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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA

FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA

DETERMINACION DE LA CAPACIDAD MINIMA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR

DUCTOS DE CAMISEA A LIMA

INFORME DE COMPETENCIA PROFESIONAL

PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE: INGENIERO MECÁNICO

RODRIGO EDUARDO CARRILLO CASTILLO

PROMOCIÓN 2 010-11

LIMA- PERÚ

2 014

A mis hijas, esposa, hermanos, padres y abuelos.

TABLA DE CONTENIDO

TABLA DE CONTENIDO ............................................................................................. !

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES ................................................................................... 111

ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................. 111

ÍNDICE DE GRÁFICOS .............................................................................................. IV

PRÓLOGO .................................................................................................................... 1

INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 3

CAPÍTULO I ANALISIS DEL CONTEXTO, PROBLEMÁTICA Y DETERMINACION DEL LOS OBJETIVOS ................................................................................................ 5

1.1. ANTECEDENTES: ................................................................................................ 51 .1 . 1 . Proyecto Camisea .............................................................................. 5 1.1.2. Demanda de transporte de gas natural y ofertas públicas de capacidad ......................................................................................................... 7 1.1.3. Capacidad mínima de transporte según contrato BOOT de TGP .... 9 1.1.4. Proyecto de exportación de PLNG .................................................. 1 O

1.2. PROBLEMÁTICA ................................................................................................ 11

1.3. OBJETIVOS DEL ESTUDIO .................................................................................. 11 1.4. MARCO REGULATORIO ····················································································· 12

CAPÍTULO II ESTADO DEL ARTE, MARCO TEORICO ....................................... 13

2.1. ECUACIONES DE ESTADO ................................................................................. 14

2.1.1. Ecuación de estado: Soave-Redlich-Kwong (SRK) ........................ 15 2.1.2. Ecuación de estado: Peng-Robinson (PR) ...................................... 15 2.1.3. Ecuación de estado: Benedict-Webb-Rubin-Starlingt (BWRS) ....... 16 2.1.4. Selección de la ecuación de estado ................................................ 17

2.2. ECUACIONES DE FLUJO .................................................................................... 17 2.2.1. Ecuación general de flujo ................................................................. 18 2.2.2. Ecuación: AGA ................................................................................. 19

ii

2.2.3. Ecuación: Colebrook White .............................................................. 19 2.2.4. Ecuación Pandhandle A ................................................................... 21 2.2.5. Ecuación: Pandhandle 8 .................................................................. 22 2.2.6. Ecuación: Weymouth ....................................................................... 22 2.2.7. Selección de la ecuación de flujo .................................................... 23

2.3. HERRAMIENTAS DE SIMULACIÓN HIDRÁULICA .................................................... 24 2.3.1. Software utilizado ............................................................................. 25

CAPÍTULO III CRITERIOS Y CONDICIONES TÉCNICAS DEL MODELAMIENTO .................................................................................................................................... 27

3.1. CRITERIOS GENERALES DE DISEÑO HIDRÁULICO ............................................... 27 3.1.1. Composición del gas natural. ........................................................... 28 3.1.2. Ecuación de Estado y Ecuación de Flujo ........................................ 28 3.1.3. Condiciones físicas .......................................................................... 29

3.2. CONFIGURACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE ........................................ 30 3.3. ESCENARIOS PARA LA SIMULACIÓN HIDRÁULICA: CONDICIONES DE BORDE O

FRONTERA ....................................................................................................... 32 3.4. SECUENCIA DE MODELAMIENTO ........................................................................ 40

CAPÍTULO IV RESULTADOS DEL MODELAMIENTO HIDRAULICO ................. 42

4.1. RESULTADOS DE LA DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD MÁXIMA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE ................................................................................................... 42

4.1.1. Escenario de Capacidad (Con entrega en Chilca) .......................... 43 4.1.2. Escenario de Capacidad (Sin entrega en Chilca) ........................... 45

4.2. RESULTADOS DEL MODELAMIENTO DEL ESCENARIO 1: SISTEMA AISLADO (450

MMPCD) ......................................................................................................... 47 4.2.1. Escenario 1a (Con entrega en Chilca) ............................................. 47 4.2.2. Escenario 1 b (Sin entrega en Chilca) .............................................. 49

4.3. RESULTADOS DEL MODELAMIENTO DEL ESCENARIO 1: SISTEMA INTEGRADO (1150 MMPCD) ............................................................................................... 51 4.3.1. Escenario 2a (Con entrega en Chilca) ............................................. 51 4.3.2. Escenario 2b (Sin entrega en Chilca) .............................................. 54

4.4. ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS RESULTADOS PRESENTADOS POR TGP ........... 56 4.4.1. Sistema aislado de transporte de TGP ............................................ 56 4.4.2. Sistema Integrado de transporte de TGP y PLNG .......................... 57

CONCLUSIONES ...................................................................................................... 58

RECOMENDACIONES ............................................................................................. 61

ANEXOS .................................................................................................................... 63

ANEXO Nº 1: RESULTADOS HIDRÁULICOS DEL CÁLCULO DE LA CAPACIDAD MINIMA DEL SISTEMA AISLADO DE TGP ........................................................................ 64 ANEXO N

º

2: RESULTADOS HIDRÁULICOS DEL MODELAMIENTO DEL SISTEMA AISLADO DE TGP ............................................................................................. 67 ANEXO N

º 3: RESULTADOS HIDRÁULICOS DEL MODELAMIENTO DEL SISTEMA UNIFICADO DE TRANSPORTE DE TGP Y PLNG .................................................. 78

GLOSARIO DE TÉRMINOS ..................................................................................... 93

BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................... 96

REFERENCIAS NORMATIVA LEGAL ................................................................................ 97

iii

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES

Ilustración 1 . 1 ............................................................................................................... 7 Ilustración 1.2 ............................................................................................................. 1 oIlustración 2.1: Diagrama de MOODY ....................................................................... 20 Ilustración 3.1 ............................................................................................................. 36 Ilustración 3.2 ............................................................................................................. 37 Ilustración 3.3 ............................................................................................................. 38 Ilustración 3.4 ............................................................................................................. 39 Ilustración 3.5: Secuencia de modelamiento ............................................................ 41 Ilustración 4.1: Resumen de resultados Cálculo de Capacidad - Con Chilca .......... 44 Ilustración 4.2: Resumen de resultados Cálculo de Capacidad - Sin Chilca ........... 46 Ilustración 4.3: Resumen de resultados Escenario 1a .............................................. 48 Ilustración 4.4: Resumen de resultados Escenario 1 b .............................................. 50 Ilustración 4.5: Resumen de resultados Escenario 2a .............................................. 53 Ilustración 4.6: Resumen de resultados Escenario 2b .............................................. 55

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 3.1: Composición del gas natural .................................................................... 28 Tabla 3.2: Configuración del Sistema de Transporte de gas natural ....................... 31 Tabla 3.3: Condiciones de borde - Escenario 1a (450 MMPCD) ............................. 33 Tabla 3.4: Condiciones de borde - Escenario 1 b (450 MMPCD) ............................. 34 Tabla 3.5: Condiciones de borde - Escenario 2a (1150 MMPCD) ........................... 34 Tabla 3.6: Condiciones de borde - Escenario 2b (1150 MMPCD) ........................... 35 Tabla 4.1: Resultados del Cálculo de Capacidad (450 MMPCD) ............................. 43 Tabla 4.2: Resultados del Cálculo de Capacidad (450 MMPCD) ............................. 45 Tabla 4.3: Resultados del Escenario 1 a .................................................................... 47 Tabla 4.4: Resultados del Escenario 1 b .................................................................... 49 Tabla 4.5: Resultados del Escenario 2a .................................................................... 52

iv

Tabla 4.6: Resultados del Escenario 2b .................................................................... 54 Tabla 4.7: Comparación de Resultados Escenario 1 ................................................ 56 Tabla 4.8: Comparación de Resultados Escenario 2 ................................................ 57

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 1 .1 8 Gráfico 5.1: Perfil de presión y elevaciones Cálculo de Capacidad - Con Chilca

(Dueto troncal) .................................................................................... 65 Gráfico 5.2: Perfil de presión y elevaciones Cálculo de Capacidad - Sin Chilca

(Dueto troncal) .................................................................................... 66 Gráfico 5.3: Perfiles de flujo Escenario 1 - Con Chilca ............................................. 68 Gráfico 5.4: Perfil de presión y elevaciones Escenario 1 - Con Chilca (Dueto

troncal) ................................................................................................ 69 Gráfico 5.5: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 1 - Con Chilca (dueto

troncal) ................................................................................................ 70 Gráfico 5.6: Perfil de presión y elevaciones Escenario 1 - Con Chilca (Loop 24") .. 71 Gráfico 5.7: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 1 - Con Chilca (dueto

troncal) ................................................................................................ 72 Gráfico 5.8: Perfiles de flujo Escenario 1 - Sin Chilca .............................................. 73 Gráfico 5.9: Perfil de presión y elevaciones Escenario 1 - Sin Chilca (Dueto troncal)

············································································································ 74Gráfico 5.1 O: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 1 - Sin Chilca (dueto

troncal) ................................................................................................ 7 5 Gráfico 5.11: Perfil de presión y elevaciones Escenario 1 - Sin Chilca (Loop 24"). 76 Gráfico 5.12: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 1 - Sin Chilca (dueto

troncal) ................................................................................................ 77 Gráfico 5.13: Perfiles de flujo Escenario 2 - Con Chilca ........................................... 79 Gráfico 5.14: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Con Chilca (Dueto

troncal) ................................................................................................ 80 Gráfico 5.15: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Con Chilca (dueto

troncal) ................................................................................................ 81 Gráfico 5.16: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Con Chilca (Loop 24") 82 Gráfico 5.17: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Con Chilca (Loop 24")

............................................................................................................ 83 Gráfico 5.18: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Con Chilca (Dueto

PLNG) ................................................................................................. 84 Gráfico 5.19: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Con Chilca (Dueto

PLNG) ................................................................................................. 85 Gráfico 5.20: Perfiles de flujo Escenario 2 - Sin Chilca ............................................ 86 Gráfico 5.21: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Sin Chilca (Dueto

troncal) ................................................................................................ 87 Gráfico 5.22: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Sin Chilca (dueto

troncal) .... · ............................................................................................ 88 Gráfico 5.23: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Sin Chilca (Loop 24"). 89 Gráfico 5.24: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Sin Chilca (Loop 24")

············································································································ 90

V

Gráfico 5.25: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Sin Chilca (Dueto PLNG) ············································································································ 91

Gráfico 5.26: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Sin Chilca (Dueto PLNG) ................................................................................................. 92

1

PRÓLOGO

El presente trabajo se desarrolla con el fin de obtener del Grado de Ingeniero

Mecánico mediante la modalidad de Experiencia Profesional y tiene como objetivo

determinar el cumplimiento de los compromisos de capacidad de transporte de la

Red Principal de Transporte de Gas Natural de Camisea a Lima. Dicho estudio fue

realizado por la empresa Latin Energy Perú como parte de un servicio de asesoría

al Organismo Regulador de la Inversión en Energía y Minería (en adelante

Osinergmin).

En el presente trabajo se modelará hidráulicamente la Red Principal de Transporte

de Gas Natural de Camisea a Lima y determinará la capacidad de transporte,

asociada al concepto de Capacidad Mínima introducido por el Contrato BOOT

correspondiente, de la infraestructura base y la proyectada, teniendo en cuenta el

ingreso del proyecto de transporte de gas natural a través del dueto de PLNG,

cuyos volúmenes de transporte son en la actualidad exportados en estado líquido.

Asimismo se verificará el cumplimiento de los requerimientos de capacidad exigido

en el referido contrato BÓOT y se elaborarán las recomendaciones pertinentes.

En ese sentido, se ha dividido el informe en cuatro capítulos: el primero analiza el

contexto y la problemática que envuelven el tema analizado, así como los objetivos

2

y marco normativo que conforman las directrices del estudio. El segundo capítulo

describe el marco teórico que conforma las bases del modelamiento hidráulico de

redes de transporte. El tercer capítulo describe los criterios y condiciones técnicas

sobre los que se desarrollará el modelamiento hidráulico de la red de transporte,

basados en el marco normativo local e internacional y las buenas prácticas de la

industria. El cuarto capítulo presenta los resultados del modelamiento realizado, los

resultados de capacidad de transporte de gas natural y los resultados de la

validación de estos respecto de los resultados presentados por el concesionario de

transporte TGP. Por último, las conclusiones y recomendaciones se presentan al

final del documento.

3

INTRODUCCIÓN

El presente trabajo de la modalidad Experiencia Profesional se basa en un estudio

realizado en el mes de diciembre de 2009. Dicho estudio fue realizado por la

empresa Latin Energy Perú como parte de un servicio de asesoría al Osinergmin.

El contexto del estudio realizado en esa fecha involucra una creciente demanda

local de capacidad de transporte de gas natural de la Red Principal de Transporte

de Camisea (en adelante Red Principal) y la entrada en operación del dueto de

transporte de la empresa PLNG dedicado para la demanda de exportación.

Desde su entrada en operación, el gas natural transportado mediante el dueto

operado por TGP viene superando las proyecciones efectuadas en los inicios del

proyecto. Es así que los resultados de las Décimo Segunda (agosto 2009) y Décimo

Tercera (enero 201 O) ofertas públicas de capacidad, y los requerimientos de

capacidad de los nuevos proyectos (distribución de gas natural en lea) podrían

superar la capacidad mínima de transporte de la Red Principal.

Asimismo, se proyectó que en el primer semestre del 201 O tendrá lugar el inicio de

las operaciones del gasoducto y de la planta de LNG, cuyos volúmenes harían uso

de una parte de la Red Principal.

4

En consecuencia, los objetivos del estudio son: verificar el cumplimiento de

capacidad instalada de transporte de acuerdo a los requerimientos del Contrato

BOOT de transporte de la Red Principal, considerando la configuración básica de la

Red Principal y la entrada en operación del dueto de PLNG.

Para estos fines es necesario configurar y modelar hidráulicamente la Red Principal

en dos escenarios, el primero de ellos correspondiente a la infraestructura actual,

cuya capacidad de transporte es hasta 450 MMPCD (Millones de Pies Cúbicos

Diarios), y el segundo cuya capacidad es hasta los 1150 MMPCD e incluye el Dueto

Principal de PLNG. El referido modelamiento se realiza con el software de

simulación PipelineStudio, y los datos y condiciones de operación reales

suministradas por TGP.

El presente informe contiene los datos, resultados y gráficos obtenidos a partir del

modelamiento hidráulico antes mencionado. Cabe mencionar que en el caso de los

Reportes entregados por el software PipelineStudio, será utilizada la plataforma de

MS Excel debido a su compatibilidad con el software referido. Para fines de una

mejor presentación, se desarrollan e incorporan gráficos en formato MS Excel a

partir de los resultados obtenidos en el modelamiento.

Finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones del trabajo que

pueden aplicarse a otros proyectos similares que sean ejecutados en el futuro.

CAPÍTULO 1

ANALISIS DEL CONTEXTO, PROBLEMÁTICA Y DETERMINACION DEL LOS

OBJETIVOS

1.1. Antecedentes:

1.1.1. Proyecto Camisea

5

En junio del año 1999, fue publicada la Ley 27133, Ley de Promoción del Desarrollo

de la Industria del Gas Natural, la cual declara de interés nacional y de necesidad

pública el fomento y desarrollo de la industria del gas natural, que comprende la

explotación de los yacimientos de gas, el desarrollo de la infraestructura de

transporte de gas y condensados; la distribución de gas natural por red de duetos; y

los usos industriales en el país.

La referida Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural

establece Garantías a la Inversión en Proyectos de Red Principal, referidos a

proyectos de transporte de gas por redes, que podrán incluir un mecanismo para

garantizar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el Costo del Servicio

a los inversionistas, sobre la base de un beneficio sustentable para la sociedad.

6

En la misma fecha anterior, setiembre 1999, se publican los reglamentos de

Transporte de Hidrocarburos por duetos y de Distribución de gas natural por red de

duetos con Decretos Supremos Nº 041-99-EM y 042-99-EM respectivamente,

aplicables a toda concesión de transporte de hidrocarburos por duetos y de

distribución de gas natural por red de duetos en el territorio nacional. En noviembre

del año 1999, se publica el Decreto Supremo Nº 057-99-EM por el cual se otorga la

Garantía por Red Principal, (en adelante GRP), definida en la Ley 27133 a las

Concesiones de la Red Transporte y la Red de Distribución de Gas Natural, ambas

conformando la Red Principal, desde Camisea a Lima.

En diciembre del año 2000 se firmaron los contratos de Licencia para la explotación

de las Reservas de Camisea, los contratos BOOT1 de Concesión para el Transporte

de Gas desde Camisea a la costa de Lima (City Gate) y para la Distribución de gas

natural por redes en Lima y Callao.

De este modo, el proyecto queda separado en tres actividades

• La actividad de explotación y producción en la- zona de Malvinas, a cargo de

la empresa PLUSPETROL.

• El transporte a cargo de la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP).

• La distribución en Lima y Callao a cargo de la empresa Gas Natural de Lima

y Callao (Cálidda).

1 BOOT = Built, Own, Operate and Transfer.

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LEYENDA

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0 Camp•n.,110•8-

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,/V'Unb�-!ll&l

Cortesia TGP

7

Ilustración 1.1

100 Km

1.1.2. Demanda de transporte de gas natural y ofertas públicas de capacidad

Desde su entrada en operación, el gas natural transportado mediante el dueto

operado por TGP viene superando las proyecciones efectuadas en los inicios del

proyecto. Esta situación responde al fuerte crecim1ento de la demanda de gas

natural destinada para generación eléctrica, y que tiene una participación mayor al

70% de los volúmenes transportados.

El gráfico siguiente muestra la evolución de los volúmenes de transporte en la Red

Principal de Camisea a Lima. Es pertinente señalar que los volúmenes entregados

en el punto denominado Lurín, corresponden a los usuarios ubicados "aguas abajo"

del City Gate ubicado en el distrito referido. Estos volúmenes están conformados

por los volúmenes de los Clientes Regulados y los consumidores independientes

ubicados en Lima Metropolitana. Asimismo se incluyen los volúmenes de las

centrales térmicas ubicadas en Chilca.

8

A diciembre de 2009, los volúmenes efectivos de transporte han alcanzado el valor

máximo de 287 MMPCD, que se consideran como entregados en el City Gate de

Lurín, tal como se muestra en el gráfico siguiente:

Gráfico 1.1

MMPCD

350

300

250

200

150

100

• 1 -50

o ,.11111111 1

q- q- q- L/1 L/1 L/1 o o o o o o o o o o o o N N N N N N o ü u ..e .... e: ::,o o 'e (11 ..e

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■ CT Enersur ■ CT Kallpa

Fuente: OSINERGMIN

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■ CT Duke Energy ■ CT Egesur/Egasa

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.a ::,o o ro

Por otro lado, considerando los volúmenes de transporte proyectados, tenemos que

el resultado de las adjudicaciones de Capacidad Reservada Diaria de las Décimo

Segunda (agosto 2009) y Décimo Tercera (enero 201 O) ofertas públicas de

capacidad, se obtuvieron asignaciones de capacidad de acuerdo a lo siguiente:

• 340 MMPCD para volúmenes entregados en el City Gate de Lurín

• 39 MMPCD para volúmenes entregados en el Punto de Derivación de

Humay;

En consecuencia, hacia enero de 201 O ya se cuenta con requerimientos de

Capacidad Reservada Diaria de 340 y 379 MMPCD en Lurín (City Gate) y el Punto

de Derivación (Humay), respectivamente.

-

O) o o N

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1.1.3. Capacidad mínima de transporte según contrato BOOT de TGP

9

Con respecto a la Capacidad Mínima que el sistema de Transporte de Gas Natural

por duetos de Camisea al City Gate debe mantener, el Contrato BOOT, en su

Cláusula 3 señala lo siguiente:

"El Sistema de Transporte de Gas, desde la fecha de Puesta en Operación Comercial, deberá estar en capacidad de transportar Gas desde el Punto de Recepción hasta el Punto de Entrega, cubriendo por lo menos la Capacidad Mínima, según se establece a continuación:

Año de operación Capacidad Mínima 1 al 11 Punto de Derivación ·citv Gate

La mayor de: La mayor de: (i) 205 MMPCD o

(ii) la requerida para (i) 155 MMPCD o

atender la demanda en (ii) la requerida para

el Servicio de atender la demanda en el

Transporte de Gas,Servicio de Transporte de

hasta 450 MMPCD Gas, hasta 400 MMPCD

12 v siguientes 450MMPCD 400 MMPCD

El Punto de Derivación es el lugar en el cual se prevé existirá una bifurcación del dueto que llega de Camisea, de forma tal que en él se iniciaría un ramal para atender la demanda en Pisco y zonas conexas. El Punto de Derivación estará ubicado en la Provincia de Pisco, cercano al pueblo de Humay o al Oeste de él."

La capacidad requerida se determina teniendo en cuenta las Capacidades

Reservadas Diarias que resultan de las Ofertas Públicas.

Considerando el inicio cercano de la puesta en operación de la concesión de

distribución de gas natural por redes en lea, cuya reserva de capacidad bordearía

los 90 MMPCD y podría presentarse en la siguiente oferta pública, se tendrían

actualmente requerimientos de capacidad que exigirían la capacidad máxima

exigible del sistema de transporte de TGP.

En consecuencia, de considerarse 90 MMPCD adicionales para ser ofertados, los

requerimientos de capacidad alcanzarían los 435 y 482 MMPCD en Lurín (City

Gate) y el Punto de Derivación (Humay) respectivamente. Por tanto, la capacidad

10

Mínima exigible al Concesionario de transporte, de acuerdo a la Cláusula 3 del

Contrato BOOT respectivo, sería de: 400 y 450 MMPCD en Lurín (City Gate) y el

Punto de Derivación (Humay) respectivamente

1.1.4. Proyecto de exportación de PLNG

En enero de 2006 el Perú firma un acuerdo con el consorcio Perú LNG con la

finalidad de construir una planta de licuefacción de gas natural cuya inversión

alcanza alrededor de los 3.300 millones de dólares y cuya repercusión local es la

generación de 35.000 plazas de trabajo. Esta iniciativa corresponde a la segunda

etapa del proyecto que permitirá la exportación del gas de Camisea. Se decidió que

la planta de licuefacción se ubique a 169 kilómetros al sur de Lima (Ver lámina

siguiente).

El suministro de la planta de licuefacción se realizaría mediante un dueto de

transporte de 407 km, que tendrá su punto inicial en la progresiva KP 211 de la Red

Principal de Transporte, es decir hará uso del primer tramo del mencionado

sistema.

Paclflc

Ocean

Ilustración 1.2

- New Gas r>lpellne to LNG Plant

- Existlng oas Pipeline to Lima Exl stlng Condensa le PI �Une to LPC PI an�

Fuente: OSINERGMIN

BRAZIL

11

Se proyecta que la construcción de la planta culminará en el primer semestre del

2010. Asimismo se proyecta que para los meses de marzo y junio, Osinergmin

emitirá el Informe Técnico Favorable para el inicio de las operaciones del gasoducto

y de la, planta de LNG, respectivamente. El primer embarque de LNG se proyecta

para el mes de junio de 2010.

En diciembre del 2009 se firmó, entre Perú LNG y TGP, un acuerdo para el

incremento y uso de la capacidad de transporte del dueto principal.

1.2. Problemática

Considerando la Capacidad Mínima que la Red Principal de Transporte debe

mantener, en función a los requerimientos de capacidad, la problemática es el

impacto que tendría el inicio de operaciones del dueto de transporte de PLNG que

usará el primer tramo de la Red Principal de Transporte.

1.3. Objetivos del estudio

Los siguientes objetivos se construyen con el fin de resolver la problemática

mencionada:

• Determinar el cumplimiento de la Capacidad Mínima de transporte en

concordancia con lo indicado en la Cláusula 11 del Contrato BOOT, en las

condiciones actuales de operación y con el inicio de las operaciones del

dueto de transporte de PLNG y de la exportación de GNL a través de la

Planta de Licuefacción ubicada en Melchorita, Pisco.

• Realizar una comparación de los resultados del cálculo de la capacidad

mínima de transporte con los resultados presentados por TGP para fines de

obtener la validación de dichos resultados.

12

1.4. Marco Regulatorio

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) es el órgano del poder ejecutivo

encargado de diseñar la política general del sector y entregar, en calidad de

concedente, las concesiones para la realización de actividades mineras,

energéticas y de hidrocarburos.

El marco legal que rige el desarrollo de las actividades de explotación, transporte,

distribución y comercialización de gas natural en el Perú está compuesto por:

• Ley No. 26221: Ley Orgánica que Norma las Actividc¡1des de Hidrocarburos

en el Perú, la cual entró en vigencia el 18 de noviembre de 1993.

• Ley 27133: Ley de Promoción del desarrollo de la Industria del Gas Natural.

• D.S. No. 040-99-EM: Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria del

Gas Natural.

• D.S. No. 041-99-EM: Reglamento de transporte de hidrocarburos por

duetos.

• D.S. No. 042-99-EM: Reglamento de distribucion de Gas Natural por Red de

duetos.

13

CAPÍTULO 11

ESTADO DEL ARTE, MARCO TEORICO

Las propiedades del fluido a ser transportado tienen un impacto importante en el

diseño del sistema de transporte. Dichas propiedades deberán determinarse por la

ingeniería de diseño. Las propiedades que se tienen en cuenta durante el diseño de

sistemas de transporte son, entre otras:

• Volumen específico

• Factor de compresibilidad

• Calor específico

• Coeficiente Joule-Thompson

• Coeficiente lsoentrópico

• Entalpía

• Entropía

• Viscosidad

En el caso del transporte de tuberías por duetos, las propiedades y condiciones

físicas del fluido transportado se determinan mediante ecuaciones de estado y

ecuaciones de flujo. Las primeras son útiles para describir las propiedades de los

14

fluidos en condiciones hidrostáticas. Por su lado, las segundas se utilizan para

predecir el comportamiento de los flujos de fluidos. Ambos tipos de ecuaciones son

utilizadas de manera complementaria en el modelamiento del transporte de

hidrocarburos por duetos.

Es en ese sentido que la presente sección describe las diversas ecuaciones y

métodos de cálculos de flujo, utilizados y aceptados en la industria del transporte

del gas natural; dichos métodos de cálculo, permiten determinar los diámetros

óptimos del sistema de transporte, los flujos máximos de transporte, las presiones

mínimas en los puntos de entrega, etc., como parte esencial de la ingeniería de

diseño.

Finalmente, se incluye una descripción de las herramientas de simulación hidráulica

que permiten la integración los aspectos teóricos del comportamiento de los fluidos

(en este caso el gas natural) y el modelamiento de los sistemas de transporte por

duetos.

2.1. Ecuaciones de estado

Las ecuaciones de estado son relaciones matemáticas que engloban a variables

tales como el volumen, la presión, la temperatura y la composición del fluido a

analizar. Gran parte de las ecuaciones de estado que han sido propuestas son

empíricas, en menor medida se tienen las ecuaciones de estado con base teórica.

Estas últimas son relaciones polinomiales capaces de reproducir las condiciones

líquido - vapor necesarios para el cálculo del estado de equilibrio de un fluido.

Las ecuaciones polinomiales son las más usadas en la industria, ya que proveen

una duplicación de las condiciones críticas de presión y temperatura, y representan

el punto de presión de vapor de la curva del fluido. Entre las ecuaciones más

conocidas tenemos las siguientes:

15

2.1.1. Ecuación de estado: Soave-Redlich-Kwong (SRK)

Redlich and Kwong en 1949, propusieron una modificación a la fórmula propuesta

por Van der Waals en 1873, la misma que fue extensiva al uso en los cálculos de

propiedades de mezclas de componentes no polares en fase de vapor.

La ecuación descrita se muestra a continuación:

Donde:

P: Presión

P= RT Vm -b

R: Constante general de los gases

T: Temperatura

V m: Volumen molar

a

a: Constante de corrección del potencial de las moléculas

b: Constante de corrección del volumen

2.1.2. Ecuación de estado: Peng-Robinson (PR)

Peng y Robinson propusieron en 1976 una ecuación similar a la propuesta por

SRK. Introdujeron mejoras en el cálculo de la densidad de los líquidos para

hidrocarburos de densidad media. Ej. n-hexano. Sin embargo estos cálculos no

eran efectivos para hidrocarburos livianos como el Metano, o para condiciones de

muy baja temperatura .

..

16

A pesar de lo anterior, esta ecuación se convirtió en la ecuación de estado más

utilizada para fines de determinar la correlación de equilibrio líquido-vapor de

sistemas de componentes no polares.


11-T p=

¼n. -b \!� + 2bv�-i - b2

Donde:

P: Presión


T: Temperatura

V m: Volumen molar

a: Constante de corrección del potencial de las moléculas

b: Constante de corrección del volumen

2.1.3. Ecuación de estado: Benedict-Webb-Rubin-Starlingt (BWRS)

Esta ecuación, enunciada por Starling en 1973, es capaz de representar las

condiciones de densidad, entalpía y entropía para las fases de vapor y líquido para

hidrocarburos, tanto en condiciones de muy baja temperatura, como en condiciones

de muy alta temperatura.


( Ca · Do Eo) 2 ( el) 3 ( el) o cpª ( 2) ( ?)P = pRT

+ B0RT - .-\0 - T2 + T3 - T4 p + bRT - a -T

p· +a a+ T

p + T2 1 + �¡p exp -''W

Donde:

P: Presión

p: Densidad


T: Temperatura

a: Coeficiente a

2.1.4. Selección de la ecuación de estado

A partir de lo descrito es importante señalar lo siguiente:

17

• Las ecuaciones de estado SRK y PR son recomendadas para la mayoría de

las aplicaciones que contemplan la mezcla de hidrocarburos, hidrocarburos

no polares y gases orgánicos.

• Por su lado, la ecuación de estado BWRS se recomienda para la predicción

de las propiedades de hidrocarburos y gases puros en cualquier condición

de presión y temperatura, como es el caso dé gas natural.

Por lo tanto, para fines de analizar el comportamiento del gas natural,

compuesto mayoritariamente por Metano (90%), se ha seleccionado la ecuación

BWRS.

2.2. Ecuaciones de Fluio

Dado que el presente documento considera el cálculo de la capacidad hidráulica del

transporte de gas natural por duetos, se analiza continuación las ecuaciones de

flujo disponibles para dichos fines:

2.2.1. Ecuación general de flujo

18

En primer término tenemos la Ecuación General de flujo, generada a partir de la

ecuación de Bernoulli.

Donde:

Qb: flujo base en MMPCD

Tb: temperatura base en R

Pb: Presión Base en psia

P 1 : Presión de entrada psia

P2: Presión de salida psia

1/2

G: Gravedad específica del gas (Respecto al Aire- Adimensional)

Tavg: temperatura promedio de flujo ºR

Zavg: Factor de compresibilidad promedio (Adimensional)

D: Diámetro Nominal en Pulgadas

f: factor de fricción Adimensional

L: Longitud en Millas

e: Rugosidad relativa Adimensional.

NRe: Numero de Reynolds (Adimensional)

Las variaciones realizadas sobre la ecuación general de flujo, por diferentes autores

e investigadores han generado ecuaciones reconocidas en la industria del gas.

Entre las que tenemos las siguientes:

19

2.2.2. Ecuación: AGA

Se aplica cuando el flujo ha desarrollado un comportamiento totalmente turbulento y

logra un factor de fricción totalmente independiente del número de Reynolds, la

ecuación queda como sigue:

o.s

El uso de esta ecuación es recomendable para regímenes totalmente turbulentos,

sistemas de alta presión, grandes caudales y rangos de diámetros medios a

grandes (mayores a NPS2 24").

2.2.3. Ecuación: Colebrook White

Desarrollaron fundamentalmente un métod0 de cálculo introduciendo el

concepto del factor de transmisión así:

1 21 ( e 2.51

) .f] = - og 3.7D1 + N�.JJ

La cual cuando Re <2000 se convierte en

/=� N�

2 Nominal Pipe Size., Tamaño Nominal de la Tubería

20

Estas reemplazadas en la ecuación general de flujo resultan en:

pl 0.5

Q� == 77.548 ?;

�

p,2 - P-2 - o 37 5G(h - h ) O.Vt

1 l · l 1

Zav1 Tav1 *(-2log( e + 2.51 ))*D25

3.7D¡ N�fl

Esta ecuación es dependiente del número de Reynolds cuya representación gráfica

es denominada Diagrama de MOODY.

.05

;1 .04 !l

� .03 g � .025

olr:I� �1-0 .02

º' ••

Ilustración 2.1: Diagrama de MOODY

flol.__.,_► fl.OCCI IQVOO 04 OG 01 1 t

'

• • • 10 � .. � .. ,po ,.. 'i'> "'°""' - �- •l')O 1 •I""

1111 1 1 1 1 Cu.ea t..":lllou. ...

05 04

03

02 015

01 008 006

004

002

001 -·· 0008

.01 51-++++--1--t--H-•+++--+-+-<>++--t--+-,_.... .... ++-+-t•+H--�--"" -� 0004

1-H--i+--+-4--+++H-+-HH+--+--+-f-H+++-+++++--+"'

<>o,..t-,,m11-1<:,r'!-l,l:!:i---:--l--:'.f''l"r-t+t+-+��1=;=1=1�!:i=l::�0002

i-+•++--+--1--, ... ++++-H>-++--1--+-,_.... ........ _ ..... .....,.._�---+-+-+-n?ó,¡s � r---.... _ 0001 "'- ... ...

iiiii�iiiii�iiiiiiii�iiiiiiii��iiiiiiiiiiiiii ooo.os

.01 -H-1--f--t-l-lH+ - --1-

.009

.008 .000,01 103 >(lo') > ' 8 1104 >(lo'¡ l ' • O • 105 >1•o>J > • • 8 '10$ 2l1Cf,¡ > • t O 8 101 �I �l

rJ08

VD '--.. D • .000,005

Roynolds Numbo, R• v (Vín IVsoc, O,n (t. v,n lt�/S-O<:) r/Oe .000,00 1

21

El uso de esta ecuación es recomendable para fluidos con regímenes combinados

de turbulencia parcial y total, sistemas de alta presión, grandes caudales y rangos

de diámetros medios a grandes.

2.2.4. Ecuación Pandhandle A

Fue desarrollada por Panhandle and Eastern Gas Co. y es función del número de

Reynolds. Debe tenerse en cuenta que esta ecuación fue desarrollada utilizando

tuberías de NPS 6" a NPS 24".

Donde E es denominada Eficiencia y es un parámetro operacional que se utiliza

para ajustar los resultados de las ecuaciones contra los valores reales obtenidos en

el sistema. Reemplazando en la ecuación general de ·flujo se obtiene:

( )1.0788

Qb = 435.87 �

p'l P/ - Pl - 0.0375G(h

2 -h.i) a.vi

Z zvi-i:vi

O.S394

El uso de esta ecuación es recomendable para grandes diámetros,

presiones medias y caudales medios.

22

2.2.5. Ecuación: Pandhandle B

Desarrollada por Panhandle and Eastern Gas Co para tuberías grandes con

diámetros iguales o superiores a NPS 24"; al igual que la PH A es dependiente del

número de Reynolds y sus factores y reemplazo sobre la ecuación general son:

p2

P.2 - P-2 - O 0375G(h - h ) o.vg

º,. = 737( T.P,bb )

10

20

_1 __ 2 _ _____,· ,...,..,.. ___ 2 __ 1_z_zv_g_J'a._v_g "

G0.96lLT o.vg Zo.vg

0516

D2.s30

El uso de esta ecuación es recomendable para regímenes totalmente turbulentos,

sistemas de alta presión, grandes caudales y rangos de diámetros medios a

grandes (mayores a 24 NPS).

2.2.6. Ecuación: Weymouth

Fue desarrollada para tuberías grandes y con flujo totalmente turbulento. No es

recomendable para tuberías pequeñas debido a que en ocasiones para obtener

valores reales, es necesario aplicar eficiencias superiores al 100%. Por otro lado, al

igual que las ecuaciones de PANHANDLE introduce el término de Eficiencia E, el

cual es un valor operativo por lo que no se recomienda para los cálculos de nuevas

tuberías. Sus factores y reemplazo sobre la ecuación general son:

23

Esta ecuación también es usada para el modelamiento de redes de distribución

debido al carácter conservador de sus resultados en relación a las caídas de

presión en las tuberías.

2.2.7. Selección de la ecuación de flujo

A partir de lo descrito es importante señalar lo siguiente:

• Las ecuaciones de flujo Pandhandle A y P�ndhandle B son usadas para

sistemas no nuevos, de diámetros superiores a 24 NPS, sometidos a altas

presiones y con altos caudales.

• La ecuación de flujo AGA es usada para diámetros grandes, altas presiones

y altos caudales

• La ecuación Colebrook-White es comúnmente usada para sistemas de

diámetros medios, con rangos de presión y caudal medios.

• La ecuación Weymouth es comúnmente usada en sistemas de distribución.

Por lo tanto, para fines de analizar el comportamiento del gas natural en la red de

transporte de TGP, la misma que presenta sólo diez años de operación y puede ser

considerada como una red relativamente nueva, se ha seleccionado la ecuación

AGA.

2.3. Herramientas de simulación hidráulica

24

Las herramientas de simulación hidráulica de flujo, se constituyen en la herramienta

de ingeniería estándar para las evaluaciones dinámicas que permiten la evaluación

de todas las variables requeridas en el modelamiento hidráulico de redes.

Existen un número importante de herramientas computacionales (software)

eficientes aceptados por la industria del transporte de gas natural utilizados para la

simulación hidráulica de gasoductos, algunos con mayor o menor grado de

desarrollo, facilidad de uso, confiabilidad y estabilidad que otros, pero todos con

buena fundamentación matemática. Entre las herramientas más utilizadas tenemos:

• PipelineStudio de Energy Solutions

• PipeFlo by NeoTechnology Consultants

• Stoner Pipeline Simulator de Advantica

• Pipesyim - Hysys de Aspentech.

• Pipe-Sim

• Pipeline T ool Box

• PTI - Gas Hydraulic Calculator

• Otros.

Sin embargo, independiente de la herramienta computacional que se utilice, se

debe considerar que sus métodos de cálculos deben permitir las evaluaciones y

análisis en condiciones estáticas y dinámicas que generen los resultados

hidráulicos requeridos:

• Evaluación estática y dinámica de flujo (fenómenos transitorios), con el uso

de los modelos matemáticos de mayor aplicación.

• Cálculo de propiedades físico-químicas y termodinámicas del gas natural

(ecuación de estado, seguimiento de composición, cálculo de factores,

compresibilidad).

25

• Simulación interactiva que permite hacer cambios en el valor de diversas

variables y parámetros generando resultados inmediatos en perfiles y

tendencias.

• Simulaciones de escenarios para la evaluación de demandas variables,

escenarios de expansión y diseños adicionales, cambios de configuración,

etc.

Adicionalmente, según la herramienta computacional, estas pueden permitir la

aplicación de las siguientes funciones.

• Seguimiento de composición de gas prediciendo las condiciones y

propiedades del fluido para cada uno de los nodos del Sistema de

Transporte, desarrollando los cálculos con dichas propiedades.

• Modelado de condiciones térmicas y seguimiento de temperaturas,

coeficientes de transferencia de calor, temperaturas ambientes, etc.

• Modelos adicionales de Leak detection y Look Ahead, detección de fugas y

control de operaciones -integración al sistemá SCADA-.

• Compressor Types: simulación de estaciones compresoras genéricas,

centrifugas, Reciprocantes, bancos de compresores, turbo operados y con

motores convencionales.

• Otros.

2.3.1. Software utilizado

Para el caso que nos atañe, y considerando la disponibilidad de software de la

empresa consultora, se ha efectuado la modelación y optimización hidráulica del

Sistema de Transporte con el Software "Pipeline Studio de Energy Solutions"

(Versión 3.0) el cual provee las herramientas necesarias para el modelamiento de

sistemas de transporte de gas natural por duetos.

26

El software referido es capaz de predecir el comportamiento de flujos transitorios,

es decir las fluctuaciones de presión debido a las variaciones en el flujo de gas

natural dentro del sistema, el análisis del flujo en condiciones de flujo cero o

interrupciones del flujo en el punto de recepción y/o entrega de gas natural, así

como el análisis de las condiciones de flujo en situaciones críticas como

interrupciones del flujo aguas abajo por cierre automático de válvulas y la

simulación del suministro de la demanda y la declinación de la presión en dichas

condiciones.

Los requerimientos técnicos necesarios que serán utilizados como base para el

dimensionamiento del Sistema, tales como: propiedades físicas del elemento a

transportar, volúmenes de diseño, presiones máximas y mínimas del sistema,

características físicas y ambientales del entorno, etc., que serán descritos

ampliamente en la sección siguiente.

CAPÍTULO 111

CRITERIOS Y CONDICIONES TÉCNICAS DEL MODELAMIENTO

3.1. Criterios generales de diseño hidráulico

27

El diseño del Sistema de Transporte consiste en establecer las condiciones

técnicas aplicables de acuerdo a los estándares de calidad, seguridad y el

dimensionamiento eficiente del referido sistema. Para estos fines se tienen en

cuenta los lineamientos técnicos establecidos en la normativa local e internacional

siguiente:

• Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Duetos,

aprobado por D.S. 081-2007-EM.

• Norma ASME 831.8 - Gas Transmission and Distribution Piping Systems.

• Contrato BOOT de transporte de gas natural.

Los aspectos más saltantes contenidos en las normas descritas sobre lo que se

definen los criterios en el diseño del sistema de transporte, desarrollados en los

acápites siguientes son:

• Composición del gas natural

• Ecuaciones de Estado y de Flujo

• Condiciones físicas de modelamiento

3.1.1. Composición del gas natural

28

La composición del gas natural es la reportada por la empresa TGP, y corresponde

al gas natural extraído del Lote 88 de Camisea. La referida composición molar se

muestra a continuación:

Tabla 3.1: Composición del gas natural

Composición del gas natural

Componente %Molar

Nitrógeno 0,787

Dióxido de carbono 0,242

Metano 88,367

Etano 10,420

Propano 0,169

lsobutano 0,0063

n-Butano 0,0052

lsopentano 0,0007

n-Pentano 0,0008

Hexano 0,0010

Heptano 0,0007

Octano 0,0004

Fuente: TGP

3.1.2. Ecuación de Estado y Ecuación de Flujo

De acuerdo al análisis realizado en la sección 2.1.4, la ecuación de Estado a ser

utilizada es la BWRS. La misma que se recomienda para la predicción de las

propiedades de hidrocarburos y gases puros en cualquier condición de presión y

temperatura, como es el caso de gas natural.

En el caso de la Ecuación de Flujo, se ha seleccionado la ecuación AGA, la misma

que es comúnmente usada para sistemas de diámetros medios, con rangos de

presión y caudal medios.

29

El factor de arrastre (característica de la ecuación AGA), factor que compensa las

ineficiencias de la tubería, soldaduras, elementos de montaje, etc., se estima 0.96

(Valor por defecto del software). Dicho valor puede fluctuar entre 0.92 y 0.97

(Pipeline Design & Construction - Mohitpour, Golshan and Murray).

3.1.3. Condiciones físicas

Condiciones de presión: Las presiones máximas y mínimas de diseño, serán

aquellas requeridas para vencer las columnas hidrostáticas (se alcanzan alturas

mayores a 4800 m.s.n.m., en varios segmentos del trazado), las pérdidas por

fricción, contrapresiones y las cargas de expansión.

• La presión máxima del sistema de TGP es 147 bar,

• Mientras que la presión mínima no deberá ser inferior a los 40 bar de

presión absoluta (equivalente a 39 barg de presión relativa).

Condiciones de temperatura: Las temperaturas mínimas y máximas de las zonas

por donde transcurre el dueto deben ser abalizadas con el fin de considerar los

cambios severos de temperatura que pueden provocar contracción térmica; se

deben tener en cuenta fenómenos como el friaje, que se presenta ocasionalmente

en la zona sur del Perú. Las temperaturas puntuales consideradas en el cálculo, a

partir de la información suministrada por TGP son:

• La temperatura de ingreso del gas en la Planta de Procesamiento de

Malvinas es de 45 grados centígrados.

• La temperatura de descarga de la Estación de compresión en Chiquitirca es

de 27,4 y 40 grados centígrados, para los escenarios de 450 y 1150

MMPCD respectivamente.

30

• La temperatura del gas natural no deberá ser inferior a Oº debido a la

prevención de la corrosión, la misma que aparece debido a la formación de

hidratos de carbono y condensados.

Otras variables como: humedad relativa, composición molar del gas natural,

gravedad específica, características físicas y ambientales del entorno, etc.

Asimismo, los datos de longitud, diámetro, espesor de pared, temperatura

ambiental, elevación, son aquellos entregados por TGP, correspondientes a toda la

ruta de la Red de Transporte y el Dueto principal de PLNG.

3.2. Configuración de los sistemas de transporte

El Sistema de Transporte de Gas Natural por duetos de Camisea a Lima está

conformado por un dueto troncal de 730 km (Grado X70 en su mayoría) dividido en

tres (3) secciones: a) 32 pulgadas y 207 km, b) 24 pulgadas y 312 km y, e) 18

pulgadas y 207 km. Adicionalmente se tiene un dueto paralelo (loop) de 24

pulgadas de diámetro y 104 km y una estación ele compresión ubicada en el

kilómetro 211, en la localidad de Chiquintirca.

El Dueto Principal de PLNG tiene 34 pulgadas de diámetro y 407 km. Dicho dueto

inicia en Chiquintirca (KP 211) y conforma un recorrido paralelo al dueto de TGP

hasta la zona de Pampa Melchorita (KP 594 del dueto de TGP) donde se encuentra

la planta de licuefacción de PLNG. El cuadro resumen de la configuración actual del

sistema de transporte se presenta a continuación:

31

Tabla 3.2: Configuración del Sistema de Transporte de gas natural

Longitud "-

Diámetro Inicio ' Fin Dueto

(km) (pulgadas) Nombre Progresiva Nombre Progresiva

Troncal TGP 730 Malvinas KP 000 Lurin KP 730

Selva 211 32 Malvinas KP 000 Chiauintirca KP 211

Sierra 307 24 Chiquintirca KP207 Humav KP 518

Costa 212 18 Humay KP 518 Lurín KP 730

Loop Costa 104 24 Pampa Melchorita KP 594 Chilca KP699

PLNG 407 34 Chiauintirca KP207 Pamoa Melchorita KP 594

Fuente: OSINERGMIN.

Las propiedades del fluido a ser transportado tienen un impacto importante en el

diseño del sistema de transporte. Dichas propiedades deberán determinarse por la

ingeniería de diseño. Las propiedades que se tienen en cuenta durante el diseño de

sistemas de transporte son, entre otras:

• Volumen específico

• Factor de compresibilidad

• Calor específico

• Coeficiente Joule-Thompson

• Coeficiente lsoentrópico

• Entalpía

• Entropía

• Viscocidad

En el caso del transporte de tuberías por duetos, las propiedades y condiciones

físicas del fluido transportado se determinan mediante ecuaciones de estado y

ecuaciones de flujo. Las primeras son útiles para describir las propiedades de los

fluidos en condiciones hidrostáticas. Por su lado, las segundas se utilizan para

predecir el comportamiento de los flujos de fluidos. Ambos tipos de ecuaciones son

32

utilizadas de manera complementaria en el modelamiento del transporte de

hidrocarburos por duetos.

Es en ese sentido que la presente sección describe las diversas ecuaciones y

métodos de cálculos de flujo, utilizados y aceptados en la industria del transporte

del gas natural; dichos métodos de cálculo, permiten determinar los diámetros

óptimos del sistema de transporte, los flujos máximos de transporte, las presiones

mínimas en los puntos de entrega, etc., como parte esencial de la ingeniería de

diseño.

Finalmente, se incluye una descripción de las herramientas de simulación hidráulica

que permiten la integración los aspectos teóricos del comportamiento de los fluidos

(en este caso el gas natural) y el modelamiento de los sistemas de transporte por

duetos.

3.3. Escenarios para la simulación hidráulica: condiciones de borde o

frontera

Con el fin de efectuar el modelamiento hidráulico serán considerados dos (2)

escenarios de infraestructura. Dichos escenarios fueron planteados tomando en

cuenta la entrada en operación del Dueto Principal de PLNG, proyectada para el

año 2010.

• Sistema Aislado: Dueto de Transporte de TGP (hasta 450 MMPCD de

capacidad).

• Sistema Integrado: Dueto de Transporte de TGP + Dueto de Transporte de

PLNG (hasta 1150 MMPCD de capacidad).

Asimismo la simulación incluirá dos escenarios adicionales, que incluyen la entrega

anticipada de los volúmenes de gas natural utilizados para generación eléctrica en

Chilca (160 MMPCD) y, por otro lado, la entrega de dichos volúmenes en el City

33

Gate de Lurín. Los escenarios de simulación mencionados se describen a

continuación:

Escenario 1: Sistema Aislado con volumen de transporte de 450 MMPCD.

Este primer escenario incluye el dueto troncal de transporte de TGP y el dueto

paralelo (loop) de 104 km desde Cañete hasta Chilca.

Las presiones máximas de recepción en Malvinas y Chiquintirca son 147 y 140 bar

respectivamente, y una presión mínima de entrega en Lurín de 40 bar.

• Escenario 1 a: Las condiciones de borde para dicho escenario consideran

flujos de entrega siguientes: Humay (50 MMPCD), Chilca (160 MMPCD) y

Lurín (240 MMPCD). Ver siguiente cuadro resumen:

Tabla 3.3: Condiciones de borde - Escenario 1 a (450 MMPCD)

Flujo de Flujo de Presión Presión

Nodo Recepción Entrega máxima mínima

(MMPCD) (bares)

Malvinas 450 - . 147 -

Chiquintirca - - 140 -

Humav - 50 - -

Pampa Melchorita - - - -

Chilca - 160 - -

Lurín - 240 - 40

• Escenario 1 b: Las condiciones de borde para dicho escenario consideran

flujos de entrega siguientes: Humay (50 MMPCD), Chilca (O MMPCD) y

Lurín (400 MMPCD).

34

Tabla 3.4: Condiciones de borde - Escenario 1 b (450 MMPCD)

Flujo de Flujo de Presión Presión Nodo Recepción Entrega máxima mínima

(MMPCO) (bar)

Malvinas 450 - 147 -


Humay - 50 - -


Chilca - - -

Lurín - 400 - 40

Escenario 2: Sistema Integrado con volumen de transporte de 1150 MMPCD.

Este primer escenario incluye el dueto troncal de transporte de TGP, el dueto

paralelo (loop) de 104 km desde Cañete hasta Chilca y el Dueto Principal de PLNG.

Las presiones máximas de recepción en Malvinas y Chiquintirca son 147 y 140 bar

respectivamente, y una presión mínima de entrega en Lurín de 40 bar.

• Escenario 2a: Las condiciones de borde para dicho escenario consideran

flujos de entrega siguientes: Humay (50 MMPCD), Pampa Melchorita (620

MMPCD), Chilca (160 MMPCD) y Lurín (320 MMPCD). Ver siguiente cuadro

resumen:

Tabla 3.5: Condiciones de borde- Escenario 2a (1150 MMPCD)

Flujo de Flujo de Presión Presión

Nodo Recepción Entrega máxima mínima

,_ (MMPCD) (bar)

Malvinas 1150 - 147 -

Chiquintirca - - , 140 -

Humay - 50 - -

Pampa Melchorita - 620 - -

Chilca - 160 - -

Lurín - 320 - 40

35

• Escenario 2b: Las condiciones de borde para dicho escenario consideran

flujos de entrega siguientes: Humay (50 MMPCD), Pampa Melchorita (620

MMPCD), Chilca (O MMPCD), y Lurín (480 MMPCD). Ver siguiente cuadro

resumen:

Tabla 3.6: Condiciones de borde - Escenario 2b (1150 MMPCD)

Flujo de Flujo de Presión Presión Nodo Recepción Entrega máxima mínima

(MMPCD) (bar)

Malvinas 1150 - 147 -


Humay - 50 - -

Pampa Melchorita - 620 - -

Chilca - - -

Lurín - 480 - 40

A continuación se muestran esquemas descriptivos de las condiciones de borde

para cada escenario de simulación:

Escenario 1a: Sistema Aislado con entrega en Chilca

Ilustración 3.1

ESCENARIOl (Con Chilca): 450 MMPCD

l��Mfc 1 l=��Mfc

1

FWJODE ENTREGA: lfiOMMPCD

0 d PRESIÓNMÍNIMfc IOiilca 40 bar _

Q Ü 32'' e, 1A" cr-1 ------=18'"'' ---ro Ü -------'Malvinas Oiiquintirca Humay 11 'llt' J l..urin

¡ FWJODEENTREGA:

1

Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS y Peng-Robinson Ecuación de Flujo:AGA

(EClAObar) 0 _ 240MMPCD _

1 �':.:� ENTREGA: 1

Escenario 1 b: Sistema Aislado sin entrega en Chilca

ESCENARIO 1 (Sin Chilca): 450 MMPCD

,��Mk

1 PRESIÓN �Mk

140 bar

Ilustración 3.2

r1\ o "JZ' r---, 2/t' (,,__) ----�=--y L-- 1 1 111''

¡ 1 Malvinas Oliquintirca Humay

Software de Simulación: PlpelineStudio Ecuación de Estado: BWRS y Peng-Robinson Ecuación de Flujo:AGA

(EC 140 bar) V FWJO DE ENTREGA: SO MMPCD

O,ilca

2A" Sr

37

1 :i":�MÍNIMk

1

o�lilñn

1 ::mENTREGk 1

Escenario 2a: Sistema Integrado con entrega en Chilca

ESCENARIO 2 (Con Chilca): 1150 MMPCD

PRESIÓN MÁXIMA: lA7bar

[ PRESIÓN MÁXIMA: l30bar

Ilustración 3.3

FLUJO DE ENTREGA: 620MMPCD

Pampa Melchoñta (PlNG)-Ú-

34"

FLUJO DE ENTREGA: 160MMPCD

Chilca

Q l.J 3z" ·· [__I · · 24" l J , , 1a" U lJ

Malvinas Chiquintirca EC(130 bar)

Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS y Peng-Robinson Ecuación de Flujo: AGA

Humay

◊ 24"

FLUJO DE ENTREGA: SOMMPCD

PRESIÓN MÍNIMA: 40bar

FLUJO DE ENlREGA: 320MMPCD

Escenario 2b: Sistema Integrado sin entrega en Chilca

ESCENARIO 2 (Sin Chilca): 1150 MMPCD

147bar [

PRESIÓN

MÁXIMA: 130bar

[

PRESIÓN MÁXIMA:

QO �· tE Malvinas Chiquintirca

EC(l.30 bar)

Software de Simulación: PipelineStudio Ea.iación de Estado: BWRS y Peng-Robinson Ea.iaciónde Flujo:AGA

1/t'

Ilustración 3.4

[

FWJODEENlREGA:

j 620MMPCD------· -

39

34"

PampaMelc:horita(PLNG)-Ú-

-0- 1 PRESIÓN

M

ÍN

I

MA: 1

� ""'ª .., "" o 18'' ( ) Ü[lr

H◊ ; 1 "1' 1 luñn 1 �...:mENIREGk 1 FWJODE ENTREG;-i SOMMPCD

1

3.4. Secuencia de modelamiento

40

La determinación del cumplimiento de la capacidad mínima de transporte,

considerando la entrada en operación del dueto principal de PLNG, se realizará en

base a la siguiente secuencia de actividades:

1. En primer lugar se determinará la Capacidad Máxima de transporte del

Sistema Aislado de TGP. Esto se realiza fijando los valores de presión y

temperatura en sus límites máximos y mínimos del sistema, según

corresponda, y de acuerdo a lo indicado en las condiciones de frontera. El

resultado, corresponde a los volúmenes máximos que pueden ser

transportados.

2. En segundo lugar se determinará el cumplimiento de las condiciones

máximas y mínimas de presión y temperatura del Sistema Aislado de TGP,

considerando la recepción y entrega de los volúmenes de transporte

indicados en la sección 3.3.1 del Escenario 1: Sistema Aislado (450

MMPCD).

3. Finalmente, se determinará el cumplimiento de las condiciones máximas y

mínimas de presión y temperatura del Sistema Integrado (TGP + PLNG),

considerando la recepción y entrega de los volúmenes de transporte

indicados en la sección 3.3.2 del Escenario 2: Sistema Integrado (1150

MMPCD).

El esquema siguiente muestra la secuencia de actividades descrita en los párrafos

anteriores:

Ilustración 3.5: Secuencia de modelamiento

l. Determinación de la CapacidadMáxima de Transporte

41

42

CAPÍTULO IV

RESULTADOS DEL MODELAMIENTO HIDRAULICO

4.1. Resultados de la determinación de la capacidad máxima del sistema de

transporte

En la presente sección se presentan los resultados del cálculo de la Capacidad

hidráulica de transporte de gas natural sobre la base de dos escenarios antes

descritos:

• Con entrega en Chilca: escenario que considera una entrega de 160

MMPCD.

• Sin entrega en Chilca: escenario que no considera la entrega en Chilca.

Se presentan a continuación los cuadros que contienen el resumen de resultados

un esquema de la configuración física analizada.

En el anexo 1 se incluyen gráficos detallados que contienen los resultados del

comportamiento de flujo y los perfiles de presión; perfil de comportamiento de los

flujos a través de los duetos troncales y loop considerados; y perfiles altimétricos,

temperatura y velocidad del gas para cada duetos troncal y loop considerado.

4.1.1. Escenario de Capacidad (Con entrega en Chilca)

43

Los resultados muestran que, considerando las entregas de Humay (50 MMPCD) y

Chilca (160 MMPCD), la capacidad de transporte en Lurín asciende a 255 MMPCD.

Con esto se tiene un total 415 MMPCD de capacidad en Chilca y un total de 465

MMPCD de capacidad en Humay, valores superiores a los mínimos requeridos de

400 y 450 MMPCD respectivamente.

Tabla 4.1: Resultados del Cálculo de Capacidad (450 MMPCD)

Condiciones de Borde Resultados

il Nodo

Presión Presión Flujo de Flujo de

!i máxima mínima Recepción Entrega

(bar) (MMPCD)


Chiquintirca 140 - - -

Humay - - - 50


Chilca - - - 160

Lurín - 40 - 255

Ilustración 4.1: Resumen de resultados Cálculo de Capacidad - Con Chilca

ESCENARIO BASE: CALCULO DE CAPACIDAD- con Chilca (Datos TGP)

Flujo: 465 MMPCD Presión: 147 barg Temp:45C

Flujo: UiO MMPCD Presión: 56 barg

o

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;i::.::;lca;:_ __ _, 1 Flu·o: 255 MMPCD

Q O 32" [::1 2A" O - 18'' O OQ .,,:sión:39barg Malvinas Chiquintirca Hurnay 1 1

2A" j Luñn

415MMPCD 134MMPCD

Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS Ecuaciónde Flujo:AGA

(EC140bar) {J,-

Flujo: 50 MMPCD Presión: 115 barg

281MMPCD

44

4.1.2. Escenario de Capacidad (Sin entrega en Chilca)

45

Los resultados muestran que, considerando la entrega de Humay (50 MMPCD), la

capacidad de transporte en Lurín asciende a 400 MMPCD. Con esto se tiene un

total 400 MMPCD de capacidad en Lurín y Chilca, y un total de 450 MMPCD de

capacidad en Humay, valores que cumplen con los mínimos requeridos de 400 y

450 MMPCD respectivamente.

Tabla 4.2: Resultados del Cálculo de Capacidad (450 MMPCD)


Nodo Presión Presión Flujo de Flujo de máxima mínima Recepción Entrega

(bar) (MMPCO)


Chiquintirca 140 - - -

Humay - - - 50


Chilca - - - o

Lurín - 40 - 400

•

Ilustración 4.2: Resumen de resultados Cálculo de Capacidad - Sin Chilca

ESCENARIO BASE: CALCULO DE CAPACIDAD - sin Chilca (Datos TGP}

Flujo: 449.6 MMPCD Presión: 147 barg Temp:45C

399MMPCD 129MMPCD

46

r1\ e e = )9 Rujo: 399.6 MMPCD 1· y !

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24" C J 1

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Sr

l _ Presión:39barg Malvinas Ch1qumtin:a Humay

1 24.. lunn

Chilca

Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS Ecuación de Aujo:NiA

(EC lAO bar) V

Flujo: 50 MMPCD Presión: 120.6 barg

270MMPCD

47

4.2. Resultados del modelamiento del Escenario 1: Sistema Aislado (450

MMPCD)

En la presente sección se muestran los resultados en formato gráfico del

modelamiento efectuado para cada uno de los dos (02) escenarios para el Sistema

Aislado y que considera los criterios de diseño descritos en la sección 3.







4.2.1. Escenario 1a (Con entrega en Chilca)

Considerando las condiciones de borde asociadas a los volúmenes de entrega

previamente definidos (ver cuadro siguiente), se obtiene como resultado que la

presión de entrega en Lurín es 62 barg, presión superior a la presión mínima

requerida de 40 bar.

Tabla 4.3: Resultados del Escenario 1 a

1, Condiciones de Borde Resultados

Nodo .Flujo dé Flujo de de presión

Recepción Entrega

(MMPCD) (bar)

Malvinas 450 - 147

EC Chiquintirca - - 112/140

Humay - 50 121

Pampa Melchorita - - 80

Chilca - 160 72

Lurín - 240 62

Ilustración 4.3: Resumen de resultados Escenario 1a

ESCENARIO 1 - 450 MMPCD - con Chilca (Datos TGP)

Flujo: 450 MMPCD Presión: 147 bar¡ Temp:45C

Flujo: 160 MMPCD Presión: n bar¡

o

· ------�-----i --..----��----,, Chilca Flu·o: 400MMPCD

QO 32" [J 24" O ]B''

1f OQ ,:si6n:62barg

400MMPCD 12BMMPCD

Malvinas Chiquintirca Humay 1

1 24.. Luñn

(EC 140 bar) V

Software de Simulación: PipelineStudio Eruaciónde Estado: BWRS Eruaciónde Flujo:AGA


272MMPCD

4.2.2. Escenario 1 b (Sin entrega en Chilca)

49



presión de entrega en Lurín es 39 barg, equivalente a la presión mínima requerida

de 40 bar.

Tabla 4.4: Resultados del Escenario 1 b


Nodo Flujo de Flujo de de presión

Recepción Entrega

(MMPCD) (bar)

Malvinas 450 - 147


Humay - 50 121

Pampa Melchorita - - 80

Chilca - - 72

Lurín - 400 39

Ilustración 4.4: Resumen de resultados Escenario 1 b

ESCENARIO 1 - 450 MMPCD - sin Chilca (Datos TGP)

Flujo: 450 MMPCD Presión: lA7 barg Temp:45C

400MMPCD 12SMMPCD Chilca -�e e = �

J��PCDy � 32" 1 24" ( ) 18"'

q

( Y Presión: 38barg Malvinas Chiquintirca Humay

¡ 1 24,. Lurin (EC lAO bar)

-0

Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS Ecuaciónde Aujo:AGA

Flujo: SO MMPCD Presión: 120 barg

272MMPCD

51

4.3. Resultados del modelamiento del Escenario 1: Sistema Integrado (1150

MMPCD)

En la presente sección se presentan los resultados del cálculo de la Capacidad

hidráulica de transporte de gas natural sobre la base de dos escenarios antes

descritos:

• Con entrega en Chilca: escenario que considera una entrega de 160

MMPCD.

• Sin entrega en Chilca: escenario que no considera la �ntrega en Chilca.







4.3.1. Escenario 2a (Con entrega en Chilca)



presión de entrega en Lurín es 113 bar, presión superior a la presión mínima


52

Tabla 4.5: Resultados del Escenario 2a

I'. Condiciones de Borde Resultados

Nodo Flujo de Flujo de de presión

Recepción Entrega

(MMPCD) (bar)

Malvinas 1150 - 147


Humay - 50 140

Pampa Melchorita - 620 129

Chilca - 160 123

Lurín - 320 113

Ilustración 4.5: Resumen de resultados Escenario 2a

ESCENARI02 - 1150 MMPCD - con Chilca (Datos TGP)

Flujo: 1150 MMPCD

Presión: 147 barg Temp:45C

845MMPCO

34"

Flujo: 620 MMPCD

Presión: 129 barg

Pampa Melchoñta (PLNG)ÍJ


o Chilca

r1\ --� r1\ FluJO: 320 MMPCD

y 32"

---• 24" 18" Y Presión: 113 barg

Malvinas Chiquintirca 3osMMPCO Humay 24.. Luñn

Software de Simulación: Pipelinestudio Ecuación de Estado: BWRS Ecuación de Flujo: AGA

EC(130barg) ◊ Flujo: 50 MMPCD

Presión: 140 barg

155MMPCD

53

54

4.3.2. Escenario 2b (Sin entrega en Chilca)



presión de entrega en Lurín es 113 bar, presión superior a la presión mínima


Tabla 4.6: Resultados del Escenario 2b


Nodo Flujo de Flujo de di:! presión

Recepción Entrega

(MMPCD) (bar)

Malvinas 1150 - 147


Humay - 50 140

Pampa Melchorita - 620 129

Chilca - - 123

Lurín - 480 100

Ilustración 4.6: Resumen de resultados Escenario 2b

ESCENARIO 2 - 1150 MMPCD - sin Chilca {Datos TGP)

Flujo: 1150 MMPCD

Presión: 147 barg

Temp:45C

845MMPCD Pampa Melchorita {PLNG)

34" Chilca

Q 32" 24" lB" Qi Malvinas Chlquintirca 305 MMPCD Humay 24.. Lurin 1 1

Flujo: 480 MMPCD

Presión: 100 barg

EC{130 barg) 9

Software de Simulación: PipelineStudio

Ecuación de Estado: BWRS

Ecuación de Flujo:AGA

Flujo: SO MMPCD

Presión: 1AO barg

155MMPCD

56

4.4. Análisis comparativo de los resultados presentados por TGP

En esta sección se comparan los resultados obtenidos del modelamiento hidráulico

con el software de simulación PipelineStudio, objeto del presente servicio de

consultoría, con los resultados presentados por TGP a OSINERGMIN.

Es importante señalar que los resultados hidráulicos presentados por TGP

corresponden a las configuraciones teóricas descritas en la sección 2 del presente

informe.

4.4.1. Sistema aislado de transporte de TGP

Los resultados presentados por TGP y el Consultor resultan con diferencias

mínimas en cuanto a presiones, lo cual, valida las ecuaciones y criterios utilizados

por el último.

Tabla 4.7: Comparación de Resultados Escenario 1

TGP Consultor Nodo Presión Flujo Presión Flujo

(barg) (MMPCD) (barg) (MMPCD)

Malvinas 147 450 147 450

Chiquintirca 140 - 140 -

Humay 120 50 121 50

Pampa Melchorita ,. 80

,,

Chilca 72 -

Lurín 39 400 39 400

La presión de llegada en Lurín se encuentra en torno al valor requerido en el

Contrato BOOT de Transporte, y cumple en ambos casos (TGP y Consultor) con los

requerimientos mínimos de capacidad que exigen una presión de 40 bar. Sin

embargo, para efectos de obtener una mayor holgura en los resultados, y en virtud

de obtener un margen de seguridad más amplio en los casos en que surjan

condiciones físicas que generen disminuciones en la capacidad hidráulica del

57

gasoducto, el Consultor recomienda la ampliación de la capacidad a partir del nodo

Chilca (nodo en donde termina el Loop de 24 pulgadas), ya que, es en este tramo

del gasoducto, donde ocurren las mayores pérdidas hidráulicas debido al único

dueto de 18 pulgadas hasta el City Gate de Lurín.

4.4.2. Sistema Integrado de transporte de TGP y PLNG

La presión de llagada en Lurín (100 barg) se aprecia superior a la presentada por

TGP (48 barg), debido a que el Consultor considera una presión de descarga en la

Estación de Compresión en Chiquintirca de 130 barg, frente a los 113 barg

presentados por TGP.

Tabla 4.8: Comparación de Resultados Escenario 2

TGP Consultor Nodo Presión Flujo Presión Flujo

(bar) (MMPCD) (bar) (MMPCD)

Malvinas 147 1150 147 1150

Chiquintirca 113 - 130 -

Humay 112 50 140 50

Pampa Melchorita 97 620 129 620

Chilca 123 -

Lurín 48 480 100 480

La presión de descarga en Chiquintirca considerada por el Consultor, permite

apreciar la disponibilidad de Capacidad con la que contaría en Sistema de

Transporte aguas abajo del nodo mencionado. Sin embargo, no se descarta que

ante situaciones de menores requerimientos de capacidad, la presión de descarga

de la Estación de Compresión de Chiquintirca sea menor para efectos de ahorro de

combustible en compresión.

58

CONCLUSIONES

Habiendo concluido con el trabajo denominado "Determinación de la Capacidad

Mínima del Sistema de Transporte de Gas Natural por Duetos de Camisea a Lima",

se ha llegado a las siguientes conclusiones:

1. Considerando los resultados de la Décimo Segunda y Décimo Tercera

Oferta Pública de Capacidades y el inicio de- la puesta en operación de la

concesión de distribución de gas natural en lea, se obtendrían

requerimientos de capacidad de transporte según lo siguiente: 435 y 482

MMPCD en Lurín (City Gate) y el Punto de Derivación (Humay)

respectivamente. Siendo 400 y 450 MMPCD la capacidad mínima exigible

de acuerdo al contrato BOOT.

2. El inicio del proyecto de exportación de gas natural y por ende, de la puesta

en operación del dueto de transporte de PLNG tendrá un impacto en la

capacidad de transporte de la Red Principal de Camisea.

3. Para los casos en los que se requiera predecir las propiedades de

hidrocarburos y gases puros en cualquier condición de presión y

59

temperatura, como es el caso de gas natural, es recomendable el uso de la

ecuación de estado BWRS.

4. Para los casos en los que se requiera predecir el comportamiento del gas

natural en la red de transporte de TGP, es recomendable el uso de la

ecuación de flujo AGA, teniendo en cuenta que es usada para diámetros

grandes, altas presiones y altos caudales.

5. En la determinación de la capacidad mínima del sistema de transporte se

tiene:

• Con entrega en Chilca: Considerando las entregas de Humay (50

MMPCD) y Chilca (160 MMPCD), la capacidad de transporte en

Lurín asciende a 255 MMPCD. Con esto se tiene un total 415

MMPCD de capacidad en Chilca y un total de 465 MMPCD de

capacidad en Humay, valores superiores a los mínimos requeridos

de 400 y 450 MMPCD respectivamente.

• Sin entrega en Chilca: considerando la entrega de Humay (50

MMPCD), la capacidad de transporte en Lurín asciende a 400

MMPCD. Con esto se tiene un total 400 MMPCD de capacidad en

Lurín y Chilca, y un total de 450 MMPCD de capacidad en Humay,

valores que cumplen con los mínimos requeridos de 400 y 450

MMPCD respectivamente

6. En la determinación de la capacidad de transporte del Sistema Aislado se

tiene:

• Con entrega en Chilca: Considerando las condiciones de borde

descritas en la sección correspondiente, se obtiene como resultado

que la presión de entrega en Lurín es 62 barg, presión superior a la

presión mínima requerida de 40 bar.

60

• Sin entrega en Chilca: Considerando las condiciones de borde


que la presión de entrega en Lurín es 39 barg, equivalente a la


7. En la determinación de la capacidad de transporte del Sistema Integrado se

tiene:

• Con entrega en Chilca: Considerando las condiciones de borde




• Sin entrega en Chilca: Considerando las condiciones de borde




61

RECOMENDACIONES

A continuación se presentan algunas recomendaciones relacionadas a los

resultados del estudio elaborado:

1. Sobre la base de los criterios para identificar la demanda futura de gas

natural con miras a las ofertas públicas de capacidad, el consultor

recomienda al Organismo Regulador realizar modelamientos hidráulicos

periódicos con el fin de verificar el cumplimiento de los compromisos de

capacidad y futuros requerimientos de ampliación de infraestructura de

transporte.

2. En concordancia con lo señalado en la recomendación previa, se

recomienda realizar evaluaciones periódicas de capacidad mediante

modelamientos hidráulicos con el fin de evaluar los impactos de la entrada

en operación del dueto de transporte de PLNG.

3. Se recomienda el uso de la ecuación de estado BWRS para los casos en los

que se requiera predecir las propiedades del gas natural en cualquier

condición de presión y temperatura.

62

4. Se recomienda el uso de la ecuación de flujo AGA para predecir el

comportamiento del gas natural en la red de transporte de TGP, teniendo en

cuenta que es usada para diámetros grandes, altas presiones y altos

caudales.

5. Los resultados obtenidos para el Escenario 1 b (Sistema Aislado sin entrega

en Chilca) se encuentran bastante ajustados a los valores mínimos

requeridos. En ese sentido, y con el fin de obtener una mayor holgura en los

resultados, y en virtud de obtener un margen de seguridad más amplio en

los casos en que surjan condiciones físicas que generen disminuciones en

la capacidad hidráulica del gasoducto, se recomienda la ampliación de la

capacidad a partir del nodo Chilca (nodo en donde termina el Loop de 24

pulgadas), ya que, es en este tramo del gasoducto, donde ocurren las

mayores pérdidas hidráulicas debido al único dueto de 18 pulgadas hasta el

City Gate de Lurín

6. En los resultados obtenidos para el Escenario 2b (Sistema Integrado sin

entrega en Chilca) se obtuvo una presión de llegada en Lurín de 100 barg, a

partir de una presión de descarga de compresión en Chiquintirca de 130

barg. En ese sentido se recomienda que, ante situaciones de menores

requerimientos de capacidad, la presión de descarga de la Estación de

Compresión de Chiquintirca sea menor para efectos de ahorro de

combustible en compresión, considerando la holgura existente en la presión

de llegada de Lurín.

63

ANEXOS

64

Anexo Nº 1: Resultados hidráulicos del cálculo de la Capacidad Mínima del

Sistema Aislado de TGP

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67

Anexo Nº

2: Resultados hidráulicos del Modelamiento del Sistema Aislado de

TGP

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78

Anexo Nº 3: Resultados hidráulicos del Modelamiento del Sistema unificado

de transporte de TGP y PLNG

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-Temperatura -Velocidad Velocidad(m/s)

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Gráfico 5.18: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Con Chilca (Dueto PLNG)

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Cañete

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Elevación (m)

89

Gráfico 5.24: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Sin Chilca (Loop 24")

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84 84 105

Velocidad (m/s)

90

• Dueto PLNG:

Gráfico 5.25: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Sin Chilca (Dueto PLNG)

Presión (bar)

160

150

140

130

120

110

100

90

80

70

60

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40

30

20

10

Perfil de Presión y Elevaciones - Dueto PLNG

Pampa

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93

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Ampliación

Adición de instalaciones que no alteran la ruta original del Dueto del Sistema de

Transporte, a fin de lograr un aumento de Capacidad de Transporte.

Capacidad Contratada

Aquella parte de la Capacidad de Transporte que ha sido reservada por un Usuario

a través de un Contrato de Transporte.

Capacidad de Transporte

Máxima cantidad de Hidrocarburos que el Concesionario está en condiciones de

transportar por unidad de tiempo a través del Sistema de Transporte.

Capacidad Disponible

Diferencia entre la Capacidad de Transporte y la suma de las Capacidades

Reservadas Diarias de los Usuarios.

Concesión

Derecho que otorga el Estado a una persona natural o jurídica para prestar el

Servicio de Transporte, incluyendo el derecho de utilizar los Bienes de la Concesión

para la prestación de dicho servicio.

Concesionario

Persona natural o jurídica nacional o extranjera, establecida en el Perú conforme a

las leyes peruanas, a quien se le ha otorgado una Concesión.

Contrato de Concesión

Contrato celebrado por 'el MINEM a través de la DGH y el Concesionario, por el cual

se establecen los derechos y obligaciones de las partes para la prestación del

Servicio de Transporte.

Contrato de Transporte

Contrato celebrado entre el Usuario y el Concesionario.

Distribución

94

Servicio público de suministro de Gas Natural por Red de Duetos prestado por el

Concesionario de Distribución a través de un sistema de distribución, para una

determinada área o región.

Dueto Principal

Conjunto de tuberías, equipos e instalaciones destinados a transportar

Hidrocarburos, construido en cumplimiento de obligaciones contraídas por el

Contratista según contrato celebrado conforme al Artículo 10° de la Ley y destinado

a transportar Hidrocarburos producidos bajo dicho contrato.

Dueto

Conjunto de tuberías, conexiones, accesorios y estación de bombeo o compresión

destinados al Transporte de Hidrocarburos.

Gas Natural

Mezcla de Hidrocarburos en estado gaseoso, predominantemente compuesto por

metano, puede presentarse en su estado natural como Gas Natural Asociado o Gas

Natural no Asociado. Puede ser húmedo si tiene Condensado, o ser seco si no lo

contiene.

Hidrocarburos

Compuesto orgánico, gaseoso, líquido o sólido que consiste principalmente de

carbono e hidrógeno.

Ley

Ley Nº 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, cuyo Texto Único Ordenado fue

aprobado mediante Decreto Supremo Nº 042-2005-EM.

Metro Cúbico Estándar de Gas Natural

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95

Cantidad de Gas Natural que ocupa un metro cúbico (m3) a una temperatura de

quince punto cinco grados centígrados (15,5° C) y a una presión absoluta de 1

013,25 milibar (mbar).

Período de Regulación

El período comprendido entre la fecha en que entran en vigor las Tarifas, o las

revisiones de las mismas, y la siguiente fecha de comienzo de las revisiones.

Punto de Entrega

Es el punto en el cual el Concesionario entrega al Usuario los Hidrocarburos

transportados.

Punto de Recepción

Es el punto en el cual el Concesionario recibe los Hidrocarburos para su

Transporte.

Reglamento

El presente Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Duetos, sus anexos y

sus normas ampliatorias, modificatorias, complementarias o sustitutorias.

Sistema de Transporte

Conjunto de bienes muebles e inmuebles, y en general las tuberías, obras, equipos

e instalaciones requeridas y utilizados por el Concesionario bajo los términos del

Contrato de Concesión para el Transporte de Hidrocarburos por Duetos.

Transporte

El Transporte de Hidrocarburos por Duetos.

Transporte de Hidrocarburos por Duetos

Es la transferencia de Hidrocarburos a través de tuberías.

Usuario

Persona natural o jurídica que contrata con el Concesionario el Servicio de

Transporte.

96

BIBLIOGRAFÍA

Apoyo & Asociados - Fitch Ratings (2013). Bonos Corporativos PERU LNG. Lima, Perú.

lnternational Finance Corporation (2013). Lessons of Experience - PERU LNG: A

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97

Referencias Normativa Legal

PERÚ. Congreso de la República. (1993) Ley 26221: Ley Orgánica que Norma las Actividades de Hidrocarburos en el Perú.

PERÚ. Congreso de la República. (1993) Ley 27133: Ley de Promoción del desarrollo de la Industria del Gas Natural.

PERÚ. Ministerio de Energía y Minas. (2007) Decreto Supremo Nº 081-2007-EM: Reglamento de transporte de hidrocarburos por duetos.

PERÚ. Ministerio de Energía y Minas. (2008) Decreto Supremo Nº 040-2008-EM: T.U.O. del Reglamento de distribución de Gas Natural por Red de duetos.

PERÚ. Ministerio de Energía y Minas. (1999) Decreto Supremo Nº 040-1999-EM: Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural.

universidad nacional de ingenierÍacybertesis.uni.edu.pe/bitstream/uni/13208/1/carrillo_cr.pdf ·...

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