cap 1. redes conceptuales del gn
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CAPÍTULO 1Introducción a la Ingeniería del
Gas Natural
1. 1 GENERALIDADES
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos parafínicos livianos como el
metano, etano, propano, isobutano, n-butano, iso pentano, n-pentano, hexanos,
heptanos, octanos, etc. y algunas sustancias contaminantes como el H2S, CO2, N2,
H2O y varios otros compuestos químicos presentes en menores cantidades.
Algunas definiciones del Gas natural en la web son las siguientes:
Mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos fósiles,
solo o acompañando al petróleo. Aunque su composición varía en función
del yacimiento del que se extrae, está compuesto principalmente por metano
en cantidades que comúnmente superan el 90 o 95%, y suele contener otros
gases como nitrógeno, etano, CO2 o restos de butano o propano.
es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural
Mezcla inflamable de hidrocarburos gaseosos compuesta principalmente de
metano. El gas natural es energía fósil, algunas veces asociadas con los
depósitos de petróleo crudo. Se utilizan grandes volúmenes como
combustibles y en la síntesis de compuestos orgánicos. El gas natural tiene
1
una enorme importancia no sólo como fuente de energía primaria, sino
también como materia prima básica de la industria petroquímica…
www.ambiente-ecologico.com/ediciones/diccionarioEcologico/diccionarioEc
ologico.php3
Mezcla de hidrocarburos que existe en estado gaseoso o mezclado con el
petróleo crudo. Los hidrocarburos principales tienen entre 1 y 5 átomos de
carbono. Se le llama no asociado si no está en contacto con el crudo y
asociado si está en contacto con él como gas natural libre o disuelto en el
petróleo
omega.ilce.edu.mx:3000/sites/ciencia/volumen3/ciencia3/159/htm/sec_9.htm
Una característica importante es que la mayor proporción del gas natural es
gas metano, este compuesto químico le da una característica global gaseosa en
condiciones ambientales. Por este motivo se conoce como “gas natural”.
El gas se acumula en yacimientos subterráneos en regiones geológicas conocidas
como "cuencas sedimentarias de hidrocarburos" y puede existir en ellas en forma
aislada o mezclado con el petróleo.
El gas natural puede encontrarse asociado con el crudo a ser extraído de un
pozo, o estar libre o no asociado, cuando se encuentra en un yacimiento de gas. El
gas natural se define de acuerdo con su composición y sus propiedades
fisicoquímicas que son diferentes en cada yacimiento y su procesamiento busca
enmarcarlo dentro de unos límites de contenido de componentes bajo una norma
de calidad establecida.
EL gas natural puede ser utilizado como combustible de motores o como
materia prima para diversos procesos petroquímicos para la producción de
polímeros, metanol, fertilizantes, reducción de hierro, etc.
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La popularidad del uso del gas natural se incrementó, como efecto de las
restricciones ambientales estrictas sobre la contaminación al medio ambiente y
sobre todo por el aumento del precio del petróleo en los últimos años. En las
siguientes páginas mostramos algunos tópicos importantes en la industria del gas
natural.
1.2 REDES CONCEPTUALES DE GAS NATURAL
El sistema de redes de gas esta conceptualizado en grupos genéricos, la clara
diferenciación de las mismas es vital para el desarrollo de proyectos de expansión,
así como en la minimización de los cuellos de botella y la correcta aplicación de los
recursos económicos en el desarrollo.
Se clasifican en tres grupos: Redes de Producción, Redes de Transporte o
Transmisión y Redes de Distribución. La Fig. 1-1 muestra un esquema detallado de
las mismas.
FIG. 1-1 Redes conceptuales de gas natural
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Las redes de producción comprenden el sistema de explotación que es
vertebrado por las redes de recolección, las que transportan el gas desde los pozos
del yacimiento a las instalaciones de separación de hidrocarburos líquidos y agua.
Las instalaciones de tratamiento comprenden los procesos de endulzamiento y
deshidratación y las de procesamiento de gas comprenden los procesos de
extracción de líquidos y fraccionamiento. Opcionalmente el gas seguirá la ruta del
transporte para la venta ó para las plantas de producción de GLP y como materia
prima para las industrias petroquímicas, donde el gas se puede usar para efectuar
los procesos petroquímicos a partir del metano como ser: GTL gasolina y diesel
sintéticos, Metanol, plásticos, fertilizantes y reducción de hierro como en el caso
del Mutún. Si el gas no se usa como materia prima se dirige al transporte.
Luego el gas tratado y procesado se dirige a las redes de transporte ó
transmisión, en estas redes, el gas es transportado a regiones lejanas, y es
impulsado regularmente por plantas de compresión de gas, ubicadas en tramos
adecuados para elevar la presión del gas y conducirlo por los gasoductos que
componen la red.
Los gasoductos se extienden por diversos tipos de terrenos: secos y
húmedos; cruzan ríos, quebradas y fallas geológicas, por lo tanto el diseño debe ser
el adecuado para cumplir con los requerimientos de consumo, medioambientales y
de seguridad adecuadas para este fin.
La llegada a los centros de consumo es precedida por las instalaciones de
regulación de presión, medición y tratamiento secundario llamadas “City Gate” o
puerta de la ciudad, luego se dirige a la red de distribución que comprende la red
primaria o de alta presión de la cual se desprenden varias redes secundarias ó de
media presión que vertebran las ciudades y pueblos para luego ingresar a las redes
de baja presión que abastecen de gas a las redes domiciliarias, industriales y
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comerciales. El abastecimiento industrial se puede efectuar a través de las redes
secundarias o primarias de acuerdo a su consumo neto.
1.3 RECOLECCIÓN, TRATAMIENTO Y
PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL
A continuación analizamos unos gráficos que muestran con más detalle la
recolección, tratamiento y procesamiento del gas. Como se dijo anteriormente el
proceso de recolección del gas comienza en boca de pozo, es decir, a la salida de
los yacimientos Fig. 1-1. El Gas se extrae con una cierta cantidad de condensados
los cuales se separan en una batería de separadores en los sistemas de recolección.
Luego el gas ya liberado de sus condensados a las temperaturas y presiones de
salida, es transportado por medio de ductos hacia las instalaciones de tratamiento
de gas.
Las instalaciones de tratamiento de gas natural son principalmente las de
Endulzamiento y deshidratación de Gas Fig. 1-2. y Fig. 1-3.
Las plantas de endulzamiento tienen la finalidad de extraer los compuestos
ácidos del gas, principalmente CO2, H2S y otros compuestos sulfurados, que en
contacto con el agua producen corrosión, la reducción de la vida útil de las
instalaciones, y en consecuencia un alto riesgo de accidentes.
Los métodos de endulzamiento de gas más usados son:
La absorción química con soluciones de aminas, las cuales extraen los
compuestos ácidos a elevadas presiones y bajas temperaturas en una torre
contactora de absorción de platos o lecho empacado. Luego en el proceso de
regenerado de las soluciones de aminas se liberan los gases ácidos y la amina
se recircula para comenzar de nuevo el proceso.
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FIG. 1-2 Recolección del gas natural
La absorción física con soluciones de los compuestos ácidos, en esta
tecnología, el regenerado se realiza por cambios de presión y no requiere
variaciones de temperaturas importantes.
La adsorción por medio de lechos sólidos, como el Sulfatreat y el Iron
Sponge, en estos casos el sólido adsorbe los gases ácidos y los retiene en su
masa, luego de saturado el lecho se tiene que sustituir.
Existen algunas combinaciones de las anteriores, en el Tomo II de esta
publicación se estudia de forma detallada todas las alternativas de
endulzamiento vigentes, en los estándares industriales en la actualidad.
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FIG. 1-3 Tratamiento del gas natural
Las instalaciones de deshidratación, por lo general siempre se implementan a
continuación de las plantas de endulzamiento por que sus efluentes están saturados
con agua.
La extracción del agua es importante para evitar la formación de hidratos, los
hidratos son unas combinaciones de hidrocarburos y agua, con estructuras de
moléculas particulares que se presentan como un sólido o “nieve”, que causa
problemas por taponamiento en las tuberías, mantenimiento de las instalaciones y
desajustes en los procesos. Por otra parte el agua contribuye a la corrosión de los
materiales y puede generar condiciones riesgosas.
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La deshidratación del gas se puede realizar por medio de absorción con
glicoles los que capturan el agua del gas y luego lo liberan en forma de
vapor. Las soluciones de glicoles son regenerables y recirculan.
La deshidratación se puede realizar por otros métodos como la adsorción por
sólidos como las mallas moleculares y otras.
En las Figuras 1-4 a 1-6 mostramos algunas fotografías de los efectos
corrosivos en ductos e instalaciones:
FIG. 1-4
Ruptura y Fuego en tubería de gas natural cerca de Carlsbad, México
Agosto 19, 2000
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FIG. 1-5
Las anteriores fotografías muestran un accidente en México en el año 2000,
donde se produjo la ruptura del gasoducto por efecto de la corrosión en el interior
del mismo. El tratamiento del gas es muy importante para preservar las
instalaciones de la cadena del gas natural por que la seguridad es el factor más
importante en la operación de los ductos.
FIG. 1-6
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EL procesamiento de gas por lo general comprende los procesos de
extracción de líquidos y fraccionamiento del gas. Ambos procesos realizan la
separación o disgregación de los componentes del gas por métodos diferentes para
producir materias primas para la petroquímica, Gas de venta, GLP y gasolinas
naturales. La Fig. 1-7 muestra el esquema de ambos procesos.
FIG. 1-7 Procesamiento del gas natural
Normalmente, de inicio se realiza la extracción de líquidos, donde se separan
los líquidos del gas natural que se condensan por medio de enfriamiento. El gas
separado es transportado para uso como gas de venta o en su caso como materia
prima, en la petroquímica del metano. Los líquidos recuperados pasan al proceso de
fraccionamiento de gas, donde se realizan “cortes” en los componentes del gas, es
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decir se realiza una separación por medio de la destilación que aprovecha la
diferencia en la temperatura de ebullición de los componentes para separarlos.
Estos productos pueden ser etenos, GLP y gasolinas naturales.
Los equipos diseñados para la separación de los remanentes de metano de los
líquidos del gas natural, se denominan “demetanizadores”, los equipos diseñados
para separar el metano se denominan “deetanizadores”, los que separan el propano
se denominan “depropanizadores” y así sucesivamente.
1.4 INSTALACIONES COMERCIALES,
INDUSTRIALES Y DOMICILIARIAS
Después del “City Gate” el gas natural tiene que distribuirse hasta los
consumidores a través de redes de ductos que pueden ser abiertas o cerradas. Las
redes abiertas son aquellas de configuración parecida a las raíces de un vegetal
donde el acceso a cada sector sólo se puede realizarse en un solo sentido. Las redes
cerradas son aquellas de configuración anular, es decir, el acceso del gas se puede
realizar por dos rutas diferentes.
1.4.1 INSTALACIONES DOMICILIARIAS Y COMERCIALES
La Fig. 1-8 muestra un esquema de las instalaciones domiciliarias, el
diámetro de las tuberías es una función del consumo en el número de puntos
instalados. La acometida contiene los elementos de regulación y medición para la
facturación del consumo neto.
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FIG. 1-8 Esquema de Instalación Domiciliaria
1.4.2 INSTALACIONES INDUSTRIALES
Las instalaciones industriales están precedidas por la Estación de Regulación
y Control, en nuestro medio llamamos a esta instalación “Puente de Regulación”.
El “puente de regulación” efectúa las siguientes funciones:
Filtra el gas natural
Regula la presión del gas natural
Mide el consumo de gas natural
Alivia las posibles sobre presiones del sistema
La Fig. 1-9 muestra un esquema de un puente de regulación genérico:
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FIG. 1.-9 Puente de Regulación
La Fig. 1-10 indica un esquema de la instalación completa para una
industrial de un punto de consumo, para un mayor número de puntos se abren
mayores ramales en paralelo.
FIG. 1-10. Esquema de Instalación Industrial
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1.5 GAS NATURAL VEHICULAR (GNV)
El gas natural vehicular o comprimido, es el gas natural que se expende a
presión en estaciones de servicio especialmente equipadas, para ser utilizadas como
combustible automotor. La Fig. 3-1 muestra un esquema general de un auto
convertido para el consumo de GNV.
FIG. 1-11 Automóvil convertido para el consumo de GNV
El gas natural debe ser sometido a elevadas presiones para poder acumular
cantidades significativas en un reducido espacio. Se almacena a 200 bar y a
temperatura ambiente en recipientes (cilindros) de acero construidos con aleaciones
especiales.
La unidad de medida, a diferencia de los combustibles líquidos no es el litro,
sino que se emplea el metro cúbico. El poder calorífico es de 9.300 Kcal/m3 (la
gasolina especial 8.900 Kcal/litro).
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Los compresores que se utilizan para GNV son máquinas que trabajan con
caudales relativamente importantes y con elevada alta presión. Por ello se utilizan
los compresores del tipo alternativo pudiendo ser éstos de accionamiento hidráulico
o bien mecánico. Pueden estar accionados mediante un motor eléctrico o bien por
motores de combustión interna ya sean a gas u otro combustible.
Para las presiones normales de suministro, se ajustan los compresores de tres
a cuatro etapas, pudiendo ser de simple o doble efecto con sus cilindros dispuestos
en forma horizontal, vertical, en W o en estrella. Los hay de cortes presurizados o
no presurizados, de pistón seco o lubricado y además se fabrican refrigerados por
aire o por agua.
Las estaciones de servicio para el expendio de GNV son pequeñas plantas de
compresión y almacenamiento; las que presentan los siguientes elementos o partes:
Interconexión a la red
Acometida
Puente de regulación y medición
Compresor
Batería de cilindros de almacenamiento
Dispensers (Surtidores de Carga)
La Fig. 1-12 muestra el esquema general de una estación de servicio para el
expendio de GNV.
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FIG. 1-12 Estación de servicio de GNV.
La Fig. 1-13 indica un esquema general de las partes componentes de un kit
de conversión de consumo de gasolina a gas GNV en un vehículo.
FIG. 1-13 Kit de conversión de Gasolina a GNV.
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La Fig. 1-14 representa las posibles localizaciones para los cilindros de
almacenamiento de GNV.
FIG. 1-14 Localizaciones de cilindros
1.6 GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP) A
PARTIR DEL GAS
El fraccionamiento es una operación de destilación, este es probablemente el
método más económico para separar una mezcla en sus componentes individuales.
La separación es fácil si la volatilidad relativa de los compuestos “clave liviano” y
“clave pesado” es substancialmente mayor que uno. Los componentes más livianos
(producto de cima), se separan de los más pesados (producto de fondo). De esta
forma, el producto de fondo de una columna es el alimento a la próxima columna,
la cual puede operar a una presión menor pero a temperatura mayor. La altura de la
columna, número de platos o altura de empaque, depende de la volatilidad relativa.
Entre más baja sea la volatilidad relativa, la altura de la columna será mayor.
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En la Fig. 1-15 se muestra en forma esquemática una torre de
fraccionamiento con sus diferentes componentes. El calor se introduce al rehervidor
para producir los vapores de despojo. El vapor sube a través de la columna
contactando el líquido que desciende. El vapor que sale por la cima de la columna
entra al condensador donde se remueve calor por algún medio de enfriamiento. El
líquido retorna a la columna como reflujo para limitar las pérdidas de componente
pesado por la cima.
FIG. 1-15 Esquema de un Proceso de Destilación de Gases.
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Internos tales como platos o empaque promueven el contacto entre el líquido
y el vapor en la columna. Un íntimo contacto entre el vapor y el líquido se requiere
para que la separación sea eficiente. El vapor que entra a una etapa de separación se
enfría, produciendo un poco de condensación de los componentes pesados. La fase
líquida se calienta resultando en alguna vaporización de los componentes livianos.
De esta forma, los componentes pesados se van concentrando en la fase líquida
hasta volverse producto de fondo.
La fase de vapor continuamente se enriquece con componente liviano hasta
volverse producto de cima. El vapor que sale por la cima de la columna puede ser
totalmente o parcialmente condensada En un condensador total, todo el vapor que
entra sale como líquido, y el reflujo retorna a la columna con la misma
composición que el producto de cima destilado. En un condensador parcial,
solamente una parte del vapor que entra al condensador se condensa como liquido.
En muchos casos se condensa solamente el líquido que sirve como reflujo a la
torre. En algunos casos sin embargo, se condensa más del liquido requerido como
reflujo y se tendrán por lo tanto dos productos de cima, uno líquido con la misma
composición del reflujo y el otro vapor el cual está en equilibrio con el líquido de
reflujo.
1.6.1 TRENES DE FRACCIONAMIENTO DEL GAS NATURAL
En los procesos de fraccionamiento del gas se conocen los nombres de varios
procesos particulares, se denomina De-metanizadora al equipo de proceso que
realiza la separación del Metano por la corriente de tope mediante el proceso de
destilación, por la parte inferior o de fondo se producen una mezcla de etano y más
pesados.
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De la misma forma, se denomina De-etanizadora a la torre que separa a los
etanos y más ligeros por la corriente de tope y los componentes de propano y más
pesado van por la parte inferior o de fondo. La De-butanizadora produce butano y
más livianos por el tope y los pentanos y más pesados por el fondo. La Fig. 1-16
muestra un esquema de los principales equipos de un tren de fraccionamiento
completo. Los equipos presentes en un tren de fraccionamiento se determinan de
cuando a las necesidades de productos terminados, la composición del gas de
alimentación y la economía del proceso.
1.6.2 PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE GLP (POR MEDIO DE LA
EXTRACCIÓN DE LÍQUIDOS Y FRACCIONAMIENTO).
Cuando se produce Gas Licuado de Petróleo (GLP) a partir del gas natural se
procede a realizar la extracción de líquidos; estos líquidos son sometidos a un
proceso de De-etanizado el que separa el gas de venta compuesto por metano y
etano de la mezcla de propano y más pesados. A continuación se realiza el proceso
de De-butanizado el que aísla las mezclas de propano y butanos que son los
componentes del GLP y produce por el fondo las gasolinas naturales compuestas
principalmente de pentanos y más pesados. La Fig. 1-16 nos muestra el proceso en
un esquema.
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FIG. 1-16 Disposición de un tren de fraccionamiento completo
FIG. 1-17 Proceso de Producción de GLP por Fraccionamiento
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Extracción de líquidosDel gas
De-etanizador
Gas de venta
Líquidos del gas natural
(LGN)De-Butanizador
Gasolina natural
Gas licuado de petróleo GLP
Gas natural
1.7 PETROQUÍMICA DEL METANO
En la actualidad la petroquímica del metano, se ha convertido en una
alternativa rentable por la disponibilidad del gas natural en algunas regiones, sus
beneficios ambientales y el incremento del precio del petróleo en el mercado
internacional en los últimos años. La tabla 1-1 muestra algunos de los productos
petroquímicos que se pueden sintetizar a partir del metano.
TABLA 1-1
Los productos más importantes son los fertilizantes, metanol, diesel sintético
entre otros. A continuación referimos algunas características más importantes.
1.7.1 FERTILIZANTES
La producción de amoniaco y sus derivados a partir de metano reformado es
un proceso muy conocido en el mundo, y muchos países poseedores de gas natural
siempre han comenzado su industrialización con una planta de amoniaco. Por
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ejemplo, Perú erigió su primera planta de amoniaco en Talara (Piura) en 1973,
aunque después por problemas de suministro de gas fue sacado de servicio en 1991.
Para producir amoniaco, previamente se separan los componentes licuables
del gas natural (etano, propano, butano y gasolinas naturales) en una planta de
separación, dejando el metano libre.
1.7.2 DIESEL A PARTIR DE GAS NATURAL REFORMADO.
El desarrollo del proceso "Gas to Liquid" (GTL) utilizando un reactor FT
que utiliza gas natural ha mejorado sustancialmente en la última década.
Originalmente desarrollado por la Shell Oil Company como "Síntesis de
Destilación Media" (SMDS), este proceso tiene dos etapas catalíticas consecutivas,
en la primera etapa se produce una parafina de alto peso molecular por catálisis FT
y en la segunda etapa la parafina es hidrocrackeada en un rango de punto medio de
ebullición para producir “petróleo sintético” que contiene gas licuado, gasolinas,
diesel oil, y productos mas pesados
La primera planta comercial tipo GTL fue construida en Malasia que utiliza
el gas natural para producir un diesel sintético de un alto número de octano y sin
estructuras aromáticas. Actualmente, este proceso está completamente probado
industrialmente, existiendo varias tecnologías desarrolladas y probadas a nivel
mundial, como: Rentech, Shell, y Syntroleum, que están cambiando el panorama
energético del mundo de una manera muy significativa. Es importante resaltar que
la ausencia de azufre en la composición original del GN boliviano, permitirá que el
diesel producido sea ecológicamente amigable y por ende altamente comerciable.
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1.7.3 REDUCCIÓN DE HIERRO CON GAS DE SÍNTESIS
EL gas natural reformado puede ser usado como reductor de metales,
especialmente el fierro, que luego puede ser transformado en acero. El proceso es
denominado DRI (Direct Reduction of Iron) y reemplaza al proceso tradicional de
reducción en base al carbón coque. Es importante recordar que existe una directa
correlación entre el consumo del acero y el desarrollo económico de un país, esto es
un hecho firmemente establecido en el mundo.
1.7.4 PRODUCCIÓN DE METANOL
El gas natural puede ser tratado para la formación de gas de síntesis y luego
para producir metano a partir de este último. El metanol es un compuesto que tiene
una fuerte demanda en el mundo, por que se lo puede utilizar como solvente,
combustible alternativo, materia prima para varias industrias, etc.
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1.8 CASO DE ESTUDIO: EL GAS NATURAL EN
BOLIVIA
1.8.1 RESERVAS DE GAS EN BOLIVIA
Desde el año 1998 se produjo un incremento de la reservas del gas natural en
Bolivia donde varias compañías realizaron exploración de las zonas con mayor
probabilidad de existencia de hidrocarburos.
Como resultado las reservas probadas y probables, se multiplicaron cerca de
cinco veces hasta mediados de la primera década del siglo XX; en relación a la
cantidad del yacimiento de gas en el mundo, las reservas Bolivianas representan
menos del 1% del gas de Planeta. Con cerca de 52 trillones de pies cúbicos
americanos las reservas de gas en Bolivia, son estratégicas en Sudamérica, porque
se encuentran en una situación geográfica donde las naciones vecinas no tienen
yacimientos que abastezcan su consumo y proyecciones de consumo para las
siguientes décadas.
Los yacimientos de gas natural boliviano son libres o no asociados con la
explotación del petróleo.
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TABLA 1-2
RESERVAS NACIONALES DE GAS NATURAL(EN TRILLONES DE PIES CÚBICOS AMERICANOS)
3,8 4,2 5,3
18,323,8 27,4 28,7 27,6 26,7
1,9 2,5 3,3
13,9
23,024,9
26,2 24,722,0
4,1 3,25,5
17,6
23,2
24,924,2
24,1
15,2
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
TRILL
ONES
DE
PIES
CÚB
ICOS
AME
RICA
NOS
(TCF
=10
2 P
IES
CÚBI
COS)
Probadas (P1) Probables (P2) Posibles (P3)
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FIG. 1-18 Reservas de gas en Bolivia
Bolivia posee las mayores reservas libres de América Latina (46%) y es
primero del Cono Sur, tiene un potencial gasífero regional sudamericano. Para fines
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de comparación debe mencionarse que Argentina tiene 25,7 TFC de reservas, le
sigue Perú con 13,3 TFC, Brasil con 8,1 TFC y Chile tiene apenas 4,4 TFC.
FIG. 1-19 Reservas Probadas de gas Natural en Sur América
Bolivia posee el segundo lugar de las reservas de gas en Sudamérica después de
Venezuela y en la actualidad exporta gas a Argentina y Brasil.
Las reservas de GN están concentradas en el sudeste de Bolivia (Tarija y
Chuquisaca), pero, cabe destacar que sólo el 14% del área con potencial gasífero ha
sido explorada. Se estima que con una exploración intensiva, por lo menos del 50%
del territorio nacional, se cree que las reservas pueden incrementarse en 5 veces
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más de lo que ahora se tiene, posicionando a Bolivia en una situación muy
expectable en la región.
FIG. 1-20 Áreas de Reservas del GN en Bolivia
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Sólo el 14% explorado
Área por explorar
Cinturón Hidrocarburífero
AREA DE INTERES: 535,000 km2.AREA TOTAL BAJO CONTRATOS: 65,403 km2. = 14%AREA PROMISORIA: = 86%
1.8.2 COMPOSICIÓN DEL GAS BOLIVIANO
Una muestra de las principales composiciones del gas natural del centro del
país se presenta en la siguiente tabla. El análisis se reporta en base seca, es decir
que no se toma en cuenta el agua, pero esto no significa que el gas no contenga este
elemento. La concentración de agua se debe medir o calcular y luego agregar a la
composición dada. La tabla 1-3 muestra varios gases tipo.
TABLA 1-3
Es importante notar que el Gas Natural boliviano tiene bajas concentraciones
de sulfuro de hidrógeno, en algunos yacimientos como en Carrasco la presencia de
altas cantidades de dióxido de carbono, CO2 puede ser muy ofensivo para ciertas
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áreas de consumo o para las reacciones que involucren procesos de conversión del
gas en otros productos.
Por otra parte los GPM (Galones de líquidos C3+ por mil pies cúbicos
normas de gas) tienen valores bajos de cerca de la unidad, esto se interpreta como
un valor de un gas libre seco. Si se estima que la extracción de GLP es rentable a
partir de una fracción molar de propano de 1,5 % se tiene que le promedio de estas
muestras de yacimientos poseen potencial para la producción de GLP.
De todas formas el análisis de las características no puede ser general en el
momento de realizar los proyectos, es necesaria una cantidad adecuada de análisis
históricos con un tratamiento estadístico, que evite la filtración de información
errónea de los análisis.
El peso específico esta cerca de 0,6; una muestra de gas relativamente liviano en
comparación con otros gases.
1.8.3 EL TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y MERCADOS
ALTERNATIVOS DEL GAS EN BOLIVIA
El consumo interno de gas es transportado por una red de gasoductos que
abastecen principalmente al eje troncal del país y las ciudades de occidente, en la
Fig. 1-22 se puede notar la deficiencia de la distribución a las regiones
nororientales del país.
Por otra parte la matriz de distribución por ductos esta quedando
subdimensionada en la actualidad y requieren de ampliaciones importantes
especialmente al occidente del país. La red de gasoducto termina en cada City gate
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respectivo, luego la red de distribución es la encargada de llevar el gas hasta los
consumidores final.
En Bolivia existen varias empresas encargadas de la distribución de gas en
las diferentes regiones, a la fecha, existen empresas privadas y la estatal YPFB;
encargadas de la distribución del energético hasta las redes comerciales,
domiciliarias e industriales. La Fig. 1-22 diagrama la distribución en detalle y por
regiones
FIG. 1-21 Distribución de Gas en Bolivia
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FIG. 1-22 Redes de Gas Natural en Bolivia
El gas de exportación se vende en la actualidad a Brasil y Argentina, a Brasil
con cerca de 30 MM MCND (Millones de metros cúbicos normales día) y
Argentina con alrededor de 7 MM MCND, con una proyección de 27.7 MM
MCND en las siguientes décadas.
Otros mercados emergentes son la industria como es el caso de la
Siderúrgica JINDAL, polos de desarrollo petroquímico, generación termoeléctrica,
además de la exportación de gas a otros países. La fig. 1-23 grafica los mercados
alternativos.
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FIG. 1-23 Mercados Alternativos a Mediano Plazo
EL GAS NATURAL EN BOLIVIAEL GAS NATURAL EN BOLIVIAMERCADOS ALTERNATIVOS A MEDIANO PLAZOMERCADOS ALTERNATIVOS A MEDIANO PLAZO
BrasilArgentinaParaguayPerúEstados Unidos y MéxicoGNL – Gas natural LiqPetroquímica y fertilizantesGeneración termoeléctrica
Se requiere de mucha más información para tratar de retratar el negocio del
gas natural boliviano, en el desarrollo de la redacción de los cuatro tomos se
intentará realizar un estudio objetivo y aplicado.
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