 48 horas de antelación sobre cualquier trabajo realizado en su mar territorial o zona económica exclusiva. El Capítulo 8 no abarca las transferencias vinculadas a plataformas fijas o flotantes, FPSO o FSU, ni el suministro de combustible. Dentro de ese ámbito, el plan y las guías del sector que lo respaldan establecen en qué consiste una transferencia de barco a barco en cuanto a equipos, personal y secuencia de aproximación.
Dos cascos de diferente francobordo, masa y periodo de balanceo se aproximan sin ningún elemento sólido entre ellos. Las defensas neumáticas flotantes, conocidas en el sector como defensas Yokohama, absorben la energía de aproximación y mantienen la separación durante la transferencia de carga. La norma ISO 17357-1:2014 establece el material, el rendimiento, las dimensiones y los procedimientos de ensayo para las defensas neumáticas flotantes de caucho de alta presión utilizadas en el amarre entre buques y entre buques y muelles. Las mangueras de carga tienen su propia especificación: la norma EN 1765 cubre los conjuntos de mangueras de caucho para el servicio de succión y descarga de aceite.
El estándar no selecciona el guardabarros. Dimensionamiento de guardabarros Yokohama Se verifica con respecto al Plan de Operaciones STS aprobado y a las directrices vigentes de OCIMF y PIANC. Los datos de entrada son el desplazamiento y la condición de carga de ambos buques, las condiciones de aproximación, los límites de presión del casco, la disposición y el espaciamiento de las defensas, y el rango operativo ambiental.
En caso de una elevación del eje longitudinal, la línea del guardabarros y su sistema de sujeción soportan la carga mucho antes que la manguera de carga.
¿Qué determina el modo?: Variables en orden de prioridad
Dos variables determinan el modo de transporte de la mayoría de los cargamentos de petróleo crudo: si la infraestructura fija puede cubrir la ruta y si el flujo es lo suficientemente constante como para amortizar su coste.
La prioridad es cubrir la ruta, ya que se trata de una limitación ineludible, no de un coste. Los oleoductos submarinos conectan los yacimientos marinos con la costa, y atraviesan tramos cortos de mar donde el caudal es elevado y los volúmenes se contratan a largo plazo. Ningún oleoducto cubre una ruta comercial marítima completa. Por eso, el crudo exportado llega a su comprador por barco prácticamente en cualquier lugar.
La continuidad del flujo es fundamental. Determina si la infraestructura fija llega a ser rentable, y esa decisión condiciona todas las elecciones posteriores. Una cuenca abastecida por ferrocarril cuenta con terminales. Una cuenca abastecida por oleoducto tiene bombas. Ambos sistemas imponen costos diferentes a todo lo que ocurre aguas abajo, incluyendo la forma en que el crudo sale de la costa.
Solo después de que se resuelvan esos dos aspectos, el grado del crudo, el calado en terminal, los permisos y la adquisición de terrenos, el marco regulatorio, los plazos de entrega y el costo por barril-milla determinan lo que queda por resolver. Priorizar el costo responde a una pregunta que, por lo general, la ruta ya ha resuelto.
Cuando ya existe un corredor terrestre y el flujo es constante, un oleoducto transporta el crudo a un costo unitario menor que cualquier buque. Ningún equipo marítimo altera esta situación. Las barcazas y los buques cisterna costeros siguen siendo competitivos donde la navegación y las terminales existentes acortan la ruta, o donde el volumen no justifica la construcción de un nuevo oleoducto.
| Modo | Función en la cadena | ¿Qué lo hace económico? | Restricción principal | Condición de ajuste óptimo |
|---|---|---|---|---|
| Tubería | Recogida y transporte terrestre de larga distancia | Coste por barril muy bajo una vez que empieza a fluir. | El diámetro y la presión de diseño se fijaron en la construcción. | Flujo constante en un corredor terrestre existente |
| Buque tanque / barcaza | Travesías oceánicas y costeras | El coste disminuye a medida que aumenta el tamaño del buque y la distancia. | Límites de calado, canal y puntos de estrangulamiento | Cualquier ruta que no pueda cubrir una línea fija |
| Carril | Capacidad de los puentes; cuencas sin salida al mar | La capacidad aumenta añadiendo coches. | Se necesitan terminales en ambos extremos. | La capacidad del oleoducto es insuficiente o el corredor no está construido. |
| Camión | Primeras y últimas millas | Llega a lugares a los que ningún otro llega. | Lote más pequeño, mayor manipulación por barril | No hay oleoducto ni ferrocarril en ninguno de los extremos. |
Las clasificaciones de costos se basan en promedios a nivel de flota. En una ruta determinada, la geografía y la infraestructura existente suelen descartar dos de estos cuatro factores antes de comparar los costos. Los oleoductos submarinos son la excepción a esta clara distinción entre transporte terrestre y marítimo. Se utilizan para campos marinos y travesías cortas, no para el comercio oceánico.
Cómo interpretar una comparativa de transporte de petróleo crudo
Dos riesgos distorsionan la mayoría de las comparaciones sobre el transporte de petróleo crudo: considerar los cuatro modos de transporte como intercambiables cuando la ruta ya ha eliminado dos de ellos, y considerar que las transiciones entre tramos son insignificantes.
La primera tiene una comprobación sencilla. Traza la ruta antes de clasificar nada y clasifica solo lo que sobreviva.
La segunda parte es más compleja. Cada transferencia implica la carga de equipos, mangueras o brazos, sistemas de amarre, procedimientos de transferencia de custodia y el personal necesario para su gestión. Es fundamental verificar cada interfaz con respecto al plan y las normas que la rigen, en lugar de integrarla en el proceso general.
Responder a la pregunta de cómo se transporta el petróleo crudo, para un barril determinado, comienza por la ruta. El modo de transporte viene después. El crudo se mueve a lo largo de una cadena, no mediante un único método. La geografía y la infraestructura existente tienen prioridad sobre el coste. Y las conexiones entre las distintas etapas del transporte compensan la atención que normalmente se dedica a los barcos.
La eficacia de una interfaz de transferencia depende del estado del mar, la diferencia de francobordo y la relación de tamaño entre los dos cascos. Ninguno de estos datos aparece en la hoja de datos del equipo. Cuando especificamos defensas flotantes para una operación de barco a barco, solicitamos los datos de ambos buques y el acuerdo de transferencia aprobado antes de proponer un tamaño. Verificamos el resultado con respecto a las directrices actuales de OCIMF y PIANC antes de que una defensa salga de la plataforma. Fábrica china de equipos marinos Eso lo hace.
La transferencia de barco a barco y el dimensionamiento de las defensas merecen cada uno un estudio aparte, y vale la pena leer directamente los textos originales.
PREGUNTAS FRECUENTES
Algunos crudos deben calentarse durante el transporte, y el punto de fluidez determina cuáles. El modo de transporte influye poco. Por debajo de su punto de fluidez, un crudo no fluye por sí solo, y un crudo parafínico comienza a depositar cera en la pared de la tubería mucho antes de alcanzar esa temperatura. Los operadores solucionan esto calentando la línea, aislando el fluido, utilizando depresores del punto de fluidez o un diluyente más ligero mezclado con el flujo. Los buques cisterna que transportan estos crudos utilizan serpentines de calentamiento de carga para que esta siga siendo bombeable en el puerto de descarga. Los crudos ligeros y con bajo contenido de cera no requieren de nada de esto.
Los yacimientos marinos sin oleoducto de exportación envían el crudo a buques cisterna mediante un sistema de carga flotante. Los más comunes son una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga, una unidad flotante de almacenamiento y descarga junto a una plataforma fija o un punto de amarre único. El buque cisterna carga en el punto de amarre o en tándem por la popa, pudiendo orientarse según cambien el viento y las corrientes. El estado del mar determina la ventana de operación mucho más que la distancia. Cuando se cierra dicha ventana, el almacenamiento en la instalación se convierte en el límite de la producción.
Un oleoducto no puede transportar diferentes grados de crudo simultáneamente. Cada uno se transporta por separado a través de la misma línea, y los operadores ordenan los lotes de manera que los grados adyacentes se degraden lo menos posible entre sí. El volumen mezclado en cada interfaz se separa y se reprocesa. El procesamiento por lotes es una de las razones por las que el tiempo de tránsito de un barril se ajusta al cronograma y no a la velocidad de flujo.
El GNL y el petróleo crudo comparten la idea del buque tanque, pero poco más. El GNL se transporta como líquido criogénico en sistemas de contención aislados a bordo de buques especialmente diseñados, y luego se convierte en gas en la terminal receptora. El crudo se carga y descarga como líquido a temperatura ambiente mediante bombas de carga. Ambos se rigen por códigos de carga diferentes y requieren terminales distintas. Un buque tanque de crudo no puede transportar GNL, y un buque metanero no puede transportar crudo.
No existe un tiempo de tránsito estándar para el petróleo crudo. El tiempo total depende del tramo más lento y del número de transferencias de custodia, siendo la distancia un factor menos relevante. Una estimación realista debe considerar el tiempo de transporte por oleoducto o vía marítima, el almacenamiento en tanques, la liberación y el control de calidad, la disponibilidad de muelles y las propias transferencias de custodia. El tiempo de espera puede representar una mayor parte del costo total que el propio transporte.
