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PERFIL DE TESIS
IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA
El principal problema observado en las fronteras del país, es el contrabando de hidrocarburos líquidos así
como de garrafas de GLP, por su alto valor en el mercado internacional, lo cual por supuesto representa
un gran obstáculo para el abastecimiento de energía en estos municipios.
Por otro lado, las fuentes de energía utilizadas en la región no son continuas y permanentes, entonces esto
representa otro gran problema para los pobladores que, según datos estadísticos del CENSO 2001,
solamente el 11% de la población rural utilizaba garrafas de GLP y considerando que actualmente la
distribución de las garrafas de GLP ha sido incrementada para cubrir mayor territorio nacional, esta
fuente de energía sigue siendo una fuente de energía no continua y susceptible a las convulsiones sociales
que tienen como efecto su desabastecimiento.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Como problema principal se tiene al contrabando de hidrocarburos líquidos y garrafas de GLP en la
región, lo cual será solucionado mediante el replanteamiento de la matriz energética en la región,
compuesta en su totalidad por gas natural.
Como problema secundario, la demanda de energía en estos municipios no es de aprovisionamiento
permanente, además que se tienen diferentes matrices energéticas muy contaminantes, entonces la no
existencia del suministro de gas natural provoca que los pobladores muchas veces no dispongan del
energético en la cantidad requerida y de forma permanente además de que esta fuente de energía sea
limpia y barata.
OBJETIVOS
Objetivo General
Implementar un sistema de distribución de gas natural para posibilitar el cambio de matriz energética en
los municipios fronterizos de Achacachi, Escoma, Puerto Acosta, Tiquina, Copacabana, Guaqui y
Desaguadero del departamento de La Paz, logrando de esta manera eliminar o reducir el contrabando de
hidrocarburos líquidos y de garrafas de gas licuado de petróleo; satisfaciendo además la demanda
energética en estos municipios hasta el año 2030.
Objetivos Específicos
Para la implementación del sistema de gasoducto virtual:
Determinar la demanda de energía para cada municipio proyectada para 20 años. Considerando
el consumo de gas natural domiciliario y vehicular, por ser este último el de mayor demanda de
gas natural.
Determinar la mejor tecnología a emplearse para el sistema de distribución de gas natural
comparando económica y operacionalmente el sistema de GNC y de GNL.
Determinar el tipo y número de vehículos requeridos, así como su respectiva capacidad.
Determinar la cantidad y volumen de cilindros o módulos de transporte de acuerdo a la
capacidad estimada.
JUSTIFICACIÓN
Justificación General
El contrabando de hidrocarburos líquidos y garrafas de gas licuado de petróleo hacia la vecina república
del Perú desde los municipios del oeste del departamento de La Paz, ocasiona graves pérdidas
económicas al país que, según fuentes oficiales del Estado, para el año 2011 la cifra alcanzó a más de
ciento cincuenta millones de dólares americanos (150.000.000 $us).
Por otro lado, con el cambio de la matriz energética en los municipios objetivo del presente proyecto, se
asegurará un mejor desarrollo de estos, ya que se mejorará la calidad de vida de los habitantes.
En fase de inversión del proyecto de sistema de gasoducto virtual, se podrá considerar a futuro,
conexiones para las poblaciones aledañas que se viera factible, pudiendo beneficiar de esta manera a más
poblaciones rurales, lo que originará también más desarrollo.
Justificación Socio-Ambiental
Para la realización del proyecto se debe tomar en cuenta el reglamento ambiental en materia de
contaminación hídrica, reglamento en materia de contaminación atmosférica, y otros vigentes en el país
de acuerdo a la Ley 1333 en sus artículos 23 al 35; además de los puntos pertinentes contemplados en la
ley de hidrocarburos 3058 en su capítulo de estudio y evaluación de impacto ambiental.
Así también se debe cumplir con el reglamento ambiental para el sector de hidrocarburos (RASH) y el
plan de higiene y seguridad ocupacional (PHSO).
Por otra parte se deberá respetar el convenio sobre pueblos indígenas y tribales (OIT-169); requiriéndose
una participación ciudadana y, de ser necesario, una consulta popular, lo cual se debería realizar en la fase
de inversión del proyecto por parte de las autoridades competentes.
Justificación Técnica
Para realizar el diseño de un gasoducto, en el país se cuenta con el Reglamento de Construcción y
Operación de Gasoductos proporcionado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH); sin embargo
no se cuenta con un reglamento para el sistema de distribución de gas natural comprimido, por lo que se
debe considerar normas internacionales para este rubro, en el desarrollo del proyecto se considerarán
normas argentinas y colombianas del sector.
En cuanto al transporte de gas natural licuado, tampoco se cuenta con un reglamento oficial, sin embargo
la empresa YPFB comenzó proyectos de este tipo basándose en reglamentos internacionales.
Justificación Operacional
La estación terminal de gas natural “SENKATA”, contará con volumen de gas suficiente para gasoductos,
ramales, gasoductos virtuales y otros, gracias a la ampliación del gasoducto al altiplano (G.A.A.) en su
fase III-B por parte de la empresa YPFB Transporte S.A., donde se espera una capacidad de 52.6 MMpcd.
Un impedimento a presentarse en el proyecto durante la fase de inversión, sería una convulsión social que
impida la implementación del mismo, la cual no estaría directamente relacionada directamente con el
presente proyecto, ya que previamente a la fase de inversión se deberá realizar una consulta popular para
la participación ciudadana de los pueblos envueltos en este proyecto, por parte de las autoridades
competentes.
Por otro lado la implementación de un sistema de gasoducto virtual, no ocasionaría mayores
inconvenientes o perjuicio alguno a futuro para el país y/o poblaciones contempladas en el mismo, por el
contrario, puede ser visto como una fuente de desarrollo que conllevará muchos beneficios.
ALCANCE
Alcance Temático
El tema comprenderá la actividad de transporte de hidrocarburos, con la implementación de un sistema de
gasoducto virtual. Comprendiendo las tecnologías de transporte de gas natural comprimido y transporte
de gas natural licuado, con su posterior comparación y selección de la más adecuada bajo criterios
operacionales y económicos.
Para ambos casos se pretende tener como punto de inicio la estación terminal de gas natural Senkata, y
como punto destino los municipios de: Achacachi, Escoma, Puerto Acosta, Tiquina, Copacabana, Guaqui
y Desaguadero. Con el objetivo de realizar un cambio en la matriz energética.
Alcance Geográfico
El proyecto se enfocará en los municipios de: Achacachi, Escoma, Puerto Acosta, Tiquina, Copacabana,
Guaqui y Desaguadero. Tomando como punto de partida la estación terminal de gas natural Senkata
ubicada a 4 Kilómetros del centro de la ciudad de El Alto, carretera Oruro-La Paz.
Tabla 0-1 Coordenadas geográficas de la estación Senkata
LUGAR COORDENADAS GEOGRÁFICAS
Estación Terminal de Gas Natural
“Senkata”
16º 34’ 19’’ S
68º 11’ 13’’ W
FUNDAMENTO TEÓRICO
DEFINICIONES Y CONCEPTOS
FUNDAMENTO TEÓRICO DE LA TECNOLOGÍA A APLICAR
Ecuación General de Flujo
La pérdida de presión del caudal de gas dependerá de las propiedades del gas natural a ser transportado,
condiciones de presión y temperatura en todo el tramo.
Todo este análisis es realizado a través de correlaciones derivadas de la ecuación de energía planteada por
Daniel Bernoulli, reconocido matemático, estadístico y físico neerlandés-suizo del siglo XVIII, quien hizo
importantes contribuciones en hidrodinámica.
Parafuturs proyectos en el estudio de distribución de gas natural por redes se deberá utilizar las
ecuaciones derivadas de la ecuación general de flujo de distintos autores.
Ecuación General de Flujo en unidades del Sistema Internacional:
Q=5,747∗10−4 F(T b
Pb)[ (P1
2−P22 )
G∗T f∗L∗z ]0,5
D2,5 (ecuación 2.3 )
Donde:
Q=¿ Caudal de gas medido a condiciones estándar, m3/día
F=¿ Factor de transmisión, adimensional
Pb=¿ Presión base, kPa
T b=¿ Temperatura base, K
P1=¿ Presión de entrada al ducto, kPa
P2=¿ Presión de salida del ducto, kPa
G=¿ Gravedad específica del gas, adimensional
T f =¿ Temperatura promedio de flujo del gas, K
L=¿ Longitud del segmento de tubería, km
z=¿ Factor de compresibilidad a temperatura de flujo del gas, adimensional
D=¿ Diámetro interno de la tubería, mm
Sistema Gasoducto Virtual
Se basa en tres desarrollos tecnológicos:
1) Estaciones modulares de compresión (GNC) o de enfriamiento (GNL)
2) Plantas modulares de regulación de presión
3) Sistema de almacenamiento y transporte de gas natural
El sistema está desarrollado para cumplir muchos objetivos, pero el principal son las redes de distribución
de gas natural con posibilidad de un incremento de volumen transportado, proporcional con la demanda.
La implementación del sistema gasoducto virtual es muy sencilla y solo requiere de una estación “madre”
en el punto de partida y otra estación “hija” en el punto destino, utilizándose en el proceso de transporte
un vehículo tráiler que transporta los contenedores de gas natural.
Para el caso del gas natural comprimido:
En la estación cabecera el equipo compresor, conectado a un gasoducto existente, comprime el gas dentro
de los módulos de transporte MAT. Estos se encuentran sobre plataformas, denominadas PA-C,
especialmente diseñadas a tal fin. Las mismas permiten el llenado e intercambio de los módulos con el
Sistema de Transporte de manera segura y eficiente.
A su arribo, el tráiler de transporte intercambia los MAT vacíos que trae del punto de consumo por otros
llenos. Este intercambio se realiza mediante máquinas especialmente diseñadas que se encuentran sobre el
tráiler y que son de sencilla operación. Las mismas pueden ser operadas por el mismo chofer del camión.
Estas máquinas especiales minimizan los tiempos de carga y descarga de los módulos manteniendo los
estándares de seguridad.
Al arribar al punto o puntos de consumo, los módulos MAT son descargados en plataformas
especialmente diseñadas, denominadas PA-D. Estas plataformas cuentan con un sencillo y seguro sistema
de conexión que minimiza el tiempo de carga y descarga. Previo paso por una planta reguladora, los MAT
finalmente se conectan a la red de abastecimiento domiciliario.
Para el caso del gas natural licuado:
El gas natural se almacena a -161 °C y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja
temperatura. El típico tanque de GNL tiene doble pared: una pared externa de hormigón armado,
recubierto con acero al carbono, y una pared interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la
resistencia son las consideraciones de diseño primarias al construir estos tanques, los cuales se diseñan
para soportar terremotos y fuertes vientos.
El GNL se transporta a presión atmosférica en tráiler. El sistema de contención de carga se diseña y
construye utilizando materiales especiales para el aislamiento y así asegurar el transporte seguro de esta
carga criogénica.
Una vez que el GNL llega a la terminal de regasificación en la zona de mercado, el GNL es bombeado
desde hasta los tanques de almacenamiento. Los tanques de GNL son similares a los utilizados en la
terminal de licuefacción.
Luego, el GNL vuelve a su estado gaseoso original. Para ello, se bombea desde los tanques de
almacenamiento y es calentado con vaporizadores hasta las condiciones de entrega especificadas.
Gas Natural Comprimido
Conocido por la sigla GNC, es un combustible que, por ser económico y ambientalmente limpio, es
considerado una alternativa sustentable para la sustitución de combustibles líquidos.
El GNC es esencialmente gas natural almacenado a altas presiones, habitualmente entre 2900 y 3600 psi,
según la normativa de cada país. Este gas está compuesto principalmente por metano, que al tener un alto
índice de hidrógeno produce menos CO2 por unidad de energía entregada, en comparación con otros
hidrocarburos más pesados.
Se puede incrementar la presión del gas natural mediante compresores y almacenarlo en tanques o tubos
móviles para disminuir los costos unitarios de transporte.
Su uso y aplicación, requiere de tres etapas, las cuales son:
1) Compresión: El gas natural proveniente del campo de producción, del gasoducto o de las redes
de distribución, es incrementado substancialmente de presión (3600 psi), mediante compresores.
2) Transporte: El gas comprimido se almacena en cilindros o módulos y es transportado a su
destino sobre camiones tráiler.
3) Descompresión: Una vez alcanzado el destino se reduce la presión del gas hasta una presión de
descarga según contrato, mediante válvulas de expansión, para posibilitar su entrega a las redes
de distribución o a usuarios finales.
Compresión del Gas Natural El sistema es más eficiente mientras la presión de entrada al compresor sea mayor, dado que el consumo
de energía en la estación compresora, además de depender del volumen a comprimir, es directamente
proporcional al diferencial de presión entre la entrada y la salida del compresor.
Las presiones de entrada comúnmente utilizadas están en el rango de 60 psi (redes secundarias de
distribución), 250 psi (redes principales de distribución) y 600 psi (gasoductos de transporte).
Transporte del Gas Natural Comprimido El gas natural comprimido debe almacenarse en recipientes que soporten altas presiones y que puedan ser
transportados fácilmente.
Cuando las condiciones operativas lo permiten, puede utilizarse remolques cisterna, pero debido a que las
vías de acceso a poblaciones alejadas generalmente no permiten la operación con este tipo de equipos, se
puede utilizar cilindros o módulos, los cuales también se montan en forma fija sobre un camión
convencional.
El sistema de almacenamiento en unidades modulares denominadas MAT por la empresa argentina
Galileo, utiliza dispositivos similares a los instalados en los automotores que usan gas natural vehicular
como combustible, estos módulos están conectados entre sí y son fácilmente descargables en la estación
compresora o descompresora.
El vehículo transportador consta de un camión tráiler para el transporte de dos a cuatro módulos MAT.
Figura 0-1 Módulos “MAT”
Fuente: Empresa Galileo S.A.
Descompresión del Gas Natural Es necesario instalar en cada punto destino, una estación de descompresión para disminuir la presión del
gas y que pueda ser entregado a los usuarios finales.
Para el caso de distribución urbana, el gas se puede entregar a 300 psi a través de tubería de acero. Sin
embargo, para las poblaciones pequeñas, la presión de descarga no será mayor a 60 psi.
El objetivo principal para el cambio de matriz energética debe ser la reconversión de los vehículos a gas
natural vehicular. El cual por norma debe ser entregado a 3000 psi.
Figura 0-2 Cilindros para Gas Natural Vehicular
Fuente: Empresa CILBRÁS
A continuación se muestra el esquema de trabajo por parte de la empresa de GNC Galileo, que opera en la
República de Argentina; en el mismo se aprecia que el proceso resulta sencillo pero costoso, sin embargo
en comparación a un gasoducto resulta ampliamente ventajoso en muchos aspectos.
Figura 0-3 Esquema de Funcionamiento Empresa Galileo S.A.
Fuente: Empresa Galileo Natural Gas Technologies
Sistema de Compresión Para el sistema de compresión, se debe entender los siguientes aspectos normativos:
Presión de Succión
La presión de succión de la estación compresora depende del sitio donde se instalará, sabiendo que a
mayor presión de succión menor el costo de operación.
Se puede considerar tres posibles puntos de conexión para el sistema de compresión:
1) Gasoducto
2) Red principal de distribución
3) Red secundaria de distribución
En el caso del gasoducto y dependiendo de su ubicación, la presión puede variar entre 200 psi hasta 1200
psi por lo que se tendría que disponer de compresores de menor presión de succión para garantizar su
operatividad a cualquier presión dentro de este gran rango; lo cual no es recomendable
La red principal de distribución, tubería de acero, tiene un rango de presión de 200 a 250 psi, mismo que
es ideal para la presión de entrada requerida en el proceso de compresión de gas natural.
La red secundaria o red domiciliaria de polietileno presenta una presión entre 30 y 60 psi, que para ser
elevada requiere un mayor trabajo, lo cual se traduce en un costo económico mucho mayor.
Presión de Descarga
La presión de descarga de los compresores se estandariza en 3,600 psi. Los compresores que se utilizan,
son provistos por fabricantes especializados, en sistema “paquete” (módulos que cuentan con todos los
accesorios para su operación de acuerdo a normas). La capacidad de la estación es variable dentro de un
rango y depende de la presión de succión.
Centro de Carga El centro de carga está conformado por:
Sistema de separación y filtrado.
Sistema de regulación.
Sistema de medición.
Sistema de odorización (cuando el gas suministrado no sea odorizado).
Compresor.
Islas y Plataformas de carga.
Cañerías de interconexiones.
Válvulas de bloqueo y de seguridad.
Sistemas de seguridad.
Circuito eléctrico (iluminación y potencia).
Centro de Descarga El centro de descarga está compuesto por:
Islas y Plataformas de descarga.
Recipientes de almacenamiento fijos o intercambiables (tanques o baterías de cilindros).
Compresores de transferencia.
Calentador de gas (cuando se requiera).
Estación de regulación.
Cañerías de interconexión.
Válvulas de bloqueo y de seguridad.
Sistemas de seguridad.
Circuito eléctrico (iluminación y potencia).
Obras civiles: caminos, edificios, etc.
Módulos de Almacenamiento Para transportar el gas natural comprimido se utilizan módulos de almacenamiento que incluyen: bastidor,
tanques, y los equipos para interconectarlos.
Básicamente se podrían utilizar tres tipos de módulos de almacenamiento:
1) Baterías de doce cilindros de acero de 25 m3 cada uno (300 m3 en total), 3600 psi (250 bar) de
presión de trabajo
2) Módulo completo con capacidad de 1300 m3 y presión de trabajo de 3600 psi.
3) Módulo completo con capacidad de 1,500 m3 y presión de trabajo de 3600 psi.
NEOGÁS S.A.NEOGÁS es una empresa pionera en el desarrollo de tecnologías para el transporte de gas natural
comprimido, sin la implementación de gasoductos.
Esta empresa se dedica al desarrollo de proyectos asociados con concesionarios estatales, con el fin de
difundir el consumo de gas natural en zonas aledañas donde la implementación de un gasoducto no se
justifica por cualquier motivo.
Actualmente esta empresa opera en los países de: Brasil, Perú, Colombia, China, Malasia y Tailandia, con
resultados que demuestran la eficiencia de su tecnología.
Fabricación y Tecnología
La fábrica para los diferentes componentes que aplica NEOGAS se encuentra en Caxias do Sul, Brasil.
Consta de semirremolques ensamblados en parcelas y equipos especializados.
El proceso de compresión, transporte y distribución de gas natural se realiza de forma descrita
previamente y también de forma similar a la tecnología Galileo de Argentina; obviamente con sus
particularidades.
Figura 0-4 Esquema de Funcionamiento Empresa Neogás S.A.
Fuente: Empresa Neogás S.A.
Como se observa en la figura 2.4, el sistema inicia en la estación de compresión y se divide en 2
subsistemas: el de distribución de gas natural por redes y el de distribución de gas natural vehicular.
Para la distribución de gas natural por redes se cuenta con la estación descompresora RCU. En el caso de
la distribución de gas natural vehicular se utiliza la estación HPU.
2.2.3.8.2 Sistema para Gas Natural Vehicular La tecnología patentada de Neogás fue creada para ofrecer soluciones innovadoras tomando el transporte
y la entrega del gas natural comprimido para el uso vehicular.
Este sistema utiliza una estación HPU (Unidad de presión hidráulica), que consiste en transferir en menor
tiempo grandes volúmenes de gas, con presión constante, sin aumento de temperatura. Por el hecho de no
ser necesario descomprimir el gas en el puesto de abastecimiento de GNV, los costos de energía son
sencillamente menores.
En la siguiente figura se observan las diferentes unidades de transporte de gas natural comprimido por
cilindros con su respectivo volumen medido en normal metro cúbico de gas:
Tráileres de Transporte NEOGAS
Fuente: Empresa NEOGAS S.A.
Sistema para distribución de gas natural por redes
Estos sistemas utilizan una estación RCU (Unidad de Reducción de Presión), especialmente creada para
mantener el llenado a presión constante, para cualquier nivel de presión de consumo. Incluye también
intercambiadores de calor permitiendo que esta transferencia sea efectuada evitando congelamiento.
Neogás permite hacer entregas fraccionadas de cualquier volumen de gas en almacenajes estacionarios
del cliente, optimizando la inversión y la logística de entrega.
Gas Natural Licuado
Conocido por la sigla GNL, es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida.
Es la mejor alternativa donde no es económico llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto
o por generación de electricidad.
El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y a -162 °C donde la licuefacción
reduce en 600 veces el volumen de gas transportado.
En cuanto al impacto ambiental, los derrames de GNL se disipan en el aire y no contaminan el suelo ni el
agua. Como combustible vehicular, reduce las emisiones de óxidos de nitrógeno en un 70%, y no produce
compuestos de azufre. Para la generación eléctrica las emisiones de dióxido de azufre, SO2 prácticamente
quedan eliminadas, y las emisiones de CO2 se reducen en un 40%.
Los proyectos de GNL son proyectos que representan varios millones de dólares de inversión, por lo que
requieren la participación de compañías integradas de alta solvencia económica y entidades financieras
que contribuyan el capital de inversión; por este motivo se requiere que tanto los contratos de compra y
venta de gas sean a largo plazo.
Para licuar el gas natural, se enfría el gas tratado hasta -162 °C, que es la temperatura a la cual el metano
se convierte a forma líquida. Una vez que el gas ha sido licuado se somete a un proceso de Joule
Thomson1 para poderlo almacenar a presión atmosférica. El GNL producido se almacena en tanques
especiales para ser luego transportado.
El diseño de las plantas requeridas para el proceso está regido por normas estrictas, en la industria de
GNL hay cuatro diseñadores de plantas que se usan industrialmente:
1) Proceso con intercambiados de tubos en espiral de Air Products (APCI y APX).
2) La cascada optimizada de Phillips.
3) El triple ciclo refrigerante de Linde.
4) El proceso de caja fría con mezcla refrigerante de Black and Veatch (PRICO).
Todos estos procesos son usados en la industria y competencias de diseño son realizadas para seleccionar
el proceso que va a generar el proyecto más rentable a lo largo de toda su vida útil.
El GNL se almacena a -161 °C y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja
temperatura. El típico tanque de GNL tiene doble pared: una pared externa de hormigón armado,
recubierto con acero al carbono, y una pared interna de acero niquelado al 9%.
El GNL en los tanques se mantiene a su temperatura de saturación (-161 °C) a lo largo de todo el
trayecto, pero se permite que una pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que
se denomina "autorrefrigeración".
Cadena Integrada del GNL La cadena integrada del gas natural licuado se compone por tres eslabones:
1) La licuación del gas, generalmente en una zona cercana al pozo.
2) El transporte en buques metaneros o camiones.
3) La regasificación e introducción a la red de distribución.
En la primera etapa de licuación o licuefacción, el gas natural se lleva a temperaturas inferiores a los -160
°C. En esta condición de temperatura, y a presión atmosférica, el gas natural sufre un cambio de estado,
de gas a líquido, reduciendo 600 veces su volumen. Puede decirse que el rendimiento medio del proceso
1Proceso en el cual la temperatura de un sistema disminuye o aumenta al permitir que el sistema se expanda libremente manteniendo la entalpía constante.
de licuación es del 90%. Esto quiere decir que el 10% del gas natural que ingresa a la planta de licuación,
se pierde o se utiliza como fuente de energía para el proceso.
Actualmente, las operaciones de transporte están tomando importancia en la cuenta de resultados de las
empresas que abarcan los tres eslabones de la cadena integrada del GNL.
Como valor promedio, puede decirse que el transporte del gas natural licuado tiene un rendimiento del
95%.
La regasificación es la tercera y última etapa. En ésta el volumen del gas aumenta 600 veces al pasar de
estado líquido a gaseoso. Además, se le da al gas la presión con la que ingresará a la red de transporte por
gasoductos. La regasificación presenta el rendimiento más alto dentro de la cadena integrada, que es del
98%.
En el siguiente esquema se ilustra la cadena integrada del gas natural licuado:
Cadena Integrada del GNL
Fuente: PITA, Guillermo, “Introducción al Gas Natural Licuado”
Valores Económicos de la Cadena Integrada del GNLResulta difícil determinar certeramente los valores de inversión necesarios en los distintos eslabones de la
cadena del GNL. Éstos dependen de muchas variables que incluyen cuestiones técnicas, políticas,
geográficas y económicas.
Puede decirse que la mayor inversión se requiere en la etapa de licuación, y el orden de magnitud es de
cientos de miles de dólares.
La inversión para un tanque de GNL, con capacidad de 135000 m3, ronda los 165 mil dólares americanos.
Respecto a una planta de regasificación, la inversión necesaria se estima en 300 mil dólares americanos
para una capacidad de 5,5 billones de m3/año.
Los valores de inversión nombrados en los dos párrafos anteriores provienen de una estimación de la
empresa francesa Gaz de France.
Licuación El gas que alimenta a la planta de licuación viene de los campos de producción. Los contaminantes que se
encuentran en el gas natural se extraen para evitar que se congelen y dañen el equipo cuando el gas es
enfriado a la temperatura del GNL (-161°C) y para cumplir con las especificaciones técnicas del
gasoducto en el punto de entrega. El proceso de licuación puede ser diseñado para purificar el GNL a casi
100% metano.
El proceso de licuación consiste en el enfriamiento del gas purificado mediante el uso de refrigerantes. La
planta de licuación puede consistir en varias unidades paralelas, llamadas “trenes”. El gas natural es
licuado a una temperatura aproximada de -160°C. Al licuarse el gas, su volumen se reduce por un factor
de 600, lo que quiere decir que el GNL utiliza 1/600 del espacio requerido por una cantidad comparable
de gas a temperatura ambiente y presión atmosférica.
El GNL se almacena en tanques de paredes dobles a presión atmosférica. El tanque de almacenaje es en
realidad un tanque dentro de otro tanque. El espacio anular entre las dos paredes del tanque está cubierto
con un aislante. El tanque interno en contacto con el GNL, está hecho de materiales especializados para el
servicio criogénico y la carga estructural creada por el GNL. Estos materiales incluyen acero al 9%
níquel, aluminio y concreto pre-tensado. El tanque exterior está hecho generalmente de acero al carbono y
concreto pre-tensado.
El proceso de licuación en una planta puede resumirse de la siguiente manera:
1) Etapa de extracción de CO2: para evitar que se generen productos sólidos con la reducción de la
temperatura, se realiza la purificación del gas por adsorción del dióxido de carbono y el agua existentes
en el mismo, por medio de la aplicación de una corriente inversa de solución de mono-etanol-amina
(MEA).
2) Etapa de deshidratación y filtrado: se le extrae la humedad al gas hasta lograr valores menores a 1
ppm. Luego se realiza un filtrado para extraer trazas de mercurio y partículas sólidas, y además se
produce la separación de los hidrocarburos pesados por condensación parcial.
3) Etapa de licuación y almacenamiento: se produce el enfriamiento necesario para su licuación. El
GNL producido se envía al tanque de almacenamiento, el cual lo mantiene a su temperatura de licuación,
operando a una presión de 20 a 70 mbar. El GNL es almacenado en tanques de paredes dobles a presión
atmosférica.
Ciclos Frigoríficos Las etapas del ciclo frigorífico son:
1) Compresión: aumento de la presión del gas refrigerante (que se encuentra en su totalidad en fase gas,
a baja presión y a la temperatura del foco frío), en un compresor. En esta fase, que es la que “mueve” todo
el ciclo, el trabajo mecánico se transforma en aumentar la energía interna del fluido refrigerante (presión
y temperatura).
2) Condensación: enfriamiento y condensación del gas a alta presión, por medio de intercambiadores de
calor. Esto es posible porque la temperatura a la salida del compresor es mayor que la del foco caliente.
En esta fase el refrigerante cede calor al exterior, especialmente durante la transformación de gas a
líquido (el calor latente del cambio de fase).
3) Expansión: disminución de la presión del ahora líquido refrigerante, en una válvula laminadora (la
cual se sitúa a la entrada del vaporizador para que el proceso sea lo más adiabático posible). Al bajar la
presión baja la temperatura y, de acuerdo con el diagrama de Mollier, el nuevo punto de equilibrio se
establece en un punto en el que una parte del líquido se ha vaporizado (la temperatura también disminuye
pero en mucha menor proporción).
4) Vaporización: la vaporización del refrigerante continúa en el foco frío hasta que toda su masa pase a
estado gaseoso. La relación de compresión inicial se calcula para que la temperatura final del refrigerante
resulte inferior a la del producto o ambiente que se quiere enfriar en el foco frío, por lo que el producto o
ambiente a enfriar cede calor al refrigerante en el intercambiador (cambio de fase a temperatura
constante). El refrigerante sigue vaporizándose hasta completar el ciclo.
Consideraciones Técnicas En un proyecto de licuación de GNL se debe contar únicamente con cuatro datos esenciales: la
composición del gas a la entrada, la capacidad nominal de la planta en función a la demanda, los
requisitos de calidad de los productos y la zona del emplazamiento.
Para el diseño se tiene que definir, a partir de esos datos, los siguientes conceptos básicos:
Tamaño y número de trenes de licuación
Métodos de eliminación de gases ácidos y agua
Proceso de enfriamiento y licuación (incluye intercambiadores criogénicos)
Tipo y tamaño de turbinas para los compresores
Medio refrigerante exterior (aire o agua)
Tamaño y número de los tanques de almacenamiento
Planta de Regasificación Puede decirse que las dos partes principales de una planta de regasificación son los tanques de
almacenamiento de GNL y la estación destino.
Una planta de regasificación tiene como misión la recepción del gas natural licuado y después de un
período de almacenamiento, transformarlo a gas para inyectarlo a presión en las redes de transporte o para
su distribución final.
Las funciones que debe asegurar un Terminal de regasificación son:
Descarga.- Por medio de brazos de descarga criogénicos, se hace la transferencia a los tanques, utilizando
bombas.
Almacenamiento.- El GNL recibido se almacena durante varios días en tanques especiales diseñados
para condiciones criogénicas.
Regasificación.- El GNL líquido es calentado bajo presión en los vaporizadores y transformado en gas a
la presión de emisión.
Medida.- El gas se mide a la salida de la planta mediante contadores de turbina y se regula la presión de
emisión.
Odorización.- Se inyecta odorizante, para poder detectar las fugas en las redes de transporte y
distribución.
Descripción del Proceso
El GNL se descarga del camión utilizando las bombas criogénicas.
El vapor desplazado durante la operación de llenado del tanque en tierra se envía otra vez al camión para
restablecer la presión en el cilindro.
Realizada la descarga, el GNL se extrae de los tanques en tierra utilizando las llamadas bombas primarias,
estas bombas impulsan al GNL para dirigirlo hacia el equipo regasificador. En algunos casos se utiliza
bombas secundarias conectadas a un relicuador, pero no es necesario para volúmenes pequeños.
Luego de regasificarse, el gas natural puede ser entregado a la presión requerida por el usuario final.
Proyección de la Demanda
Para el presente proyecto se plantea realizar una proyección hacia el año 2030 de la demanda de gas
natural para las poblaciones de: Achacachi, Escoma, Puerto Acosta, Tiquina, Copacabana, Guaqui y
Desaguadero.
Esta proyección se realizara en base a los índices de crecimiento proporcionados por el Instituto Nacional
de Estadística para el CENSO 2001, y proyecciones realizadas para el año 2005 y 2010 por la misma
entidad. Se incluyen datos tanto poblacionales como vehiculares.
Para tal efecto se utilizará la fórmula de proyección exponencial para la demanda:
Dt=DA∗(1+α )t (ecuación2.4 )
Donde:
t=¿ Tiempo, años
Dt=¿ Demanda proyectada a un tiempo “t”
DA=¿ Demanda actual
α=¿ Índice de crecimiento
COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL EN BOLIVIA
Consumo de Gas Natural
En la estructura del mercado interno, el sector eléctrico es el mayor consumidor de gas natural,
registrando un volumen de consumo promedio de 3,82 millones de metros cúbicos diarios, lo que
representa casi el 50% del total del consumo.
Le siguen los sectores denominados residencial, comercial, industrial y de transporte vehicular, que en
conjunto tienen un consumo promedio de 3,25 millones de metros cúbicos diarios, representando el 42%
del consumo.
Finalmente el sector de consumidores directos y otros, tienen un consumo promedio de 0,58 millones de
metros cúbicos diarios, representando el 8% restante del consumo total.
Para la gestión 2010, el promedio general de consumo en el mercado interno fue de 7,64 millones de
metros cúbicos diarios.
En la misma gestión, los meses de menor consumo para el sector eléctrico fueron de enero a marzo,
meses correspondientes a la época de lluvias en la que la generación se basa principalmente en plantas
hidroeléctricas. Asimismo, el consumo del sector residencial, comercial, industrial y transporte vehicular
superó el consumo del año 2009 en un 11%, debido principalmente al incremento de las instalaciones de
redes de gas natural.
En la siguiente tabla y figura se resumen el consumo de gas natural en Bolivia para la gestión 2010 en
promedio para cada mes, con una comparación del volumen consumido durante el año 2009:
Comercialización de Gas Natural – Mercado Interno 2010
Fuente: Boletín Estadístico YPFB 2010
Tabla 0-2 Volúmenes de GN Comercializados en Mercado Interno 2009 – 2010
VOLUMENES COMERCIALIZADOS AL MERCADO INTERNO
POR SECTOR A 32oF (MMm3/día)
SectorEléctrico
Resid. Com. Ind. Vehicular
Consumidores directos y Otros
TOTAL
2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010
ENE 2,37 2,82 2,69 2,92 0,50 0,53 5,56 6,27
FEB 2,86 2,93 2,64 2,95 0,48 0,53 5,99 6,41
MAR 2,45 3,58 2,74 3,07 0,53 0,52 5,72 7,17
ABR 2,69 4,08 2,90 3,18 0,53 0,58 6,12 7,84
MAY 3,31 3,97 2,84 3,23 0,57 0,58 6,72 7,78
JUN 3,35 3,95 3,02 3,19 0,62 0,64 6,99 7,78
JUL 3,65 3,89 3,09 3,34 0,60 0,65 7,34 7,88
AGO 3,54 4,05 3,06 3,39 0,56 0,64 7,16 8,08
SEP 3,78 3,98 3,14 3,50 0,53 0,62 7,45 8,10
OCT 3,81 4,07 3,08 3,43 0,53 0,58 7,42 8,08
NOV 3,66 4,27 2,92 3,34 0,50 0,55 7,08 8,16
DIC 3,06 4,20 3,11 3,39 0,52 0,58 6,69 8,17
Prom. 3,21 3,82 2,94 3,25 0,54 0,58 6,69 7,64
% 48,03% 49,91% 43,91% 42,46% 8,06% 7,63% 100% 100%
Fuente: Boletín Estadístico YPFB 2010
Precio del Gas Natural
Los precios del gas natural en el mercado interno fluctúan entre un máximo de 1,9768 $us/Mpie3 (dólares
americanos por millar de pies cúbicos) y un mínimo de 0,90 $us/Mpie3, en función al sector destino y la
normativa empleada en cada caso, siendo el sector eléctrico aquel en el que se aplican los mayores
precios y el sector consumidores directos y otros aquel en el que se aplican los menores precios.
El precio del gas para natural el sector eléctrico en el punto de entrega, al ingreso de la planta
termoeléctrica, es igual a 1,30 $us/Mpie3 para generadoras pertenecientes al Sistema Interconectado
Nacional; y varía entre 1,02 $us/Mpie3 y 1,98 $us/Mpie3 para generadoras pertenecientes al Sistema
Aislado.
El precio del gas natural que es entregado a las empresas distribuidoras en Puerta de Ciudad (City Gate),
el cual va con destino a los sectores residencial, comercial, industrial y transporte vehicular, es de 0,98
$us/Mpie3.
Asimismo, los precios de gas natural para consumo propio del sector hidrocarburos como combustible en
transporte varían entre 1,0108 $us/Mpie3 y 1,4208 $us/Mpie3 y para el uso como combustible de
refinación varían entre 0,90 $us/Mpie3 y 1,31 $us/Mpie3.
A continuación se muestra la variación en los precios de venta de gas natural según el mercado destino:
Tabla 0-3 Precios de Gas Natural por Sector y Empresa
SECTOR EMPRESAPRECIO
$us/Mpie3
Eléctrico
Sistema Interconectado
Nacional – SIN
R.A. SSDH Nº 0440/2008
Empresa Eléctrica Guaracachi
S.A.1,3000
Empresa Eléctrica Valle
Hermoso S.A.1,3000
Compañía Boliviana de
Energía Eléctrica S.A.1,3000
Compañía Eléctrica Central
Bulo Bulo S.A.1,3000
ENDE Andina S.A.M. 1,3000
Sistemas Aislados Empresa Servicios Eléctricos 1,0500
R.A. SSDH Nº 0450/2008
Tarija S.A.
Empresa Servicios Eléctricos
Tarija S.A. – Bermejo1,1000
Cooperativa Rural de
Electrificación Ltda.1,1100
Cooperativa Rural de
Electrificación Ltda. – Ipias1,9768
Cooperativa Rural de
Electrificación Ltda. – Puerto
Suárez
1,5485
Gas y Electricidad S.A. 1,0200
Cooperativa Monteagudo 1,1000
Cooperativa Muyupampa 1,1000
Residencial, Comercial, Industrial y Transporte
Vehicular (Redes de Gas Natural)
R.A. SSDH Nº 0605/2005
YPFB Redes de Gas
Cochabamba0,9800
YPFB Redes de Gas Santa
Cruz0,9800
YPFB Redes de Gas
Chuquisaca0,9800
Empresa Tarijeña del Gas
S.A.M.0,9800
Cooperativa Monteagudo 0,9800
Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos0,9800
Consumidores
Directos y
Otros
Combustible para Refinación
R.A. SSDH Nº0452/2008
Refinería Oro Negro S.A. 0,9000
Refinería Santa Cruz S.R.L. 0,9000
Refinería Parapetí S.R.L. 1,3100
YPFB Refinación S.A. 1,3100
Industrias Mineras y Caleras Compañía Minera Paitití S.A. 1,7000
R.A. SSDH Nº 0452/2008Empresa Minera y Calera
Sayari S.A.1,7000
Industrias Alimenticias
R.A. SSDH Nº 0452/2008
Gravetal Bolivia S.A. 1,7000
Empresa COMASA 1,7000
Montecristo Bolivia S.R.L. 1,5000
Laguna Volcán S.R.L. 1,7000
Combustible para
Transporte
R.A. SSDH Nº 0695/2008
Planta de compresión Río
Grande1,4208
YPFB Logística 1,4208
YPFB Transporte 1,0108
GNV
D.S. Nº 29510
Carrasco S.R.L. 1,7000
Caiguami 1,5000
Fuente: Boletín Estadístico YPFB 2010
Reglamentos a la Ley de Hidrocarburos
GASOLINA ESPECIAL
Tabla 0-4 Especificaciones para Gasolina Especial
PRUEBA ESPECIFICACION UNIDAD MÉTODO ASTM
Grav. Específica @
15,6 °C (*)0,7200 D-1298
Relación V/L=20 (760
mmHg) 51 (124 ) min ° C (° F ) D-2533
Tensión Vapor Reid @
100 ° F (38° C ) 9,5 máx lb / pl g2 D-323
Contenido de plomo 0 g/ gal D-439
Corrosión lámina de
cobre Nº 1máx D-130
Gomas existentes 5 máx mg /100 ml D-381
Azufre total 0,05 máx % peso D-1266
Octanaje (RON) 85 min D-1299
Color Incolora a lig . Amarillo Visual
Apariencia Cristalina Visual
Poder calorífico(*) 21000 BTU /lb D-240
Destilación Engler (760
mmHg)D-86
10 % vol 60 (140 ) máx ° C (° F )
50 % vol 77−116 (170−240 ) ° C (° F )
90 % vol 185 (365 ) máx ° C (° F )
Punto final 225 (437 ) máx ° C (° F )
Residuo 2 máx % vol
Contenido de aromáticos
totales 42 máx % vol D-1319
Contenido de olefinas 18 máx % vol D-1319
Contenido de benceno 2,5 máx % vol D-5134
Contenido de oxígeno 2,5 máx % peso D-2504
Fuente: Gaceta Oficial de Bolivia, D.S. Nº 25416
(*) Valor aproximado, no constituye especificación
DIESEL OIL
Tabla 0-5 Especificaciones para Diesel Oil
PRUEBA ESPECIFICACION UNIDAD MÉTODO ASTM
Grav. Específica @
15,6 °C (*)0,82−0,86 D-1298
Corrosión lámina de
cobre Nº 3máx D-130
Azufre total 0,20 máx % peso D-1266
Punto de escurrimiento −1,1 (30 ) máx ° C (° F ) D-97
Punto de inflamación 38 (100 ) min ° C (° F ) D-93
Apariencia Cristalina Visual
Viscosidad cinemática @
40 ° C1,7−4,1 cSt D-445
Índice de Cetano 50 min D-976 ó D-4737
Residuo carbonoso
Ramsbottom0,20 máx % peso D-524
Cenizas 0,01máx % peso D-482
Agua y sedimentos 0,05 máx % peso D-1796
Destilación Engler (760
mmHg)D-86
90 % vol 282 (540 ) ° C (° F )
máx 371 (700 ) ° C (° F )
Poder calorífico(*) 20000 BTU /lb D-240
Color ASTM (*) 4,0 máx D-1500
Contenido de aromáticos
totales 25 máx % vol D-1319
Fuente: Gaceta Oficial de Bolivia, D.S. Nº 25416
(*) Valor aproximado, no constituye especificación
GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP)
Tabla 0-6 Especificaciones para Gas Licuado de Petróleo
PRUEBA ESPECIFICACION UNIDAD MÉTODO ASTM
Grav. Específica @
15,6 °C (*)0,53−0,57 D-1657
Tensión Vapor @
100 ° F (38° C ) 170 máx lb / pl g2 D-1267
Residuo volátil, 95% vol. 2,2 (36 ) máx ° C (° F ) D-1837
Pentano y más pesados 2,0 máx % vol D-2163
Residuo por evaporación 0,05 máx ml D-2158
Corrosión lámina de
cobre Nº 1máx D-1838
Azufre total(**) 200 ppm / p D-2784
Humedad negativa NGPA-2104A
Poder calorífico(*) 21.300 BTU /lb D-3588
Fuente: Gaceta Oficial de Bolivia, D.S. Nº 25416
(*) Valor aproximado, no constituye especificación
(**) Incluye odorizante
MARCO METODOLÓGICO
1.4.1 Diseño Metodológico
Para el desarrollo del proyecto se plantea una investigación cualitativa descriptiva, la cual es un
procedimiento con el que se busca referir situaciones y especificar propiedades importantes de personas,
comunidades o cualquier fenómeno objeto de estudio a partir de la observación.
Desde el punto de vista científico, describir es medir, entonces se selecciona una serie de cuestiones, se
mide cada una de ellas independientemente y se expone las mismas. Este tipo de investigación no se
preocupa por buscar el origen o causas de la situación, se centra en medir con la mayor precisión posible
el efecto que se manifiesta del objeto de la investigación.
Localización
Aplicando una investigación descriptiva al presente proyecto se debe medir cada variable en la
implementación del sistema de gasoducto virtual independientemente, para finalmente formar una única
estructura y cumplir el objetivo.
Entonces no se investigará sobre el porqué del contrabando en la región, sino más bien se planteará la
solución a este problema.
Las variables a ser medidas son todas aquellas que podrán ser calculadas y comparadas durante el
desarrollo del proyecto, entre las más relevantes se tiene: volúmenes, capacidades, longitudes, costos.