UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓEOS

TEMA:

“DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL

PARA IMPLEMENTARSE EN LA RECEPCIÓN DEL PRODUCTO EN UNA

PLANTA DE EXTRACCIÓN DE GAS NATURAL”.

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS.

Elaborado por: José Luis Mancheno Narváez

Director de Tesis: Ing. Raúl Baldeón L.

Quito – Ecuador

2011

II

Del contenido del presente presente trabajo se responsabiliza el autor

______________________________________

JOSÉ LUIS MANCHENO NARVÁEZ

III

CERTIFICACIÓN DE TUTOR

Quito DM, del 2011

Ingeniero

JORGE VITERI MOYA MBA.-MSc.

Decano Facultad de Ciencias de la Ingeniería

Universidad Tecnológica Equinoccial

Presente.

Señor Decano:

Por medio del presente me permito informar que la tesis titulada “DESCRIPCIÓN DEL

SISTEMA DE LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL PARA IMPLEMENTARSE

EN LA RECEPCIÓN DEL PRODUCTO EN UNA PLANTA DE EXTRACCIÓN DE

GAS NATURAL”, desarrollada por el señor JOSÉ MANCHENO previa a la obtención

del título de TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS, ha sido concluida bajo mi dirección y

tutoría, por lo que solicito se dé el trámite subsiguiente.

Particular que comunico para los fines pertinentes.

Atentamente

ING. RAÚL BALDEÓN L.

Director de Tesis

IV

DEDICATORIA

Dedico este trabajo, con mucho cariño a mi familia, por apoyarme a lo largo de toda mi

vida. Especialmente a mis padres: José Luis y Mónica por ser ejemplo y modelo a seguir,

quienes nunca dejaron de luchar por mi superación, me han guiado y son el pilar

fundamental en los momentos más álgidos de mi vida.

A Carolina mi novia, que me ha apoyado y motivado a realizar este trabajo, gracias por

todo tu amor, cariño y comprensión.

A mi tío Jorge, por estar, siempre a mi lado, ser mi mejor amigo y un padre más, ¡Gracias

por toda tu ayuda y comprensión!

A mi Papi Jorge y la institución a la cual preside porque me han orientado a crecer como

persona, teniendo experiencias muy enriquecedoras, convirtiéndome en un amigo y mentor

de mis queridos estudiantes que luchan, a mente partida por solucionar sus “graves

problemas”.

A mami Gladys, quien demostró ser un ejemplo de lucha tenaz e incansable a pesar de sus

graves enfermedades, nunca se dejó abatir y siguió adelante, gracias por tus bendiciones,

espero que me sigas cuidando desde el cielo siempre estarás en nuestros corazones.

A mis grandes amigos, de toda la vida: Julio Salazar, Luis Vasco, Galo Trávez, Carlos

Quinchuela, Sebastián Chávez… mil gracias por compartir los momentos más felices de

nuestra juventud, ser incondicionales en lo bueno y en lo malo y, a todos, quienes me han

brindado su amistad durante este largo y difícil camino…

V

AGRADECIMIENTOS

Gracias a Dios.

A mi querida Universidad Tecnológica Equinoccial por guiarnos y cultivar nosotros no solo

conocimiento sino una formación en valores, creando así profesionales con excelencia

académica y ciudadanos comprometidos a crear una mejor sociedad para el futuro.

A mis padres, José Luis Mancheno y Mónica Narváez Álvarez, que siempre me han dado

su apoyo incondicional y a quienes debo este triunfo profesional, por todo su trabajo y

dedicación para darme una formación académica y sobre todo humanista y espiritual. De

ellos es este triunfo y para ellos es todo mi agradecimiento.

Al Ingeniero Raúl Baldeón por el apoyo en la realización y desarrollo de la investigación.

A todos mis amigos, amigas y todas aquellas personas que han sido importantes para mí

durante todo este tiempo. A todos mis maestros que aportaron a mi formación. Para quienes

me enseñaron más que el saber científico, a quienes me enseñaron a ser lo que no se

aprende en salón de clase y a compartir el conocimiento con los demás.

A todos . . .

G R A C I A S

VI

ÍNDICE GENERAL

DECLARACIÓN PERSONAL……………………………….……………...….……...…..II

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR…...…………...………….………………………....III

DEDICATORIA………………...……………………………….……………….…...…...IV

AGRADECIMIENTO……………..………………………………………………...……...V

ÍNDICE GENERAL……...………………………………………………………..……....VI

ÍNDICE DE CONTENIDOS…………………………………..………………………….VII

ÍNDICE DE GRÁFICOS………………………………………………………………...XIII

ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………..……....….XVI

RESUMEN……………………………………………………………..………………XVIII

SUMMARY…………………………...…………………………………...…….............XIX

VII

ÍNDICE DE CONTENIDOS

Pag.

CAPÍTULO I………………………………………….….………………………………….1

1.-INTRODUCCIÓN…...…………………………………………………………………...1

1.1.-OBJETIVO GENERAL… …………………………………………...…………..…2

1.2.-OBJETIVOS ESPECÍFICOS….…….………………......………..…………………2

1.3.-JUSTIFICACIÓN….………………….……………………...…….……………….3

1.4.-IDEA A DEFENDER …………………………………...………………………….5

1.5.-MARCO DE REFERENCIA….……………………...……………………………..6

1.5.1.-MARCO TEÓRICO ……..…………………..………………….……………..6

1.5.2.-MARCO CONCEPTUAL…………………………………………………….13

1.6.-METODOLOGÍA……….…………………………………………………………14

CAPÍTULO II: …...……………………………………………………………………..…16

2.- GAS NATURAL LICUADO……………………………………………………..........16

2.1- PROPIEDADES DEL GAS NATURAL………………………..............................17

2.2.- COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GAS NATURAL………...…………...……...….19

VIII

2.3.-TIPOS DE FLUJO…………………………………………...............................….20

2.3.1. FLUJO SEGREGADO………………………………………………………..21

2.3.2. FLUJO INTERMITENTE………………………………………………...…..21

2.3.3. FLUJO DISTRIBUIDO………………………………………………………22

2.4.- TIPOS DE ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL…………….…….........25

2.4.1.-ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO.…..……………………...……….26

2.4.1.1. ALMACENAMIENTO EN DOMOS SALINOS…………………..…...27

2.4.1.2. ALMACENAMIENTO EN YACIMIENTOS AGOTADOS……………31

2.4.1.3. ALMACENAMIENTO EN ACUÍFEROS…………………………........35

2.5.- APLICACIONES Y USOS DEL GN……………………………………………..39

2.6.-VENTAJAS DEL GAS NATURAL……….......………………………….…….…41

2.7.-COMPARACIÓN ENTRE GLN Y GLP…………………………………..………44

2.8-TIPOS DE GAS NATURAL…..…………...…………………………………....…46

CAPÍTULO III: ……………………………………………………………………….…...46

3.-LICUEFACCIÓN…………………………………………………………………….…47

3.1.-RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL ECUADOR…………………...……...47

3.2.-GLN………………………………………………………………………………...50

IX

3.3. PROCESAMIENTO DE GLN……………………………………………………..50

3.4. PROCESO DE LICUEFACCIÓN…………………………………...…………….51

3.5. PROCESO DE ENFRIAMIENTO…………………………………………………52

3.6.- ALMACENAMIENTO DE GAS EN SUPERFICIE……………………………..53

3.6.1.-TANQUES CRIOGÉNICOS PARA ALMACENAMIENTO DE GAS…..…54

3.6.1.1. CARACTERÍSTICAS DE UN TANQUE CRIOGÉNICO……..……….59

3.6.1.2. SISTEMAS DE UN TANQUE CRIOGÉNICO……………..…………..61

3.7.-VARIABLES QUE INTERVIENEN EN LA MEDICIÓN DEL GAS……………66

3.8.-INSTALACIÓN PARA MEDIR GAS NATURAL………..……………...……....68

3.9.-TIPOS DE MEDIDORES………………………………………………………….69

3.9.1. MEDIDORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL……………………………….69

3.9.1.1. TIPOS DE PLACA – ORIFICIO………………………..……………….70

3.9.2. MEDIDORES TIPO TURBINA……………………………..…………….…73

3.9.2.1. FACTORES QUE AFECTAN LA PRECISIÓN DEL MEDIDOR TIPO

TURBINA……………………………..………………………………………….75

3.9.3. MEDIDORES DE ÁREA VARIABLE……………………...………………..76

3.10. TRANSPORTE DE GAS NATURAL..…………………………...……………...77

3.10. 1. TRANSPORTE TERRESTRE DE GAS NATURAL…......………...……...78

X

3.10.2. TRANSPORTE MARÍTIMO DE GAS NATURAL……..…………………81

3.11.-COMBUSTIBLES QUE EL GAS NATURAL PUEDE SUSTITUIR….……..…84

CAPÍTULO IV……………………………………………………………………………..85

4. PLANTA DE GAS NATURAL………………………………………………………....85

4.1. GAS NATURAL DE ANCÓN………………………...…………………………..87

4.1.1. CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS…………………………88

4.1.2. PROPIEDADES FÍSICO – QUÍMICAS DE LOS COMPONENTES DEL

GAS NATURAL…………………………………………………………………...88

4.1.3. PERFIL DE PRODUCCIÓN DE GAS……………………………………...92

4.2. PROCESO DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL…………...…………......98

4.3. IDENTIFICACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE LA POBLACIÓN

BENEFICIARIA……………………………………………………...……………….101

4.4. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DEL SISTEMA DE GASODUCTO

MACHALA – EL CHORRILLO- LA TRONCAL – CUENCA……………………...105

4.4.1. ESTACIÓN COMPRESORA MACHALA……...………………………....105

4.4.2. ESTACIÓN COMPRESORA LA TRONCAL……………………………...107

XI

4.4.3. ESTACIÓN CUENCA………………………………………………………108

4.4.4. ESTACIÓN El CHORRILLO……………………………………………….109

4.5. DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DEL GASODUCTO Y PLANTA DE GAS

NATURAL…………………………...………………………………………………..110

4.5.1 SISTEMAS DE SEGURIDAD…………………………………………...…..110

4.5.2. SISTEMA DE LIMPIEZA INTERIOR DE GASODUCTO………………...111

4.5.3. GENERADOR DE EMERGENCIA…………………………...……………113

4.5.4. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN……………………...……………………..113

4.5.5. CENTRO DE CONTROL DE MOTORES………………………….………114

4.5.6. FUENTE ININTERRUMPIBLE DE ENERGÍA (UPS)…………………….115

4.5.7. SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Y

TRANSITORIAS……………………………………………………………..…....115

4.5.8. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA………………………………..116

4.5.9. ÁREA ELECTRÓNICA Y DE CONTROL…………………………………118

4.5.10. SISTEMA DE MEDICIÓN DE FLUJO……………………………...…….119

4.5.11. SISTEMA DE DESPACHO DE GAS NATURAL A AUTO-TANQUES..120

4.5.12. SISTEMA DE CONTROL DE VÁLVULAS……………………………...121

XII

4.5.13. SISTEMA DE DETECCIÓN Y EXTINCIÓN DE INCENDIOS…………121

4.5.14. SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN……………………………………124

4.5.14.1. VÁLVULAS CONTROL DE PRESIÓN…………………..…………125

4.5.14.2. VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN Y TÉRMICAS……………126

4.5.14.3. VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN EN RECIPIENTES……….126

4.5.14.4. INTERCONEXIÓN CON EQUIPOS PAQUETE……………………126

4.5.14.5. TELECOMUNICACIONES…………………………...………...........127

CAPÍTULO V…………………………………………………………………………….128

5.-CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………….128

5.1. CONCLUSIONES………………………………………………………………...128

5.2. RECOMENDACIONES...…………………………………………………..……129

GLOSARIO………………...………………………………………………………….130

BIBLIOGRAFÍA………...…………………………………………………………….132

SIMBOLOGÍA………………………………………………………………………...133

ANEXOS……………...……………………………………………………………….135

XIII

ÍNDICE DE GRÁFICOS

GRÁFICO N°1 PLANTA DE GAS NATURAL..........……………………………………16

GRÁFICO N° 2 COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GNL, GNC, LGN, GLP, GAL………..18

GRÁFICO N° 3 COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL………………………………..20

GRÁFICO N° 4 TIPOS DE FLUJO DE GAS EN UN POZO…………………………….23

GRÁFICO N° 5 TIPOS DE FLUJO EN EL INTERIOR DE UNA TUBERÍA…………...24

GRÁFICO N° 6 DIAGRAMA DE FLUJO EN LA TUBERIA EN TRES

DIMENSIONES……………………………………………………………………………25

GRÁFICO N° 7 ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO…………………………...…26

GRÁFICO N° 8 ALMACENAMIENTO EN DOMOS SALINOS………………………..28

GRÁFICO N° 9 ALMACENAMIENTO EN DOMO SALINO DE GAS NATURAL…...29

GRÁFICO N° 10 DISEÑO CONCEPTUAL DE GAS EN UN DOMO SALINO………..31

GRÁFICO N° 11 ALMACENAMIENTO EN YACIMIENTOS AGOTADOS…………..32

GRÁFICO N° 12 PROCESO DE ALMACENAMIENTO EN POZOS DEPLETADOS Y

ACUÍFEROS……………………………………………………………………………….34

GRÁFICO N° 13 CIERRE ESTRUCTURAL DE UNACUÍFERO………………………35

GRÁFICO N° 14 INSTRUMENTOS DE LABORATORIO PARA LICUEFACCIÓN DE

LÍQUIDOS…………………………………………………………………………………46

XIV

GRÁFICO N° 15 RESERVAS DE GAS NATURAL COMPROBADAS EN EL

ECUADOR………………………………………………………………………………...49

GRÁFICO N° 16 COMPARACIÓN DE VOLUMEN ENTRE EL GAS NATURAL Y EL

GAS NATURAL LICUADO……………………………………………………………....53

GRÁFICO N° 17 ESTRUCTURA DE UN TANQUE CRIOGÉNICO………………...…58

GRÁFICO N° 18 SISTEMAS E INSTRUMENTACIÓN TÍPICA DE UN TANQUE

CRIOGÉNICO…………………………………………………………………………......64

GRÁFICO N° 19 CAÍDA DE PRESIÓN EN UNA PLACA - ORIFICIO……………...70

GRÁFICO N° 20 TIPOS DE PLACA-ORIFICIO…………………………………………71

GRÁFICOS N° 21 EJEMPLOS DE MEDIDORES TIPO TURBINA……....……………74

GRÁFICO N° 22 ROTÁMETRO………………………………………………………….77

GRÁFICO N°23 EJEMPLOS DE TANQUES CISTERNAS CRIOGÉNICOS…………..79

GRÁFICO N° 24 BUQUE GASERO DE GNL……………………………………….......81

GRÁFICO N°25 ELEMENTOS DE UN BUQUE DE GLN…………………………........83

GRÁFICO N° 26 PLANTA DE GAS NATURAL…………………………...……………85

GRÁFICO Nº 27 PERFIL DE PRODUCCIÓN DIARIA EN LOS PRÓXIMOS 9 AÑOS

DE GAS NATURAL………………………………………………………………………97

GRÁFICO N° 28 RASCADOR EN EL INTERIOR DE TUBERÍA…………………….112

XV

GRÁFICO N° 29 SISTEMA DE ÁNODO DE MAGNESIO PARA INHIBIR

CORROSIÓN EXTERNA………………………………………………………………..117

GRÁFICO N° 30 EQUIPOS PRINCIPALES DE UN SISTEMA DE CONTROL……...118

GRÁFICO N° 31 EQUIPOS DE UN SISTEMA DE DETECCIÓN DE INCENDIOS…122

XVI

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA N° 1 COMPOSICIÓN VOLUMÉTRICA DEL GAS NATURAL……………....17

TABLA N° 2 COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GAS NATURAL………………………….19

TABLA N° 3 VENTAJAS DE ALMACENAMIENTOS SUBTERRÁNEOS……………36

TABLA N° 4 COMPARACIÓN ENTRE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO

SUBTERRÁNEOS……………………………………………………………………..….37

TABLA N° 5 COMPARACIÓN ENTRE SISTEMAS DE ALMACENAMIENTOS

SUBTERRÁNEOS………………………………………………………………………...38

TABLA N° 6 APLICACIONES DEL GAS NATURAL………………………………….39

TABLA N° 7 COMPARACIÓN DE EMISIONES ENTRE COMBUSTIBLES…………42

TABLA N° 8 EFECTOS DE CONTAMINANTES………………………………………43

TABLA N° 9 RESERVAS DE GAS NATURAL EN ECUADOR……………………….48

TABLA N° 10 ESPECIFICACIONES FÍSICAS DE TANQUES CRIOGÉNICOS……...56

TABLA N° 11 CARACTERÍSTICAS DE UN TANQUE CRIOGÉNICO…………….…60

TABLA N° 12 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA PLACA – ORIFICIO…………73

TABLA N° 13 SECTOR A UTILIZAR EL GLN…………………………………………84

XVII

TABLA Nº 14 CROMATOGRAFÍAS DE GASES DE DOS MUESTRAS DE LA

SECCIÓN 67……………………………………………………………………………….89

TABLA Nº 15 CROMATOGRAFÍAS DE GASES DE TRES MUESTRAS DE LA

SECCIÓN TIGRE………………………………………………………………………….90

TABLA Nº 16 CROMATOGRAFÍAS DE GASES DE TRES MUESTRAS DEL ÁREA

NAVARRA………………………………………………………………………………...91

TABLA Nº 17 CAPTACIÓN DE POZOS EN SECCIÓN TIGRE………………………..92

TABLA Nº 18 CAPTACIÓN DE POZOS EN SECCIÓN 67……………………………..94

TABLA Nº 19 CAPTACIÓN DE POZOS ÁREA NAVARRA…………………………95 TABLA Nº20 PRODUCCIONES ANUALES Y DIARIAS DE GAS…………………….96

TABLA N°21 CONSUMO POR SECTORES PROVINCIA DE EL ORO…………..….102

TABLA N°22 CONSUMO POR SECTORES PROVINCIA DE AZUAY……..……….103

TABLA N°23 CONSUMO POR SECTORES PROVINCIA DE GUAYAS……..……..104

TABLA N°24 CONSUMO DE GAS NATURAL EL PRIMER AÑO EN PIES CÚBICOS

DÍA (PCD)………………………………………………………………………………..134

TABLA N° 25 COMPONENTES PLANTA Y GASODUCTO………………………....135

TABLA Nº 26 DIFERENCIA DE COMPOSICIÓN ENTRE GAS ASOCIADO Y GAS

NO ASOCIADO………………………………………………………………………….137

XVIII

RESUMEN

En este trabajo se ha realizado una investigación a los siguientes temas: gas natural,

licuefacción, plantas de licuefacción de gas natural, sus procesos, instrumentación y

equipos utilizados en una planta de gas natural.

Este documento tiene como finalidad servir de una fuente de consulta para personas afines

a la industria del petróleo y para la sociedad en general, facilitando así la comprensión de

temas que no han sido lo suficientemente analizados.

Aquí se presenta también al gas natural como una solución al problema que presenta

nuestro país con la importación y subsidio de gas licuado de petróleo, ya que el gas natural

puede reemplazar al gas licuado en varios sectores como son: el sector energético,

ambiental, vehicular y otros más.

Se presentan también las condiciones y tipos de almacenamiento del gas natural, ya sea de

forma subterránea mediante la inyección de gas en: domos salinos, pozos depletados y

acuíferos, o también en la superficie por medio de almacenamiento en tanques criogénicos

a una determinada presión y temperatura cumpliendo así con las normas establecidas por

las agencias de control y fiscalización de hidrocarburos.

Para mejorar la comercialización y el transporte del gas natural, por medios terrestres o

marinos por buques – tanques, este debe cumplir con ciertas normas y por esto se debe

comprimirlo mediante el proceso de licuefacción, además en este paso se eliminan

impurezas que el gas natural pueda tener en su composición.

XIX

SUMMARY

This researching has conducted an investigation on the following topics: natural gas

liquefaction plants, natural gas liquefaction, processes, instrumentation and equipment’s

used in a natural gas plant.

This document is intended to serve as a resource for people close to the oil industry and

society in general. It tries to make easier the understanding of topics that have not been

sufficiently analyzed.

Here is also the natural gas as a solution to the problem presented by our country because

our country spend a lot of money importing liquefied petroleum gas and natural gas can

replace liquefied gas in various sectors such as: energy, environmental, vehicular and more.

We also present conditions and types of natural gas storage, either underground by injecting

gas, salt domes, depleted wells and aquifers, or in the surface by means of cryogenic

storage tanks at a certain pressure and temperature thus complying with the standards set by

the agencies of control and supervision of hydrocarbons.

To improve selling and transportation of natural gas, by land or sea by vessels - tanks, it

must meet certain standards and it must be compressed by the liquefaction process, this step

also removes impurities than natural gas may have in their composition.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

En la producción de un pozo de petróleo se encuentra una cantidad considerable de gas

natural disuelto o asociado al petróleo. Este gas es un combustible gaseoso, el cual está

formado por una mezcla de hidrocarburos livianos, siendo el componente principal el

metano (CH4).

El gas natural (GN) se denominada así debido a que en su composición química no ha

intervenido ningún proceso y este es limpio y entre sus características no posee color, ni

olor. El gas natural es más ligero que el aire y el GLP, por lo que al producirse una fuga de

gas natural este se elevará y se disipará hacia la atmósfera disminuyendo el riesgo en su

uso, lo cual es una ventaja en comparación con el GLP que es más pesado y no se disipa

fácilmente.

Al extraer el gas natural de los yacimientos, generalmente poseen componentes que deben

ser eliminados antes de que pueda ser licuado para su comercialización, entre los

componentes que deben eliminarse se encuentran: el azufre, mercurio, hidrocarburos

pesados, especialmente benceno, y dióxido de carbono que puede congelarse y producir

bloqueos en el equipo de licuefacción.

Para transformar el gas natural en líquido se utiliza un proceso de licuefacción, el cual es

muy similar al de refrigeración común, este proceso consiste en lo siguiente: los gases

refrigerantes ingresan a una torre llamada caja fría en forma gaseosa y líquida por distintas

cañerías y se convierten en líquidos fríos, tales como propano, etano, etileno, metano,

2

nitrógeno o mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con

una corriente independiente de gas natural que es el que va a ser licuado al llegar a los -161

°C. A una presión atmosférica normal, si el gas natural se enfría a una temperatura de -

161°C aproximadamente, se condensa bajo la forma de un líquido llamado gas natural

licuado (GLN). Un volumen de este líquido ocupa casi 600 veces menos espacio que el gas

natural y es dos veces menos pesado que el agua (45% aproximadamente). Es inodoro,

incoloro, no es corrosivo ni tóxico. Cuando se evapora se quema solamente en

concentraciones del % al 15% mezclado con el aire. Ni el GLN ni su vapor pueden explotar

al aire libre. Puesto que el gas natural licuado ocupa menos espacio, el gas natural se licúa

para facilitar su transporte y almacenaje.

Este trabajo pretende desarrollar los conceptos y elementos aplicados al proceso de

licuefacción

1.1. OBJETIVO GENERAL

Describir el sistema de licuefacción de gas natural para la recepción de producto dentro de

una planta de almacenamiento y distribución de Gas Natural.

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Describir el proceso de licuefacción.

3

Describir las cualidades y beneficios del GLN natural

Describir los elementos que componen una planta de GLN y sus procesos.

1.3. JUSTIFICACIÓN

Una vez que un pozo de petróleo, o en yacimientos que contienen solamente gas, se pone

en producción se obtiene una cantidad considerable de gas natural, el cual puede

encontrarse de forma disuelta o asociada con el petróleo, el cual para ser aprovechado como

combustible para consumo en la industria debe pasar por un sistema de licuefacción de gas,

para eliminar componentes contaminantes que deben eliminarse, este proceso es muy

importante conocerlo debido a que el gas natural es un tipo de energía que se quema de

manera más limpia y produce menos CO2, y por lo tanto un menor impacto ambiental,

además el gas natural es más ligero y se disipa con mayor facilidad que el gas licuado de

petróleo y así se pueden evitar percances debido a una intoxicación por gases.

1.3.1. IMPACTO SOCIAL

Facilitará la comprensión de los procesos y elementos que participan en el proceso de

licuefacción de gases para la utilización del gas natural licuado como un combustible en la

industria.

4

1.3.2. IMPACTO PRÁCTICO

Este estudio permitirá conocer los equipos existentes en la planta de almacenamiento y

distribución de EP- PETROECUADOR en Machala, su funcionamiento, sus condiciones y

la regulación del proceso de licuefacción por normas, leyes y sus condiciones de seguridad.

1.3.3. IMPACTO METODOLÓGICO

Esta investigación se basará en la recolección de datos proporcionados por EP-

PETROECUADOR y la extracción de información de material bibliográfico existente.

1.3.4. IMPACTO TEÓRICO

El estudio se basará en un marco teórico de nivel universitario, aplicando las leyes y

normativas impuestas en nuestro país para el tratamiento, transporte y consumo del gas

natural.

1.3.5. IMPACTO AMBIENTAL

Minimizar las emisiones contaminantes de CO2, debidas a la utilización del gas licuado de

petróleo hacia la atmósfera, reemplazándolo esta forma de combustible por gas natural, el

5

cual es un producto mucho más limpio y que puede ser utilizado como una fuente de

energía en la industria.

1.4. IDEA A DEFENDER:

Esta investigación se la realiza por la falta de información en el país y la falta de

explotación del gas natural, además conocer las condiciones y reglamentos para su

transporte y almacenamiento. Este estudio se lo realiza con la finalidad de beneficiar a la

industria sirviendo para el personal que lo opera como información en su trabajo y a la

sociedad utilizando una fuente de energía más limpia como lo es el Gas Natural Licuado.

Además permitirá evitar daños en los equipos y pérdidas humanas, sirviendo como una guía

para evitar accidentes.

1.4.1. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES

Las variables a ser consideradas son:

1.4.1.1. VARIABLES INDEPENDIENTES:

La cualidad del gas.

El tipo de gas

La presión y temperatura del gas

6

1.4.1.2. VARIABLES DEPENDIENTES:

Capacidad de uso y comercialización

Las diferentes formas de almacenamiento

Las diferentes formas de manejo, control y seguridad

1.5. MARCO DE REFERENCIA

El marco teórico utilizado en la investigación se regirá a fuentes especializadas en el tema

del gas natural y el proceso de licuefacción.

1.5.1. MARCO TEÓRICO:

CONCEPTO DE GAS NATURAL: Es un combustible gaseoso constituido por una mezcla

de hidrocarburos livianos cuyo componente principal es el metano (CH4). Se denomina con

el término "Natural" porque en su constitución química no interviene ningún proceso; es

limpio, sin color y sin olor. Se le agrega un odorizante para la distribución sólo como

medida de seguridad.

El gas natural es más ligero que el aire, por lo que de producirse un escape de gas, éste

tenderá a elevarse y a disiparse en la atmósfera disminuyendo el riesgo en su uso; a

diferencia del GLP que es más pesado que el aire y no se disipa fácilmente.

7

El gas natural no requiere de almacenamiento en cilindros o tanques, se suministra por

tuberías en forma similar al agua potable.

COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL: El gas natural se puede encontrar en forma

"asociado", cuando en el yacimiento aparece acompañado de petróleo, o gas natural "no

asociado" cuando está acompañado únicamente por pequeñas cantidades de otros

hidrocarburos o gases.

La composición del gas natural incluye variedad de hidrocarburos gaseosos, con

predominio del metano, por sobre el 90%, y en proporciones menores etano, propano,

butano, pentano y pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y

nitrógeno. La composición del gas varía según el yacimiento.

Composición del Gas Natural

Impurezas como son, el helio, oxígeno, vapor de agua.

Las propiedades del gas natural según la composición del cuadro anterior son:

Densidad Relativa : 0,65

Poder Calorífico : 9.032 Kcal/m3

Cp (Calor específico a presión Cte) : 8.57 cal/mol.ºC

Cv (Calor específico a volumen Cte) : 6.56 cal/mol.ºC

El gas natural se envía a plantas de procesamiento de gas para producir gas natural de

calidad y líquidos del gas. El gas natural se transporta y distribuye hasta los usuarios finales

por medio de ductos de acero de diámetros variables. Para poder comprimir y transportar

grandes distancias es conveniente separar los componentes más pesados, como el hexano,

pentano, butanos y propanos y en ocasiones etano, dando lugar estos últimos a las gasolinas

8

naturales o a los líquidos de gas natural, para lo cual se utilizan los procesos de absorción o

criogénicos. Las estaciones de compresión proveen la energía necesaria para hacer llegar el

gas natural a través del territorio nacional. Para que un consumidor tenga acceso al gas

natural es necesario que interconecte sus instalaciones al sistema de transporte existente, o a

una red de distribución cercana.

PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL: Plantas en las cuales se procesa

gas natural para recuperar líquidos así como también azufre y otras impurezas que posea el

gas natural.

El gas natural es incoloro, inodoro, insípido, sin forma particular y más ligero que el aire.

Se presenta en su forma gaseosa por debajo de los -161º C. Por razones de seguridad, se le

añade mercaptano, un agente químico que le da un olor a huevo podrido, con el propósito

de detectar una posible fuga de gas.

La naturaleza de la mezcla de hidrocarburos ligeros compuesta principalmente de metano,

etano, propano, butanos y pentanos y otros componentes tales como el CO2, el helio, el

sulfuro de hidrógeno y el nitrógeno se encuentran también en el gas natural. La

composición del gas natural nunca es constante, sin embargo, se puede decir que su

componente principal es el metano (como mínimo 90%). Posee una estructura de

hidrocarburo simple, compuesto por un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno

(CH4). El metano es altamente inflamable, se quema fácilmente y casi totalmente y emite

muy poca contaminación. El gas natural no es ni corrosivo ni tóxico, su temperatura de

combustión es elevada y posee un estrecho intervalo de inflamabilidad, lo que hace de él un

combustible fósil seguro en comparación con otras fuentes de energía. Además, por su

9

densidad de 0,60, inferior a la del aire (1,00), el gas natural tiene tendencia a elevarse y

puede, consecuentemente, desaparecer fácilmente del sitio donde se encuentra por cualquier

grieta.

A una presión atmosférica normal, si el gas natural se enfría a una temperatura de - 161°C

aproximadamente, se condensa bajo la forma de un líquido llamado gas natural licuado

(GNL). Un volumen de este líquido ocupa casi 600 veces menos espacio que el gas natural

y es dos veces menos pesado que el agua (45% aproximadamente). Es inodoro, incoloro, no

es corrosivo ni tóxico. Cuando se evapora se quema solamente en concentraciones del % al

15% mezclado con el aire. Ni el GNL ni su vapor pueden explotar al aire libre. Puesto que

el gas natural licuado ocupa menos espacio, el gas natural se licúa para facilitar su

transporte y almacenaje.

El gas natural es considerado como un combustible limpio. Bajo su forma comercializada,

casi no contiene azufre y virtualmente no genera dióxidos de azufre (SO2). Sus emisiones

de óxidos de nitrógeno.

CALIDAD DEL GAS NATURAL: El gas natural se mide en metros cúbicos a condiciones

estándar 1.013 Bar y 15ºC. El poder calorífico del gas natural es variable y depende de su

composición: cuanto mayor sea la cantidad de gases no combustibles que contenga, menor

será el valor Kcal. Además, la masa volumétrica de los diferentes gases combustibles

influye sobre el valor Kcal de la napa de gas natural. Cuanto mayor sea la masa, mayor será

la cantidad de átomos de carbono para el gas considerado y, por consiguiente, mayor será

su valor en Kcal.

10

Diversos análisis sobre el valor Kcal del gas natural son realizados en cada etapa de la

cadena del producto. Se utilizan para esto analizadores con proceso cromatográfico del gas,

para poder realizar análisis fraccionales de las corrientes de gas natural, separando el gas

natural en sus componentes identificables. Los componentes y sus concentraciones se

convierten en valor calorífico bruto en Kcal /m3.

La composición del gas natural varía según la zona geográfica, la formación o la reserva de

la que es extraído. Los diferentes hidrocarburos que forman el gas natural pueden ser

separados utilizando sus propiedades físicas respectivas (peso, temperatura de ebullición,

presión de vaporización).

Normalmente, el gas natural tal cual se presenta después de su extracción no se puede

transportar, ni tiene una utilización comercial, pues necesita antes una primera

transformación. El gas natural comercializable se compone casi exclusivamente de metano

y de etano, excluyendo las impurezas que como la humedad deben ser removidas del gas

natural bruto. El transporte por gasoductos impone a su vez reglas sobre la calidad del gas

natural. En cualquier caso, el gas natural debe ser tratado con el fin de eliminar el vapor de

agua, los sólidos y los otros contaminantes y separarlo de ciertos hidrocarburos cuyo valor

es más elevado como producto separado que como producto mezclado.

La normatividad peruana vigente especifica que el gas natural deberá ser entregado por el

concesionario en las siguientes condiciones:

Libre de arena, polvo, gomas; aceites, glicoles y otras impurezas indeseables.

No contendrá más de tres miligramos por metro cúbico (3mg/m3 (st)) de sulfuro de

hidrógeno, ni más de quince miligramos por metro cúbico (15mg/m3 (st)) de azufre total.

11

No contendrá dióxido de carbono en más de tres y medio por ciento (3.5%) de su volumen

y una cantidad de gases inertes totales no mayor de seis por ciento (6%) de su volumen;

entendiéndose como gases inertes a la suma del contenido de nitrógeno y otros gases

diferentes al dióxido de carbono.

Estará libre de agua en estado líquido y contendrá como máximo sesenta y cinco

miligramos por metro cúbico (65mg/m3 (st)) de vapor de agua.

No superará una temperatura de cincuenta grados centígrados (50º C).

Con un contenido calorífico bruto comprendido entre 8 450 Kcal/m3 y 10300 Kcal/m

3 (st).

Hoy en día el gas natural es la elección de energía ambiental. El uso del gas natural puede

ayudar a evitar muchas de las preocupaciones a nivel ambiental incluyendo la

contaminación, la lluvia ácida y las emisiones de gas efecto invernadero. Su composición

química simple y natural hace que el gas natural sea un combustible inherentemente limpio

y eficiente: tiene menos emisiones que el carbón o el petróleo, que no se queman del todo y

así son llevadas a la atmósfera. Por el contrario, la combustión del gas natural

prácticamente no tiene emisiones atmosféricas de dióxido, y muchas menos emisiones de

monóxido de carbón, hidrocarburos reactivos, óxidos de nitrógeno y dióxido de carbono

que la combustión de otros combustibles fósiles.

Además, el gas natural tiene un precio de mercado menor al de cualquier otro combustible

fósil, es seguro, reduce los costos de mantenimiento, y aumenta la eficiencia en el proceso

de generación.

VENTAJAS QUE OFRECE EL GAS NATURAL: La toma de conciencia de la

degradación del medio ambiente causada por las emisiones de gases de escape de origen

12

vehicular, ha inducido a la búsqueda de combustibles más "limpios". El gas natural es el

combustible que menos contamina el ambiente, debido a que en su combustión no se

generan gases tóxicos, cenizas ni residuos. Su transporte y distribución se realiza mediante

tuberías subterráneas por lo que no daña el paisaje ni atenta contra la vida animal o vegetal.

A diferencia del GLP, que en nuestro país es distribuido principalmente en balones

haciendo uso de vehículos pesados que circulan constantemente por la ciudad

incrementando el tráfico, deteriorando el pavimento y contaminando el ambiente. Con el

gas natural usted cuida su salud, la de su familia y también su ciudad.

El GNV posee innumerables beneficios medio ambientales entre los cuales podemos

mencionar:

No contiene Azufre ni plomo.

Reducción de hasta 97% en emisiones de monóxido de carbono (CO) con respecto a los

combustibles líquidos.

Reducción de hasta 100% de emisiones de partículas.

Entre las fuentes de energía, el gas natural se caracteriza por su eficiencia, bajo costo y

limpieza. Es también una energía versátil, que se puede emplear tanto en el hogar como en

diversas actividades comerciales. El gas natural es materia prima de muchos productos

petroquímicos, como plásticos y fertilizantes. No obstante, su aplicación más frecuente es

la generación de calor.

13

1.5.2. MARCO CONCEPTUAL:

G.N.C.: Gas natural comprimido, es el gas natural almacenado a altas presiones

(entre 200 y 250 bar).

G.L.N.: Gas natural licuado, cuando no es rentable la construcción de gasoducto, se

encuentra en forma líquida y es más fácil transportarlo.

G.L.P.: Mezcla de propano, butano y otros hidrocarburos ligeros derivados de la

refinación del petróleo crudo. Esta mezcla de gases puede ser enfriada o sometida a una

presión moderada para ser transformada en un estado líquido y así facilitar su transporte y

almacenamiento.

Aire Puro: El aire puro es una mezcla de varios componentes como nitrógeno,

oxígeno, neón, helio, criptón, bióxido de carbono, metano e hidrógeno; mezcla que se

presenta como una atmósfera terrestre ideal.

Ambiente: Es el conjunto de elementos bióticos y abióticos que interactúan en un

espacio y tiempo determinados.

Autotanques: Se utilizan para el transporte de productos derivados.

Concentración.- La concentración de una solución se refiere a la cantidad

PRODUCTOS LIMPIOS.- Son derivados del petróleo resultado de un proceso de

destilación, con características diferentes tales como: Gasolinas, Diesel 2, Diesel 1, Jet A 1,

Naftas bases etc.

14

1.6. METODOLOGÍA

La metodología a usarse en esta investigación será la siguiente:

1.6.1. DISEÑO O TIPO DE INVESTIGACIÓN

De tipo inductiva deductiva, porque permite la recolección de datos para su tratamiento,

análisis y esquematización con el fin de ofrecer un compendio básico para su entendimiento

por parte de personal involucrado en los procesos de GLP y describirlos adecuadamente.

1.6.2. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

Para la elaboración de esta tesis se emplea los siguientes métodos:

1.6.2.1. MÉTODO DEDUCTIVO: Recopilando toda la información posible con

respecto al gas natural, la licuefacción y sus procesos de investigación en empresas,

bibliotecas, Internet, realizando un análisis y esquematización en la investigación.

15

1.6.3. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN:

Se esta investigación se usará las siguientes técnicas:

•Revisión de literatura técnica relacionada con la licuefacción y refinación de gas en una

planta de gas natural de la empresa EP-PETROECUADOR.

•Revisión de bibliografía relacionada con gas natural, sus aplicaciones y funciones en

Internet.

CAPÍTULO II

16

CAPÍTULO II

2. GAS NATURAL LICUADO

El Gas Natural Licuado o GNL es un fluido comprimido a ciertas condiciones de

temperatura, presión, gravedad específica, etc.

GRÁFICO N°1 PLANTA DE GAS NATURAL

Fuente: Gas Natural EMPRESA PYMEX.


El gas natural licuado es una mezcla de hidrocarburos livianos, el cual proviene junto con el

petróleo de las formaciones productoras, y por una caída de presión desde el fondo del pozo

hasta la superficie y debido a la diferencia de densidades se separa del crudo formando una

fase gaseosa.

17

2.1. PROPIEDADES DEL GAS NATURAL

El gas natural está compuesto por hidrocarburos livianos que van desde el metano (C1)

hasta el hexano (C6), su composición volumétrica básicamente es la siguiente: Ver Tabla

N°1

TABLA N° 1 COMPOSICIÓN VOLUMÉTRICA DEL GAS NATURAL

COMPONENTES COMPOSICIÓN

Metano, C1 75% al 98%

Etano, C2 1 al 10%

Propano, C3 0.02 al 5 %

Butano, (isobutano iC4 y normal butano

nC4)

0 al 4 %

Pentano, (isopentano iC5 y normal

pentano nC5)

0 al 3 %

Hexanos, C6 0 al 3 %

Fuente: Medición de gas natural, de PEDRO A. GOMEZ RIVAS


18

Además existentes impurezas como por ejemplo las siguientes:

Dióxido de Carbono, CO2

Oxígeno, O2

Nitrógeno, N2

Sulfuro de Hidrógeno, SH2

Cloruros y otros componentes los cuales deben ser eliminados para la comercialización y

consumo del gas natural licuado. La composición de varios gases se puede observar en el

Gráfico N°2.

GRÁFICO N° 2 COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GNL, GNC, LGN, GLP, GAL

Fuente: Centrales de gases comprimidos del ING. Alirio Algarra Cárdenas.


19

2.2. COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GAS NATURAL

La composición del gas natural incluye diversos hidrocarburos gaseosos, con predominio

del metano, por sobre el 90%, y en proporciones menores etano, propano, butano, pentano

y pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y nitrógeno. Ver Tabla

N° 2 y el Gráfico N° 3:

TABLA N° 2 COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GAS NATURAL

HIDROCARBURO

COMPOSICIÓN

QUÍMICA

RANGO EN

PORCENTAJE

(%)

Metano CH4 91 – 95

Etano C2H6 2 – 6

Dióxido de Carbono CO2 0 – 2

Propano C3H8 0 – 2

Nitrógeno N2 0 – 1

Fuente: Empresa INNERGY, soluciones energéticas


20

GRÁFICO N° 3 COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL

Fuente: Empresa INNERGY, Soluciones Energéticas


2.3. TIPOS DE FLUJO

En un medio bifásico, una fase líquida y una fase gaseosa se pueden tener los siguientes

tipos de flujo:

21

2.3.1. FLUJO SEGREGADO

Flujo Estratificado: La fase líquida fluye por el fondo de la tubería mientras que el gas se

desplaza sobre la interfase gas-líquido.

Flujo Ondulado: Muy similar al flujo estratificado pero su diferencia radica en que la fase

gaseosa se mueve a mayor velocidad que la fase líquida y la interfase gas-líquido se

encuentra formada por ondas que se desplazan en la dirección del flujo.

Flujo Anular: La fase líquida forma una película alrededor del interior de la tubería y el gas

fluye por la parte central a alta velocidad.

2.3.2. FLUJO INTERMITENTE

Flujo Tipo Tapón: En este tipo de flujo se alternan tapones de líquido y de gas en la parte

superior de la tubería.

Flujo Tipo Bache: Este tipo de flujo forma espumas, impulsadas por la mayor velocidad del

gas, formando olas que se elevan periódicamente, hasta la parte superior de la tubería.

22

2.3.3. FLUJO DISTRIBUIDO

Flujo Tipo Burbuja: Las burbujas de gas se transportan por la parte superior de la tubería a

la misma velocidad que el líquido.

Flujo Tipo Niebla: El líquido fluye disperso en forma de niebla.

En el siguiente gráfico se puede observar el flujo de gas en un pozo petrolero, ascendiendo

desde el interior del pozo hacia la superficie, en su ascenso debido a la caída de presión el

gas que se encuentra asociado al petróleo se libera con mayor velocidad, esto hace que se

creen diversos tipos de flujo en el interior de la tubería vertical hacia el cabezal del pozo.

Se puede observar los siguientes flujos: flujo tipo niebla, flujo anular, flujo tipo tapón y

flujo tipo burbuja.

Ver Gráfico N° 4 Tipos de flujo de gas en un pozo petrolero.

23

GRÁFICO N° 4 TIPOS DE FLUJO DE GAS EN UN POZO

Fuente: Natural Gas Engineering; Dr. Boyun Guo


En un medio de una fase gaseosa, para realizar mediciones del flujo de gas, se deben

considerar dos tipos de flujo en función de las pérdidas de presión debido a la fricción:

Flujo Laminar: Flujo con un número de Reynolds menor a 2300.

24

Flujo Turbulento: Flujo con un número de Reynolds mayor a 2300. Ver Gráfico N°5 y

Gráfico N°6.

GRÁFICO N° 5 TIPOS DE FLUJO EN EL INTERIOR DE UNA TUBERÍA

Fuente: Medición de Gas Natural; Pedro A. Gómez Rivas


25

GRÁFICO N° 6 DIAGRAMA DE FLUJO EN LA TUBERIA EN TRES

DIMENSIONES

Fuente: Medición de Gas Natural; Pedro A. Gómez Rivas


2.4. TIPOS DE ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL

Las instalaciones de almacenamiento tienen un papel importante para garantizar la

seguridad y un margen adecuado de capacidad disponible de recepción.

Básicamente existen dos tipos de almacenamiento de gas natural y son:

26

2.4.1. ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO

Este consiste en depósitos naturales o minados que permiten acumular volúmenes

excedentes de la producción de gas durante un período de bajo consumo y extraerlo en

periodos de alta demanda. Estos se desarrollan cerca de los centros de consumo, y evitando

la formación de cuellos de botella, que constituyen los gasoductos en la estación invernal.

GRÁFICO N° 7 ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO

Fuente: Schlumberger


27

El almacenamiento subterráneo de gas natural se emplea generalmente para cuatro fines:

Manejar variaciones en la operación diaria en las inyecciones y extracciones de los

sistemas de transporte.

Manejar variaciones estacionales en la demanda.

Aprovechar las fluctuaciones de precios.

Almacenamiento estratégico.

2.4.1.1. ALMACENAMIENTO EN DOMOS SALINOS

Cavernas de sal: Las cavernas de sal poseen una menor capacidad de almacenamiento de

gas que los yacimientos agotados, pero su principal ventaja es que ofrecen tasas de

inyección más altas y producción de gas. El almacenamiento subterráneo tiene sus orígenes

cuando geológicamente se observa que se pueden utilizar los domos salinos, que son

formaciones de sal, para almacenar gas una vez que con relativa facilidad se pueden

construir cavernas.

28

GRÁFICO N° 8 ALMACENAMIENTO EN DOMOS SALINOS



Para obtener la sal por la técnica de minería por disolución en los Domos salinos se

perforan pozos entre 1000 y 15500 metros de profundidad creando cavidades herméticas

dentro de la masa salina.

En el siguiente gráfico se observa el almacenamiento subterráneo de gas natural en un

domo salino. Ver Gráfico N° 9.

29

GRÁFICO N° 9 ALMACENAMIENTO EN DOMO SALINO DE GAS NATURAL

Fuente: Sistemas de Almacenamiento. Dr. Jorge Pazmiño Urquizo


2.4.1.1.1. FUNCIONAMIENTO DEL ALMACENAMIENTO DE GAS EN DOMOS

SALINOS

Un pozo de Salmuera se equipa con varias tuberías concéntricas asentadas a varias

profundidades. El agua disuelve la sal para obtener salmuera saturada con una

concentración de 320 Gramos por litro de Cloruro de Sodio (10 veces mayor al agua de

mar).

30

Las cavidades de mantienen siempre llenas con salmuera con una presión mínima

determinada para:

Asegurar la calidad de la salmuera

Asegurar la estabilidad del domo salino.

Los domos salinos que sirven como almacenamiento de gas natural operan siempre en fase

gaseosa. En este tipo de almacenamiento subterráneo no existe licuación ni condensación

del gas natural. El gas desplaza a la salmuera. En todos los casos, se requiere una cantidad

fija establecida de gas natural, para generar la presión mínima a la cual se debe operar la

caverna. A este gas se le denomina gas base. Este gas base se inyecta al domo salino por

medio de los compresores. El gas natural que se inyecta al domo más el gas base es

denominado gas de trabajo. Sobre esta cantidad de gas se pueden realizar extracciones.

La inyección de gas de trabajo incrementa la presión en el interior del domo. Existe un

límite de gas de trabajo que se puede inyectar, y esto está determinado por las

características de la formación, después de sobrepasar esta cantidad de gas de trabajo, se

puede afectar a la estructura del domo o a las tuberías colocadas dentro de la formación.

La presión de la formación define el flujo de gas que se puede entregar, no se requiere de

compresores para extraer el gas presurizado. Ver Gráfico N°10 de un diseño conceptual de

gas en un domo salino.

31

GRÁFICO N° 10 DISEÑO CONCEPTUAL DE GAS EN UN DOMO SALINO



2.4.1.2. ALMACENAMIENTO EN YACIMIENTOS AGOTADOS

Son los generalmente más utilizados para ser adecuados como unidades de almacenamiento

subterráneo de gas natural.

Está determinado por el número de pozos de inyección y producción, por la capacidad de

producción de los mismos.

32

GRÁFICO N° 11 ALMACENAMIENTO EN YACIMIENTOS AGOTADOS



La conversión de un campo depletado en un campo de almacenamiento tiene la ventaja de

que ya existen pozos, sistemas de recolección y conexiones de ductos.

Los yacimientos de gas y crudo son los que más frecuentemente se utilizan para el

almacenamiento subterráneo porque hay una amplia disponibilidad de ellos.

Este tipo de yacimientos representan un particular tipo de almacenaje de hidrocarburos

porque se aprovecha la capacidad de almacenamiento del medio poroso.

33

La roca que tiene una buena porosidad, es fisurada con buena permeabilidad y tiene

formaciones impermeables que la rodean, impidiendo que el gas almacenado escape tanto

vertical como horizontalmente, son los estratos más idóneos para tener almacenamiento en

el subsuelo.

Generalmente hablando, areniscas, dolomitas, limonitas porosas o rocas fracturadas son las

adecuadas para este tipo de almacenamiento.

Para este tipo de almacenamiento se requiere un estudio profundo de ingeniería de

yacimientos y en especial un conocimiento detallado del comportamiento histórico del

yacimiento depletado.

En el Gráfico N° 12 se puede observar el proceso para el almacenamiento en pozos

depletados y acuíferos.

34

GRÁFICO N° 12 PROCESO DE ALMACENAMIENTO EN POZOS DEPLETADOS

Y ACUÍFEROS



35

2.4.1.3. ALMACENAMIENTO EN ACUÍFEROS

En este tipo de almacenamiento subterráneo se debe tener en cuenta la geología y los

parámetros de la formación debido a que son poco conocidos y el yacimiento se encuentra

parcial o totalmente saturado de agua.

En algunas áreas, los acuíferos se han convertido en yacimientos para almacenar gas. Un

acuífero es propicio para almacenar gas si la formación tiene en la parte superior una capa

de roca impermeable. El comportamiento de los acuíferos es similar al de los yacimientos

depletados. El espacio de almacenamiento en un acuífero es creado por inyectar gas a

presión para desplazar el agua libre. En el siguiente Gráfico N° 13 se representa el cierre

estructural de un acuífero en el cual se realiza el almacenamiento de gas.

GRÁFICO N° 13 CIERRE ESTRUCTURAL DE UN ACUÍFERO



36

2.4.1.4. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS ALMACENAMIENTO

SUBTERRÁNEOS

En las siguientes tablas se puede observar las ventajas y desventajas de cada uno de los

tipos de almacenamiento subterráneo de gas natural. Ver Tablas N° 3, N° 4, N° 5.

TABLA N° 3 VENTAJAS DE ALMACENAMIENTOS SUBTERRÁNEOS

YACIMIENTOS

AGOTADOS

ACUÍFEROS

DOMOS

SALINOS

Relación gas de

trabajo/gas de colchón

1:1 0,5 - 1:1 2:1

Capacidad de gas de

trabajo (MMm3)

100 – 4000 100 – 4000 20 – 75

Tiempo de exploración

(años)

Corto (2-3) Largo (4) Corto (1-2)

Tiempo de construcción Corto Corto Largo

Costos de instalación

comparados

Menor (se

incrementan en

yacimientos

offshore)

Mayores costos

de

investigación y

de gas colchón

Mayores que los

otros tipos por la

planta de

lixiviado



37


SUBTERRÁNEOS

YACIMIENTOS

AGOTADOS

ACUÍFEROS

DOMOS

SALINOS

Profundidad (m)

1000 - 1200 800 - 1000 900 – 1500

Tipo de estructura Anticlinal Anticlinal Domo/capa

Potencia (m) 20 – 50 15 – 40 -

Litología Arenisca, caliza Arenisca, caliza -

Permeabilidad (mD) 100 600 -

Porosidad (%) 18 - 25 18 - 25 -



38


SUBTERRÁNEOS

DOMO DE

SAL

YACIMIENTO

AGOTADO

DE GAS

YACIMIENTO

AGOTADO

DE

PETRÓLEO

ACUÍFERO

Exploración

(riesgo)

Moderado a alto Bajo Bajo Moderado a alto

Inversión

(capital)

Alta Baja Moderada Moderada

Gas colchón Bajo

Bajo a

moderado

Moderado Moderado a alto

Gas de

Trabajo

Bajo Alto Moderado a alto Moderado a alto

Capacidad de

Extracción

Alta Moderada a alta Moderada a alta Moderada



39

2.5. APLICACIONES Y USOS DEL GN

El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, la generación eléctrica, en el

sector residencial y como un combustible para vehículos para el transporte de pasajeros.

Además el gas natural es utilizado como materia prima en diversos procesos químicos e

industriales. Ya que este puede ser convertido a hidrógeno, etileno o metanol, para elaborar

diversos tipos de plásticos y fertilizantes, de una manera relativamente fácil y económica.

En la siguiente tabla se presentan algunas aplicaciones más comunes del gas natural. Ver

Tabla N° 6.

TABLA N° 6 APLICACIONES DEL GAS NATURAL

SECTOR APLICACIONES/PROCESOS

Industrial

Generación de vapor

Industria de alimentos

Secado

Cocción de productos cerámicos

Fundición de metales

Temple y recocido de metales

Generación eléctrica

Producción de petroquímicos

40

TABLA N° 6 CONTINUACIÓN

SECTOR APLICACIONES/PROCESOS

Sistemas de calefacción

Hornos de Fusión

Comercio y Servicios

Calefacción central

Aire acondicionado

Cocción/preparación de alimentos

Energía

Cogeneración eléctrica

Centrales térmicas

Residencial

Cocina

Calefacción

Agua caliente

Transporte de pasajeros Combustible para taxis y buses



41

2.6. VENTAJAS DEL GAS NATURAL

El gas natural es un combustible de menor precio, obteniéndose así un ahorro en

comparación con otro tipo de combustibles.

Además el gas natural es mucho más seguro, ya que no es tóxico, ni corrosivo y por ser más

liviano se disipa con mayor facilidad hacia la atmósfera en un caso de fuga minimizándose

así los riesgos en su uso.

Se le agrega un odorizante para detectarlo con facilidad mediante un olor característico.

Se lo puede distribuir por medio de tubería directamente si necesidad de almacenarlo en

tanques o cilindros, constituyéndose así en un suministro continuo.

Su combustión es mucho más limpia en comparación con los otros combustibles, lo cual

facilita el cumplimiento de las normas ambientales más exigentes.

Las emisiones de material particulado cumplen con las normas medioambientales más

rigurosas, sin necesidad de invertir en equipos costosos de tratamiento de gases.

Una de las mayores ventajas del gas natural respecto a otros combustibles, son las

emisiones de su combustión, lo cual se puede observar en la siguiente tabla. Ver Tabla N°

7.

42

TABLA N° 7 COMPARACIÓN DE EMISIONES ENTRE COMBUSTIBLES

Combustible

MP

Material

Particulado

SO2

Dióxido de Sulfuro

NO

Óxido de

Nitrógeno

Gas Natural 1 1 1

Gas Licuado 3 61 0,5

Kerosene 3,4 269 1,5

Diesel 3,3 1.209 1,5

Fuel Oil N° 5 15 4.470 4

Fuel Oil N° 6 39,4 4.433 4

Carbón 157 5.283 6

Leña 140 13 2



A continuación se presenta un cuadro que resume los efectos de distintos contaminantes

sobre la salud de las personas y el medioambiente. Ver Tabla N° 8.

43

TABLA N° 8 EFECTOS DE CONTAMINANTES

CONTAMINANTE

EFECTOS SOBRE

PERSONAS MEDIOAMBIENTE

MP

( MATERIAL

PARTICULADO)

Disminución de la

visibilidad.

Aumento de afecciones

respiratorias.

Tos crónica.

Ronquera

Bronquitis

Acceso de asma bronquial

Daño directo a la

vegetación (dificultad en la

fotosíntesis)

SO2

(DIÓXIDO

DE SULFURO)

Altamente nocivo en

presencia de humedad

Lluvia Ácida

NO

(ÓXIDO

DE NITRÓGENO)

Irritante

Potencialmente cancerígeno

Lluvia Ácida

Problemas con el Ozono



44

El gas natural es el combustible que menos contamina al ambiente, debido a su

composición química y a que en su combustión no se generan gases tóxicos, cenizas ni

residuos.

2.7. COMPARACIÓN ENTRE GNL Y GLP

El GLP o gas licuado de petróleo está formado principalmente por propano o mezclas de

butano y propano, este es un gas producido por el hombre, más pesado que el aire, se

almacena en cilindros en forma líquida. El GLP permanece en estado líquido

conservándolo a gran presión.

El GNL o Gas Natural Licuado se licúa a presión atmosférica pero a una muy baja

temperatura (aprox. -161°C). Entre las características del GLN están: el gas natural es más

ligero que el aire así que se dispersa rápidamente y se diluye en el aire, por lo que en caso

de fuga puede ser ventilado fácilmente abriendo puertas y ventanas, en contraste con los

componentes del GLP que son más pesados que el aire. El almacenamiento del GLP bajo

presión, frente al almacenamiento de GNL a muy baja temperatura, requiere el uso de

materiales completamente diferentes y estándares.

El gas natural se extrae directamente del subsuelo, para luego ser transportado a través de

gasoductos hasta los centros de almacenamiento o consumo. Hay algunos procesos que se

45

utilizan para habilitar el gas natural para el consumo, pero son mínimos comparados con el

GLP.

2.8. TIPOS DE GAS NATURAL

Por su procedencia, se clasifican en dos grandes grupos:

Gas Natural Asociado: Se denomina así al gas que viene mezclado junto con el petróleo al

salir del pozo, y posteriormente es separado en los Separadores del CPF.

La medida de cuanto gas viene con el petróleo es el GOR, expresado en miles de pies

cúbicos de gas por cada barril de petróleo.

A este gas se lo denomina Gas Rico o Gas Húmedo, debido a que en su composición existe

una abundante presencia de hidrocarburos líquidos, tales como el propano, butano, pentano,

hexano, etc.

Gas Natural No Asociado: Es el gas producido directamente de pozos gasíferos.

La presión de reservorio del gas es la que hace fluir el gas hacia la superficie con diferentes

presiones. Las diferentes presiones dependen del volumen de gas contenido en la

formación o reservorio.

A este gas se lo denomina Gas Seco, por la ausencia casi en su totalidad de hidrocarburos

líquidos. Se caracteriza por el alto contenido de metano.

CAPÍTULO III

46

CAPÍTULO III

3. LICUEFACCIÓN

Licuefacción de los gases o licuación es el cambio de estado que ocurre cuando una

sustancia pasa del estado gaseoso al líquido, por acción de la temperatura y el aumento de

presión, llegando a una sobrepresión elevada, hecho que diferencia a la licuefacción de la

condensación. En el siguiente gráfico, se muestran los instrumentos de laboratorio para

licuefacción de gases.

GRÁFICO N° 14 INSTRUMENTOS DE LABORATORIO PARA LICUEFACCIÓN

DE GASES

Fuente: http://fisica.usac.edu.gt/public/tesis_lic/waleska_a/node17.html


47

La licuefacción de los gases fue descubierta por Michael Faraday en el año 1818.

En este capítulo se describirá el proceso de licuefacción y la relación que este tiene con la

refinación, transporte, almacenamiento de gas natural licuado para su comercialización y

consumo.

3.1. RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL ECUADOR

Esta variable es la cantidad total de reservas comprobadas de gas natural en metros cúbicos.

Reservas comprobadas son las cantidades de gas natural que, mediante el análisis de datos

geológicos y de ingeniería, se pueden estimar con un alto grado de confianza que pueden

ser recuperables comercialmente a partir de una fecha determinada, de yacimientos

explorados, y bajo las condiciones económicas actuales.

Las reservas de Gas Natural comprobadas en el Ecuador se muestran a continuación en el

siguiente gráfico. Ver Gráfico N° 15 y en la siguiente tabla. Ver Tabla N° 9:

48

TABLA N° 9 RESERVAS DE GAS NATURAL EN ECUADOR

Fuente: INDEX MUNDI; http://www.indexmundi.com/es/ecuador/gas_natural_reservas_comprobadas.html


AÑO

GAS NATURAL –

RESERVAS

COMPROBADAS

POSICIÓN

CAMBIO

PORCENTUAL

FECHA DE LA

INFORMACIÓN

2003 106.500.000.000 48 Enero 2002

2004 106.500.000.000 48 0,00 % 1 Enero 2002

2005 106.500.000.000 49 0,00 % 2004

2006 9.769.000.000 80 -90,83 % 2004

2007 9.769.000.000 80 0,00 % 1 Enero 2005

2008 9.369.000.000 78 -4,09 % 1 Enero 2006

2009 9.369.000.000 79 0,00 % 1 Enero 2006

2010 7.985.000.000 81 -14,77 % 1 Enero 2010

2011 7.985.000.000 81 0,00 % 1 Enero 2010

GRÁFICO N° 15 RESERVAS DE GAS NATURAL COMPROBADAS EN EL ECUADOR

:

Fuente: INDEX MUNDI; http://www.indexmundi.com/es/ecuador/gas_natural_reservas_comprobadas.html


50

3.2. GNL

El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en

forma líquida. El gas natural se transporta utilizando gasoductos, pero en el caso de existir

grandes distancias, resulta más rentable transportarlo por auto – tanques o buques gaseros.

Para transportarlo así es necesario licuarlo, debido que a temperatura ambiente y presión

atmosférica el gas natural ocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción

reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto al volumen que originalmente

poseía. Además la licuefacción permite transportarlo, con más seguridad. El gas natural

debe encontrarse a una presión atmosférica y a -161°C. Por este motivo se requieren plantas

y tuberías con una cantidad grande de aislación.

3.3. PROCESAMIENTO DE GNL

Un proyecto de GNL posee complejidades técnicas muy altas y comerciales. Las etapas de

estos proyectos se pueden resumir en:

1. Explotación del Yacimiento.

2. Tratamiento preliminar en los pozos.

3. Transporte por tubería a la planta de licuefacción.

4. Transporte hacia su destino.

51

3.4. PROCESO DE LICUEFACCIÓN

Cuando se extrae el gas natural de los yacimientos subterráneos, a menudo contiene

materiales y componentes que deben ser eliminados antes de ser licuado para su uso como

por ejemplo:

Helio: Por su alto valor económico y por los problemas que puede ocasionar durante el

licuado.

Azufre: Debido a su carácter corrosivo.

Dióxido de Carbono: Este componente del gas natural se solidifica en las condiciones de

licuefacción.

Mercurio: Este componente puede depositarse en los instrumentos y generar errores en las

mediciones.

Agua: Al entrar en contacto con el gas se congela formando hielo o hidratos que podrían

generar bloqueos en el equipo si no se eliminan.

Condensado: Son hidrocarburos pesados, los cuales pueden congelarse al igual que el agua

generando problemas en la combustión del gas y bloqueos del equipo.

52

3.5. PROCESO DE ENFRIAMIENTO

Para transformar el gas natural en líquido, se enfría el gas tratado hasta aproximadamente -

161°C, que es la temperatura a la cual el metano, el cual es el componente principal, se

convierte a forma líquida.

El proceso de licuefacción es similar al de refrigeración común: se comprimen los gases

refrigerantes produciendo líquidos fríos tales como el propano, etano, metano, nitrógeno o

una mezcla de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la

corriente de gas natural. De esta manera el gas natural se enfría hasta llegar al punto de

convertirse en líquido. El GNL producido se almacena en tanques especiales para luego

ser transferido a auto – tanques o buques tanques especiales de transporte.

En el diseño de una planta de extracción de gas natural se debe tomar en cuenta las normas

y regulaciones de cada país. En la industria de GNL hay cuatro diseños de plantas

utilizados industrialmente:

Proceso con intercambiadores de tubos en espiral de Air Products.

Cascada optimizada de Philips.

Triple ciclo refrigerante de Linde

Proceso de caja fría de Black and Veatch.

53

Todos estos tipos de procesos son usados en la industria de GNL 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.

3.6. ALMACENAMIENTO DE GAS EN SUPERFICIE

En estado líquido (GNL): El gas natural también puede ser almacenado como gas natural

licuado (GNL), debido a que el gas natural licuado ocupa mucho menos espacio para enviar

o almacenar. Como se puede observar en el siguiente gráfico de comparación de volumen

entre el gas natural y el gas natural licuado. Ver Gráfico N° 10.

GRÁFICO N° 16 COMPARACIÓN DE VOLUMEN ENTRE EL GAS NATURAL Y

EL GAS NATURAL LICUADO

Fuente: Irradia. Gas natural en movimiento


54

El GNL se almacena a -161°C y a una presión atmosférica en tanques criogénicos para

mantener una baja temperatura.

El tanque de GNL típico posee una pared doble: 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 condiciones de diseño primarias para la fabricación de

estos tanques, los cuales se diseñan para soportar terremotos y fuertes vientos.

3.6.1. TANQUES CRIOGÉNICOS PARA ALMACENAMIENTO DE GAS

Tanque criogénico es aquel que generalmente consta de dos o más recipientes

concéntricos, los cuales se colocan siempre uno dentro del otro y que se utilizan para

contener líquidos criogénicos.

Los tanques se encuentran aislados mediante vacío y aislante térmico con objeto de

mantener la baja temperatura en su interior.

Un líquido criogénico es aquel que se encuentra a temperaturas inferiores a –73°C a la

presión atmosférica.

Los líquidos criogénicos son gases que se mantienen en su estado líquido a temperaturas

muy bajas.

55

La palabra "criogénico" significa "que produce, o se relaciona a, bajas temperaturas," y

todos los líquidos criogénicos están extremadamente fríos.

Los líquidos criogénicos tienen puntos de ebullición por debajo de los 150°C (-238°F) (El

dióxido de carbono y el óxido nitroso, que tienen puntos de ebullición levemente más altos

a veces se incluyen en esta categoría).

Todos los líquidos criogénicos son gases a temperaturas y presiones normales.

Estos gases se deben enfriar por debajo de la temperatura ambiente antes de hacerlos

líquidos mediante un aumento en la presión. Los diferentes criogenes se hacen líquidos

bajo diferentes condiciones de temperatura y presión, pero todos tienen dos propiedades en

común: son extremadamente fríos y pequeñas cantidades de líquido se pueden expandir a

grandes volúmenes de gas.

Un concepto muy importante es también el espacio anular el cual se encuentra entre los dos

recipientes que constituyen el tanque.

Estos tanques almacenan gases en fase liquida a baja presión, por lo tanto deben mantener

temperaturas muy bajas para reducir la evaporación al mínimo y mantener la fase liquida en

este estado.

Los tanques criogénicos deben cumplir con las especificaciones físicas indicadas en la

siguiente Tabla N° 10:

56

TABLA N° 10 ESPECIFICACIONES FÍSICAS DE TANQUES CRIOGÉNICOS

TIPOS

PRESIÓN DE

TRABAJO,

RECIPIENTE

INTERIOR EN

Kg/cm2

RESISTENCIA

AL COLAPSO,

RECIPIENTE

EXTERIOR EN

Kg/cm2

EVAPORACIÓN

EN

%

TEMPERATURA

EN

°C

1 DE 1.2 A 5 1.033

En función de la

capacidad

Menor de -73

2 Mayor de 5 hasta 14 1.033

En función de la

capacidad

Menor de -73

3 Mayor de 14 1.033

En función de la

capacidad

Menor de -73

Fuente: Centrales de gases comprimidos. Ing. Alirio Algarra Cárdenas.


Otras especificaciones físicas que se deben tomar en cuenta en el diseño y construcción de

un tanque criogénico son:

57

Capacidad.- Esta debe fijarse mediante un acuerdo entre el comprador y el

fabricante.

Soldaduras.- Las soldaduras de los tanques deben cumplir con lo establecido en las

normas industriales para cada país.

Disco de seguridad.- El recipiente exterior del tanque criogénico debe llevar un

disco de seguridad en el cuerpo, con el objeto de evitar que estalle en caso de haber

una falla en el recipiente interior.

Espacio de presurización.- El recipiente interior del tanque criogénico debe tener un

espacio de presurización comprendido entre el 4% y el 10% de su volumen total.

Este espacio debe siempre conservarse sin líquido.

Vaporizador.- Los tanques criogénicos pueden ser suministrados con un

vaporizador, siendo éste de acuerdo con el tipo y tamaño del tanque criogénico.

La estructura básica del tanque criogénico es esencialmente un tanque cilíndrico de pared

doble.

El espacio anular entre el recipiente interior y el recipiente exterior del tanque es llenado

con material aislante sometido a alto vacío para lograr minimizar las pérdidas por

evaporación.

A continuación se puede observar la estructura de un tanque criogénico para

almacenamiento de gas natural líquido. Ver Gráfico N° 17.

58

GRÁFICO N° 17 ESTRUCTURA DE UN TANQUE CRIOGÉNICO



59

3.6.1.1. CARACTERÍSTICAS DE UN TANQUE CRIOGÉNICO

El diseño de un tanque criogénico es un recipiente compacto, robusto y fácil de operar. Para

su operación la carga superior reduce la presión dentro del tanque, mientras que la carga

inferior la incrementa. El sistema de presurización permite al operador incrementar la

presión durante la descarga de líquido a un tanque o a una línea de gas a los evaporadores.

Regulando la apertura de las válvulas de llenado de tope y de fondo, no ocurre ningún

cambio significativo de la presión durante el envío de líquido. Esto resulta en un suministro

de líquido constante a los vaporizadores.

Un tanque criogénico generalmente contiene las siguientes características:

Mínimas pérdidas por evaporación debido al alto grado de vacío y llenado del

espacio anular, el cual contiene polvo aislante expendido.

Instalación simple, costos bajos y fácil mantenimiento.

Construcción robusta, recipiente interior de acero inoxidable y exterior de acero de

carbono.

Equipado con indicador de nivel de líquido, válvulas de seguridad, manómetro,

sensor de vacío, válvula de sobrepresión y otros accesorios.

Instrumentos ubicados adecuadamente para fácil acceso y operación.

Adecuados para facilitar la transferencia ya sea de gas licuado o vapores gaseosos a

la presión prefijada a las líneas de distribución. En la siguiente tabla se pueden

observar las características de un tanque criogénico. Ver Tabla N° 11.

60

TABLA N° 11 CARACTERÍSTICAS DE UN TANQUE CRIOGÉNICO

TYPE

TIPO

MOX **

DIMENSIONES

(mm)

PESO

VACÍO

(KG)

CAPACIDAD

(LT)

BAR INCREMENTO

PRESIÓN

N2 – 24 H

A B C

GEO

MET.

REAL

EFFE

TT.

1380 / 15 1.603 3.330 2.130 1.560 1.390 1.320 15 0,95

3.080 /15 1.900 3.950 2.400 2.750 3.210 3.050 15 0,85

6.080 / 15 1.900 3.950 2.400 2.570 3.210 3.050 15 0,50

12.580/15 2.540 5.450 3.010 6.550 12.437 11.815 15 0,30

22.580/15 2.540 8.450 3.010 10.300 22.291 21.176 15 0,15

32.080/15 2.540 11.500 3.010 15.260 32.145 30.538 15 0,10

50.080/17 3.100 12.600 3.600 25.230 52.900 50.255 17 0,10

**MODELO OXICAR

Fuente: Sistemas de almacenamiento. Dr. Jorge Pazmiño Urquizo


61

3.6.1.2. SISTEMAS DE UN TANQUE CRIOGÉNICO

Los sistemas que conforman un tanque criogénico se observan en el gráfico N°18 y son:

Sistema de Llenado.- Es el sistema por el cual se efectúa el llenado del tanque, este

llenado es posible efectuarlo por dos puntos: por el fondo, por encima o por ambos

en conjunto.

Este sistema está compuesto por la conexión de llenado (Nº22) y las válvulas Nº 2 y

Nº3.

Las válvulas serán usadas según sea el proceso elegido.

Sistema de Aumento de Presión.- Los Tanques Criogénicos deben mantenerse a

una presión a la de trabajo del cliente, es por ello que existe este sistema ya que

permite elevar la presión del tanque cuando esta cae por debajo de lo graduado.

El sistema está compuesto por un vaporizador (Nº 21), un filtro (Nº 12), una válvula de

retención (check) (Nº 9), una válvula criogénica de compuerta (Nº 1) y un regulador (Nº

11).

Sistema de Economizador.- Este sistema permite la salida de gas por el tubo de

líquido (aprovecha el gas de exceso en el tanque), lográndose esto por la mezcla de

gas - líquido en la intersección de los tubos por efecto Venturi.

62

Además, ofrece otra ventaja, ya que no permite que el tanque alcance presiones

superiores a las de trabajo. El sistema economizador está compuesto por el regulador

economizador (Nº 10) la válvula de retención (Nº 23) y la válvula de compuerta (Nº 6).

Sistema de Seguridad.- Este sistema está compuesto por un de alta presión y el

otro de baja presión (vacío).

Sistema Alta Presión: la presión de trabajo del tanque es 15 BAR, si por cualquier

causa la presión se eleva por encima de esta, se disparan dos válvulas de seguridad

calibradas a esta presión y aún para mayor seguridad si la presión sigue aumentando.

Alcanzando los 350 psig, se rompe un disco de ruptura, que permite el desahogo total

del gas en el tanque.

Este sistema está compuesto por dos válvulas de seguridad (Nº 7) y un disco de ruptura

(Nº 24).

Sistema de Vacío: por cualquier causa una sobre - presión interna por pérdida de vacío,

etc. existe una válvula de seguridad de 4'' que permite un desahogo total del tanque.

Sistema compuesto por una válvula de ruptura (Nº 20).

Sistema de Medición de Nivel.- Es el sistema que permite medir el volumen de

líquido existente en el tanque, efectuándose esto por un indicador de nivel

diferencial calibrado en litros y los líquidos en el punto normal de ebullición.

63

Este sistema está compuesto por una válvula de distribución de cuatro vías (Nº 16) y

un indicador de nivel (Nº 14) con un manómetro de presión (Nº 13) que indica la

presión interna del tanque.

Sistema de Descarga de Líquido.- Es el sistema que permite la salida de líquido al

cliente, dependiendo de los requerimientos de este, será líquido o gas, se instalará

un vaporizador (gas) de acuerdo a la capacidad requerida.

Este sistema está compuesto por una válvula de compuerta criogénica (Nº 4).

Sistema de Venteo.- Este sistema es el que permite aliviar la presión del tanque en

cualquier momento, hasta el punto de llevarla a 0 (cero) psig.

Sistema compuesto por una válvula de compuerta criogénica (Nº 5).

Sistema de Nivel Máximo.- Este sistema permite la visualización el llenado,

cuando el tanque ha alcanzado su máximo nivel.

Además, sirve de seguridad ya que se puede controlar el nivel, no sobrepasando la

capacidad criogénica del tanque. Sistema compuesto por una válvula de bola (Nº

17).

Sistema de Vacío.- Este sistema permite medir y efectuar el vacío al tanque.

Está compuesto por una válvula para hacer vacío (Nº 18) y una válvula para

medición (Nº 14).

En el siguiente gráfico se observan todos los sistemas de un tanque criogénico para

almacenamiento de gas para su correcto funcionamiento.

La instrumentación utilizada en el mismo. Ver Gráfico N° 18.

64

GRÁFICO N° 18 SISTEMAS E INSTRUMENTACIÓN TÍPICA DE UN TANQUE

CRIOGÉNICO



65

Descripción de los componentes:

Conexión de Llenado (Nº 22) Conexión de 1 1/2'' de acople a la manguera de

llenado, normalmente con tapa de cierre de 1 1/2''.

Válvula de Llenado de Fondo (Nº 2) Válvula criogénica de compuerta con

prolongación de 1'', normalmente cerrada.

Válvula de Llenado Superior (Nº 3) Válvula criogénica de compuerta con

prolongación de 1'', normalmente cerrada.

Válvula de Aumento de Presión (Nº 1) Válvula criogénica de compuerta con

prolongación de 1/2'' ó 1'' según capacidad, normalmente abierta.

Válvula de Venteo (Nº 5) Válvula criogénica de compuerta con prolongación de 1'',

normalmente cerrada.

Válvula del Economizador (Nº 6) Válvula criogénica de compuerta con

prolongación de 1/2'' ó 1'' según capacidad, normalmente abierta.

Válvula Seguridad Tanque (Nº 7) Son dos válvulas de seguridad de 3/4'' ó 1''

graduadas c/u a 15 BAR.

Válvula Seguridad Líquido (Nº 8) Válvula de seguridad de 3/8'' graduada a 15

BAR.

Economizador (Nº 10) Válvula reguladora de presión de 3/4'', 1'' ó 1 1/4'',

dependiendo de la capacidad del tanque, graduada a 20 psi por encima de la válvula

reguladora de presión.

66

Regulador de Presión (Nº 11) Válvula reguladora de presión de 3/4'', 1'' ó 1 1/4'',

dependiendo de la capacidad del tanque, graduada a 50 psi por encima de la presión

de trabajo del cliente.

Filtro (Nº 12) Filtro para el líquido de entrada al regulador 1/2''.

Manómetro (Nº13) Manómetro indicador de presión de 0 a 400 psi. 4''.

Indicador de Nivel (Nº 14) Indicador de nivel de 0 4'', graduado en litros, desde 0 a

50.000 lt., según la capacidad de los tanques.

Válvula Manómetro (Nº 15) Válvula de aguja de 1/4 NPT, normalmente abierta.

Válvula Indicador (Nº16) Válvula de Aguja de 1 1/4'', normalmente abierta.

Válvula de Vacío Válvula de vacío de 1 1/2'' NPT, normalmente cerrada.

Válvula Medición de Vacío (Nº 19) Válvula de medición de vacío de 1/4'' NPT.

Evaporador de Tanque Evaporador de cobre 3/4'' con el fin de mantener la

presión interna del tanque.

Válvula No Retorno Economizador (Nº 23) Válvula Check 1/2''.

Válvula No Retorno Líquido (Nº 9) Válvula Check 1/2''.

Disco de Rotura (Nº 24) Disco calibrado para su rotura a 350 psi., 3/4''.

3.7. VARIABLES QUE INTERVIENEN EN LA MEDICIÓN DEL GAS

Entre las variables más importantes que se deben tomar en consideración para realizar una

medición de gas se encuentran:

67

Presión: Esta es una variable muy importante debido a que el gas es un fluido muy

compresible, la presión además alcanza diferentes valores, ya sea por la presión natural, es

decir, la presión propia de los pozos o de la formación productora de petróleo o gas, o por

una presión suministrada por equipos de compresión de gas natural.

Temperatura: Esta propiedad del gas varía generalmente con el medio en el que se

encuentre el gas natural. Se manifiesta de manera significativa cuando el gas es

comprimido para elevar su presión, y por el efecto de la compresión o contracción aumenta

la energía cinética entre las partículas internas del gas provocando así un aumento de

temperatura.

En el caso de una caída de presión brusca o descompresión en la tubería, se produce el

efecto contrario, el gas absorbe el calor del medio ambiente y su temperatura desciende.

Gravedad Específica: La gravedad específica para gases es la relación entre la densidad del

gas medido a una temperatura estándar de 60° Fahrenheit y la densidad del aire también a

60°Fahrenheit.

FÓRMULA DE GRAVEDAD ESPECÍFICA DE LOS GASES



68

Sirve para comparar el peso de cualquier gas respecto al aire.

Un gas pesado o muy húmedo tiene una Gravedad Específica más alta.

El gas natural es más liviano que el aire, debido a esto el gas natural al expandirse asciende

rápidamente, en consecuencia, la gravedad específica de los diversos gases naturales

generalmente será menor que 1.0.

3.8. INSTALACIÓN PARA MEDIR GAS NATURAL

Para realizar una correcta instalación de un medidor de gas natural se debe tener en cuenta

las siguientes consideraciones:

El medidor de gas natural debe tener un elemento básico de cálculo que generalmente es

una placa orificio que mide presión diferencial.

Debe lograrse un flujo laminar en la entrada a la placa orificio.

La tubería será seleccionada en función del máximo y mínimo flujo que circulará durante la

producción de gas natural.

Se debe tomar en cuenta también la medición de temperatura y se debe llevar un registro

que permita calcular la temperatura promedio.

69

3.9. TIPOS DE MEDIDORES

Los tipos de medidores para realizar una medición del caudal gas, generalmente más

utilizados son:

3.9.1. MEDIDORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL

El principio fundamental de estos medidores de presión diferencial radica en la caída de

presión provocada en el fluido gaseoso cuando pasa a través del orificio en una placa,

instalada en la línea de flujo.

Al pasar el gas por el orificio sufre una restricción produciendo un cambio en la energía

cinética, es decir una disminución de presión.

Ver Gráfico N° 19. Caída de presión en una placa - orificio.

70

GRÁFICO N° 19 CAÍDA DE PRESIÓN EN UNA PLACA - ORIFICIO



3.9.1.1. TIPOS DE PLACA – ORIFICO

Existen tres tipos de placas orificios y son:

Concéntrica

Excéntrica

Segmentada

71

GRÁFICO N° 20 TIPOS DE PLACA-ORIFICIO

Fuente: "Mecanica de fluidos" de Victor L. Steerter


Concéntrica: Cuando se coloca en forma concéntrica dentro de una tubería ésta provoca que

el flujo se contraiga bruscamente conforme se aproxima al orificio y se expanda

nuevamente al diámetro total de la tubería luego de atravesarlo.

La corriente que fluye a través del orificio forma una vena contracta y la rápida velocidad

del flujo resulta en una disminución de presión aguas abajo del orificio.

Excéntrica: La excéntrica sirve para los gases donde los cambios de presión implican

condensación, cuando los fluidos contienen un alto porcentaje de gases disueltos.

72

Segmentada: De dos tipos fijo y ajustable.

Orificio segmentado fijo: Se usa para medir flujos pequeños y es una combinación de

orificio excéntrico y una parte segmentada, la parte concéntrica se diseña para obtener un

diámetro del 98% del diámetro interior de la tubería, se usa para en la medición de flujos

como son las pulpas y pastas, no es recomendable para líquidos de alta viscosidad.

Orificio segmentado ajustable:

En este caso la relación entre el diámetro interior y exterior (0.25-0.85), se modifica por

medio de un segmento móvil, el cuerpo de la placa de orificio se fabrica con bridas de

conexión similares a la de una válvula, las guías son de acero al carbón, el material del

segmento es de acero inoxidable, se utiliza en tuberías con variaciones de flujo del 10:1

bajo variaciones de presión y temperatura considerables.

Los medidores de presión diferencial son los elementos primarios habitualmente más

utilizados en las operaciones de medición de Gas Natural.

Estos permiten una exactitud de hasta el 98%.

Básicamente están compuestos por un registrador de presión estática y un registrador de

presión diferencial, ambos conectados a la brida, mediante plumas conectadas a los

registradores.

Las ventajas y desventajas de la placa orificio se encuentran a continuación Ver Tabla N°

12 Ventajas y Desventajas de la placa – orificio.

73

TABLA N° 12 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA PLACA – ORIFICIO

VENTAJAS DESVENTAJAS

Pocas restricciones de instalación Rango limitado de medición

Confiabilidad y facilidad en el diseño No apto para flujos con partículas en

suspensión

Bajo costo Requiere verificación continua

Fácil manejo Deterioro con el tiempo

No contiene piezas móviles Alta pérdida de carga

Buena precisión ( Requiere longitud de tramo recto aguas

arriba

Sensible a la turbulencia aguas arriba

Fuente: Serie autodidáctica de medición del agua; Rivas. A.


3.9.2. MEDIDORES TIPO TURBINA

Este tipo de medidores relacionan la velocidad con la que gira la turbina con el volumen de

flujo. Miden la velocidad del gas cuando este atraviesa un segmento de tubería denominado

tubo medidor y contiene un rotor.

74

El rotor es un elemento que consta de álabes de alineamiento y paletas que giran con una

velocidad angular que es proporcional a la velocidad del fluido. Las paletas del rotor

generan un voltaje en forma de pulsos que son proporcionales a una unidad de volumen de

manera que la variación de la amplitud del pulso varía con la velocidad del roto. Son

medidores y no registradores. La turbina trata de girar igual de rápido al fluido que pasa.

Las pérdidas por fricción en los rodamientos y demás elementos hacen que la turbina no

gire a la velocidad real del fluido. Al girar la turbina del medidor se registran pulsos

electromagnéticos por cada número determinado de vueltas, esto es, un número de pulsos

por cada barril de fluido contado. El Transductor emite un pulso cada vez que un punto de

estos pasa por debajo. Ver Gráfico N° 21a y 21b.

GRÁFICO N°21a EJEMPLO DE MEDIDOR TIPO TURBINA

Fuente: FUNDAECUADOR. Capacitación


75

GRÁFICO N°21b EJEMPLO DE MEDIDOR TIPO TURBINA

Fuente: Medición de gas natural; Pedro A. Gómez Rivas


3.9.2.1. FACTORES QUE AFECTAN LA PRECISIÓN DEL MEDIDOR TIPO

TURBINA

Básicamente los dos factores que afectan la precisión del medidor tipo turbina son:

Área de Flujo: El medidor de tipo turbina mide el flujo volumétrico por deducción, en

realidad detecta la velocidad de flujo en base a la velocidad de rotación de un rotor de

álabes. Se asume que el flujo volumétrico es proporcional a la velocidad de flujo que se

mide, suponiendo un área de flujo constante.

76

Algunos de los factores que pueden afectar esta supuesta área de flujo constante son:

Depósitos (Parafina)

Espesor de capa límite

Cavitación

Basura

Condiciones de operación ( temperatura y presión)

Velocidad de rotor: La suposición de que la velocidad media del rotor esté directamente

proporcional a la velocidad axial a través del medidor puede verse afectada por los

siguientes factores:

Fricción del rodamiento

Fricción viscosa

Configuración de álabe del rotor

Acondicionamiento de flujo

3.9.3. MEDIDORES DE ÁREA VARIABLE

Denominados también rotámetros, consisten en un tubo vertical con un flotador, que se

desplaza dentro del tubo por variación del flujo. Se utilizan generalmente en flujo con bajo

caudal y bajas presiones de gas. El gas ingresa por la parte inferior, ejerciendo una fuerza

sobre el flotador. El flotador mantiene un equilibrio con las fuerzas hidráulicas que actúan

77

en sentido contrario a su peso. Una escala calibrada se encuentra en la parte exterior del

tubo y permite una lectura directa. Ver Gráfico N°22.

GRÁFICO N° 22 ROTÁMETRO

Fuente: Medición de gas natural; Pedro A. Gómez Rivas


3.10. TRANSPORTE DE GAS NATURAL

El transporte de gas natural se lo puede realizar de dos formas: de forma terrestre y de

forma marítima.

78

3.10. 1. TRANSPORTE TERRESTRE DE GAS NATURAL

El GNL será transportado en estado líquido a -161°C aprox.

El transporte será a través de tanques cisternas criogénicos que llevarán el GNL producido

en nuestra Planta por vía terrestre hacia las estaciones satélites.

El gas al ser comprimido y enfriado se condensa hasta convertirse en líquido, en cuyo

estado se le transporta y maneja desde las refinerías, a las plantas de almacenamiento y de

estas a los usuarios, ya sea por auto-tanques o recipientes portátiles, en donde el gas sale en

estado de vapor para poder ser utilizado en calderas y aparatos domésticos

Estos equipos consisten en recipientes de doble pared aislados con perlita o súper

aislamiento y vacío siendo el recipiente interno en acero para resistir las bajas temperaturas.

Los Recipientes Criogénicos están diseñados para almacenamiento y transporte de gases

licuados a temperaturas bajo cero.

La capacidad de transporte de un camión es de hasta 15,000 galones de GNL ó su

equivalente de 35,000 Sm3 de Gas Natural.

Ver Gráfico N° 23a y 23b, en donde se muestran ejemplos de tanques cisternas criogénicos

utilizados para el transporte terrestre de gas natural licuado por medio de auto – tanques.

79

GRÁFICO N°23a EJEMPLO DE TANQUE CISTERNA CRIOGÉNICO

Fuente: Metalmecánica Méndez. Sistemas de transporte criogénico.


80

GRÁFICO N°23b EJEMPLO DE TANQUE CISTERNA CRIOGÉNICO

Fuente: Metalmecánica Méndez. Sistemas de transporte criogénico.


81

3.10.2. TRANSPORTE MARÍTIMO DE GAS NATURAL

Los buque – tanques están diseñados para transportar metano o butano. Son denominados

como “Buques gaseros”. Son buques de transporte de gas natural o gas licuado. Son muy

sofisticados interiormente y de una alta tecnología que se traduce en un alto costo de

construcción.

GRÁFICO N° 24 BUQUE GASERO DE GNL

Fuente: Repsol – YPF.


82

Hay dos tipos de gaseros:

Los buques gaseros de GNL y

Los buques gaseros de GLP.

La diferencia consiste en que los primeros transportan el gas en estado líquido a

temperaturas de hasta -170 ºC y los segundos a -50º C y a una presión de 18 Kg/cm2.

Se identifican rápidamente ya que en su cubierta asoman grandes tanques esféricos,

cilíndricos o una elevada cubierta. Básicamente en su construcción están compuestos de un

contenedor primario, uno secundario y mayor cantidad de aislante.

El GNL se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos con casco

doble. El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando materiales

especiales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte seguro de esta carga

criogénica. El GNL en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de

saturación (-161 °C) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una pequeña

cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina

"autorrefrigeración".

El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque. Aproximadamente 40% de

los buques de GNL actualmente en servicio cuentan con sistemas de contención de carga

del tipo de membrana, de modo que tienen un aspecto muy similar al de otros cargueros.

El resto de los buques tienen un sistema de contención de carga más particular, que incluye

cuatro o más tanques esféricos grandes. Ambos tipos de sistema de contención poseen

83

antecedentes de operación extremadamente seguros y confiables. Ver Gráfico N° 25 de un

ejemplo de buque gasero de GNL.

GRÁFICO N°25 ELEMENTOS DE UN BUQUE DE GLN

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Metanero


84

3.11. COMBUSTIBLES QUE EL GAS NATURAL PUEDE SUSTITUIR

Debido a que el gas natural puede ser utilizado con grandes beneficios en un amplio

número de aplicaciones, puede sustituir a los energéticos alternativos que se señalan a

continuación.

TABLA N° 13 SECTOR A UTILIZAR EL GLN

SECTOR ENERGÍA Y/O COMBUSTIBLE AL QUE

PUEDE SUSTITUIR

Industrial

Carbón

Diesel

Fuel Oil

Gas Licuado

Gasolina

Electricidad

Leña

Kerosene

Generación Eléctrica

Carbón

Fuel Oil

Transporte de pasajeros Gasolina

Diesel

Fuente: Empresa INNERGY. Soluciones Energéticas


CAPÍTULO IV

85

CAPÍTULO IV

4. PLANTA DE GAS NATURAL

La planta de gas natural ayudará a minimizar las importaciones de varios derivados,

sustituyéndolos por GLN, el cual es más barato y se beneficiará al país.

GRÁFICO N° 26 PLANTA DE GAS NATURAL

Fuente: EP-PETROECUADOR


86

Específicamente beneficiará a las siguientes provincias:

En la Provincia de El Oro se atenderá a los sectores: residencial y vehicular, se requerirá la

construcción de un gasoducto.

En la Provincia del Azuay se atenderá al sector industrial residencial y vehicular de la

ciudad de Cuenca, para lo cual se deberá construir un gasoducto dimensionado para su

demanda, e inicialmente se transportará el Gas Natural en auto tanques.

En la Provincia del Guayas se atenderá con especial énfasis al sector industrial y de

generación eléctrica para luego extenderse al sector vehicular, para lo cual se construirá un

gasoducto desde el sector de La Troncal, hasta el sector de Los Chorrillos.

El proyecto de abastecimiento de Gas Natural está orientado en su fase inicial hacia el

sector sur y costa sur del territorio nacional, enfocándose principalmente en las provincias

de El Oro, Azuay y Guayas, en función de estas zonas potencialmente beneficiadas, se

realiza una breve descripción de las mismas.

El Ecuador dispone de un importante parque térmico generador de energía eléctrica sobre la

base de combustibles derivados de hidrocarburos, tales como: bunker (fuel oil), residuo,

diesel y nafta, que podría potencialmente reconvertirse para consumir gas natural con

ventajas de costo, disminución de mantenimiento y contaminación ambiental

87

4.1. GAS NATURAL DE ANCÓN

En el Campo Ancón, el gas natural es producido conjuntamente con el petróleo (por estar

disuelto en el) y sus componentes químicos, propiedades y características más importantes

tales como peso específico (molecular), poder calórico, porcentajes molares de los

compuestos que lo conforman, entre otras, serán determinadas en el presente capitulo con el

objeto de analizar su calidad como combustible y además para disponer de los parámetros

básicos que se requieren en el diseño del sistema de captación.

También se analizara la producción en conjunto de petróleo y de gas natural para su

respectiva determinación de GOR de producción; y se estimara la declinación de la

producción del gas natural en las secciones del Campo Ancón donde se llevó a cabo la

captación. Usando la caracterización realizada se establecerá el contenido líquido del gas y

en conjunto con los factores de recobro de los componentes líquidos presentes en el gas,

que se establecen por el proceso de absorción se estimara la producción de gasolina

natural. Finalmente la disponibilidad del gas natural que puede entrar al proceso de

captación a futuro se establecerá.

88

4.1.1. CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS

Existen dos tipos de yacimientos: uno de gas asociado en las secciones 67 y Tigre y otro de

gas libre en el área Navarra y al este de Tigre. En el caso del gas asociado estos

yacimientos actualmente se encuentran por debajo del punto de burbuja.

Las perforaciones realizadas en el área de Navarra confirman la existencia de un casquete

de gas con una delgada columna de aceite y agua; las correlaciones estratigráficas y las

pruebas de producción demuestran que en la parte sur del anticlinal es gasífera, y en la

parte norte de la estructura es productora de petróleo y gas.

4.1.2. PROPIEDADES FÍSICO – QUÍMICAS DE LOS COMPONENTES DEL GAS

NATURAL

Para comprender en debida forma el comportamiento del gas, es necesario determinar los

componentes que lo conforman y en qué proporción (porcentajes molares) se encuentran.

Por consiguiente se determinan las propiedades físicas – químicas tales como peso

molecular, gravedad específica, factor de compresibilidad y el poder calórico del gas

89

natural. Para esto partiremos de varias composiciones del gas natural de las distintas

secciones donde se captaron las muestras, Tabla Nº14, Tabla Nº15 y Tabla Nº16:

TABLA Nº 14 CROMATOGRAFÍAS DE GASES DE DOS MUESTRAS DE LA

SECCIÓN 67

Muestra ANC-0584 ANC-0604

Presión (psi) 5 7

T(°F) 90 85

Fecha de muestreo 14/8/2008 14/8/2008

Las muestras se analizaron a 50°C. Se obtuvieron los siguientes resultados:

ANC-0584 ANC-0604

COMPONENTE % Moles %

Gas

olin

a N

atu

ral:

14.

8

% P

rop

ano

s y

Bu

tan

os:

9.4

3

% P

enta

no

s y

Pes

ado

s: 5

.37

% Moles

% G

aso

lina

Nat

ura

l: 8

.2

% P

rop

ano

s y

Bu

tan

os:

5.5

5

% P

enta

no

s y

Pes

ado

s: 2

.65

Nitrógeno (N2) 0.08 0.31

Metano (CH4) 78.87 85.72

Dióxido de Carbono (CO2) 0.06 0.00

Etano (C2H6) 6.20 5.77

Propano (C3H8) 4.58 3.30

Isobutano (iC4H10) 2.21 1.19

n-Butano (nC4H10) 2.64 1.06

Isopentano (iC5H12) 1.40 0.61

n-Pentano (nC5H12) 0.68 0.26

Hexano Plus (C6+) 3.29 1.78

ARENISCA PRODUCTORA SANTO TOMAS/PASSAGE BEDS/ATLANTA

SOCORRO/SANTO TOMAS/PASSAGE

BEDS/ATLANTA

Fuente: Equipo Técnico Unidad de Proyectos. EP-PETROECUADOR.


90

TABLA Nº 15 CROMATOGRAFÍAS DE GASES DE TRES MUESTRAS DE LA

SECCIÓN TIGRE

Muestra TIG-0051 TIG-0035 TIG-0050

Presión (psi) 5 8 3.5

T(°F) 88 84 88

Fecha de muestreo 19/7/2008 11/8/2008 11/8/2008


TIG-0051 TIG-0035 TIG-0050

COMPONENTE % Moles %

Gas

olin

a N

atu

ral:

15.

14

% P

rop

ano

s y

Bu

tan

os:

10.

27

% P

enta

no

s y

Pes

ado

s: 4

.87

% Moles

% G

aso

lina

Nat

ura

l: 3

.92

% P

rop

ano

s y

Bu

tan

os:

2.6

9

% P

enta

no

s y

Pes

ado

s: 1

.23

% Moles

% G

aso

lina

Nat

ura

l: 1

9.31

% P

rop

ano

s y

Bu

tan

os:

12.

16

% P

enta

no

s y

Pes

ado

s: 7

.15

Nitrógeno (N2) 0.11 0.39 0.00

Metano (CH4) 78.34 91.58 69.84

Dióxido de Carbono (CO2) 1.75 0.00 3.02

Etano (C2H6) 4.65 4.10 7.83

Propano (C3H8) 5.21 1.82 6.58

Isobutano (iC4H10) 2.32 0.47 2.60

n-Butano (nC4H10) 2.74 0.40 2.98

Isopentano (iC5H12) 1.18 0.07 1.61

n-Pentano (nC5H12) 0.32 0.00 0.78

Hexano Plus (C6+) 3.37 1.16 4.76

ARENISCA PRODUCTORA PASSAGE

BEDS/ATLANTA SOCORRO/PASSAGE

BEDS/ATLANTA PASSAGE

BEDS/ATLANTA



91

TABLA Nº 16 CROMATOGRAFÍAS DE GASES DE TRES MUESTRAS DEL

ÁREA NAVARRA

Muestra ANC-1648 ANC-0701 ANC-1985

Presión (psi) 10 30 18

T(°F) 80 80 75

Fecha de muestreo 6/8/2008 6/8/2008 9/8/2008


ANC-1648 ANC-0701 ANC-1985

COMPONENTE % Moles

% G

aso

lina

Nat

ura

l: 3

.05

% P

rop

ano

s y

Bu

tan

os:

2.1

6

% P

enta

no

s y

Pes

ado

s: 0

.89

% Moles

% G

aso

lina

Nat

ura

l: 2

.09

% P

rop

ano

s y

Bu

tan

os:

1.6

9

% P

enta

no

s y

Pes

ado

s: 0

.4

% Moles

% G

aso

lina

Nat

ura

l: 1

.92

% P

rop

ano

s y

Bu

tan

os:

1.4

6

% P

enta

no

s y

Pes

ado

s: 0

.46

Nitrógeno (N2) 0.19 0.17 0.14

Metano (CH4) 92.90 94.27 94.63

Dióxido de Carbono (CO2) 0.00 0.00 0.00

Etano (C2H6) 3.86 3.47 3.31

Propano (C3H8) 1.55 1.24 1.14

Isobutano (iC4H10) 0.32 0.25 0.18

n-Butano (nC4H10) 0.29 0.20 0.14

Isopentano (iC5H12) 0.01 0.00 0.00

n-Pentano (nC5H12) 0.00 0.00 0.00

Hexano Plus (C6+) 0.88 0.40 0.46

ARENISCA PRODUCTORA PASSAGE BEDS/ATLANTA

ATLANTA ATLANTA



92

4.1.3. PERFIL DE PRODUCCIÓN DE GAS

En los campos de petróleo y gas natural debido a la continua extracción de los recursos, la

producción de crudo y de gas natural disminuye conforme va pasando el tiempo. Para

realizar la correspondiente declinación del gas que se produce, se estimara cual es el

potencial total del gas que existe en cada una de las secciones, Tabla Nº17, Tabla Nº 18, y

Tabla Nº19:

TABLA Nº 17 CAPTACIÓN DE POZOS EN SECCIÓN TIGRE

No. POZO SISTEMA DE LEV. ART. PRODUCCION

(SCFD)

1 ANC0551 BM 6913

2 ANC-552 BM -

3 ANC0580 SW 12594

4 ANC0770 SW 9206

5 ANC0796 SW 1904

6 ANC1912 BM 6673

7 ANC1913 BM 12501

8 ANC1946 BM 12523

9 ANC1962 BM 1730

10 TIG0011 BM 6435

11 TIG0013 BM 10239

12 TIG0014 BM 14169

13 TIG0019 BM 12647

14 TIG0020 BM 8899

15 TIG0021 BM 7489

16 TIG0022 BM 7071

17 TIG0023 BM -

18 TIG0028 BM 18262

19 TIG0035 SW 33050

21 TIG0039 BM 15801

22 TIG0040 BM 12381

93

CONTINUACIÓN TABLA Nº 17 CAPTACIÓN DE POZOS

EN SECCIÓN TIGRE

No. POZO SISTEMA DE LEV. ART. PRODUCCION (SCFD)

24 TIG0042 BM 2979

25 TIG0043 BM 5924

26 TIG0045 HL 4946

27 TIG0045S BM 1082

28 TIG0046 BM 5521

29 TIG0048S BM -

30 TIG0050 BM 18788

31 TIG0051 BM 22821

32 TIG0057 BM 8342

33 TIG0059 BM 11078

34 TIG0059S BM 3361

35 TIG0062 SW 3840

36 TIG1002 BM -

PROMEDIO POZOS CAPTADOS 9494

CAUDAL TOTAL DE POZOS CAPTADOS 341772



94

TABLA Nº 18 CAPTACIÓN DE POZOS EN SECCIÓN 67

No. POZO SISTEMA DE LEV. ART.

PRODUCCION

(SCFD) 1 ANC0584 BM 14433

2 ANC0588 BM 7271

3 ANC0600 SW 9733

4 ANC0602 BM 6356

5 ANC0603 BM 5859

6 ANC0604 BM 34114

7 ANC0609 SW 6339

8 ANC0661 BM 13100

9 ANC0668 BM 8823

10 ANC0702 BM 13895

11 ANC0703 BM 7325

12 ANC0706 BM 16227

13 ANC0708 BM 1979

14 ANC0772 SW 16443

15 ANC1232 BM 20764

16 ANC1236 BM 24151

17 ANC1242 BM 16230

18 ANC1253 BM 26746

19 ANC1254 SW 14163

20 ANC1262 SW 6793

21 ANC1266 SW 8482

22 ANC1273 SW 4391

23 ANC1288 SW 10809

24 ANC1884 SW 6310

25 ANC1890 BM -

26 ANC1894 BM 5193

27 ANC1895 AB -

28 ANC1896 BM -

29 ANC1898 SW -

30 ANC1905 BM 11944

31 ANC1915 BM 37642

32 ANC1928 HL 4587

33 ANC1949 BM 4383

34 ANC2004 AB 29915





95

TABLA Nº 19 CAPTACIÓN DE POZOS ÁREA NAVARRA

No. POZO SISTEMA DE LEV. ART. PRODUCCION (SCFD)

1 NAV0701 AB 70000

2 NAV1648 SW 45000

3 NAV1985 AB 100000





Por lo tanto de acuerdo a los caudales totales de las secciones se establece que la captación

total será de 1004 MSCFD. Debido al no contar con un historial de producción de gas

natural en las secciones, la declinación anual utilizada es del 4% que es la declinación

histórica del pozo productor de gas ANC0701. Las producciones de gas anuales y diarias

serian, Tabla Nº 20:

96

TABLA Nº20 PRODUCCIONES ANUALES Y DIARIAS DE GAS

AÑO PRODUCCION DIARIA (MSCFD)

PRODUCCION ANUAL (MMSCF)

2007 1004 366

2008 964 352

2009 925 338

2010 888 324

2011 853 311

2012 818 299

2013 786 287

2014 754 275

2015 724 264

2016 695 254



97

El perfil de producción en una gráfica en coordenadas cartesianas es el siguiente, Gráfico

Nº27:

GRÁFICO Nº 27 PERFIL DE PRODUCCIÓN DIARIA EN LOS PRÓXIMOS 9

AÑOS DE GAS NATURAL



Con lo cual queda establecido que la disponibilidad total de gas para el proyecto es de 1264726

SCFD.

0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

PR

OD

UC

CIÓ

N G

AS

(S

CF

D)

PERFIL DE PRODUCCIÓN DE GAS

98

4.2. PROCESO DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL

La tecnología aplicada en las plantas de licuación de GNC para pequeña escala cambia de

una compañía a otra.

Existen 4 procesos de licuefacción que se están utilizando en el mercado que se enumeran a

continuación:

El proceso con intercambiados de tubos en espiral.

El proceso de la cascada optimizada

El proceso de triple ciclo refrigerante

El proceso de caja fría con refrigerante

Las plantas de mayor escala, tradicionalmente, aplican el llamado ciclo en cascada. Su

diseño se origino en los años 60 y se utiliza tradicionalmente en sistemas muy grandes.

La ventaja de este ciclo es que fue diseñado para plantas "grandes" donde la influencia del

consumo de energía es considerable.

Las amenazas a la seguridad en este tipo de plantas son considerables, y las medidas

tomadas para mantener un nivel aceptable de seguridad son enormes y esto repercute

directamente en los costos.

99

El ciclo mixto de refrigeración (MRC) se desarrolló más tarde para su uso en las plantas

'pequeñas' (menos grandes). Aún así se está hablando de plantas con una producción de

miles de toneladas por día.

Este tipo de plantas son ligeramente menos complicadas y su coste en seguridad es

ligeramente menor que en el caso del ciclo en cascada.

Una desventaja de este tipo de planta es que aumenta el consumo de energía (sobre un

25%) en comparación con el ciclo en cascada. Pero como son plantas de menor tamaño,

esta desventaja es compensada por un costo de inversión menor, menos personal y mayor

fiabilidad. La tendencia principal en el mercado es intentar aplicar el ciclo MRC aún en las

plantas muy pequeñas (menos de 150 TM/día).

Esta aproximación aún mantiene un consumo relativamente bajo de energía, pero continua

implicando un elevado coste de inversión y un sistema complicado con todos los peligros

de seguridad que conlleva.

Todo esto dio como resultado el sistema de "Ciclo de Nitrógeno Cerrado, con doble

expansión" que tiene múltiples ventajas:

1. Simplicidad

2. Gran seguridad

3. Fiabilidad Óptima

4. Bajo coste de inversión

5. Bajo coste de mantenimiento

6. Fácil de operar

100

7. Requiere poco personal

8. Flexibilidad

9. Uso de tecnología en la que se tiene mucha experiencia

El ciclo cerrado de nitrógeno tiene una desventaja, un consumo especifico de energía mayor

que en los procesos con ciclos 'en Cascada' o 'MRC'.

El ciclo cerrado de nitrógeno requiera alrededor del 70% adicional que el consumo de

energía del ciclo 'en Cascada', en comparación con el ciclo MRC se incrementa el consumo

de energía en un 50%. Pero este elevado costo de la energía es compensado por todas las

ventajas descritas anteriormente.

EL Ciclo de Nitrógeno Cerrado, es un sistema simple, seguro y fiable, a un coste bajo. El

costo de la energía continúa siendo importante, pero como se está tratando con pequeñas

plantas con una producción limitada, la importancia de este costo resulta menor.

Si la planta de licuefacción de pequeña escala genera su energía a partir del gas natural (que

obviamente está disponible), la influencia del costo de energía se reduce considerablemente

a unos niveles en que su influencia resulta marginal.

Esta tecnología se deriva del negocio del Gas industrial, donde desde hace décadas, el

oxígeno es licuado utilizando el nitrógeno líquido. Esto se hace en un intercambiador de

calor de dos flujos, con oxígeno gas en un extremo y nitrógeno líquido en el otro. El

oxígeno gas condensa sobre el nitrógeno líquido que se evapora. Entonces el nitrógeno gas

que se genera es recirculado para iniciar el ciclo de nuevo.

101

La mayor ventaja de este sistema, no es solo su simplicidad, es también su seguridad, ya

que el gas natural nunca entra en contacto con ningún elemento rotatorio, ni turbinas de

expansión ni compresores.

La producción de frio se hace completamente en el circuito de nitrógeno, lo que implica un

riesgo bajo utilizando tecnologías tradicionales.

4.3. IDENTIFICACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE LA POBLACIÓN

BENEFICIARIA

Sector Industrial.- El programa de abastecimiento de Gas Natural está orientado

principalmente hacia el sector sur y costa sur del territorio nacional, enfocándose

principalmente en las provincias de El Oro, Azuay y Guayas, en función de estas zonas

potencialmente beneficiadas, se realiza una breve descripción de las mismas.

La provincia del Guayas posee actualmente 330 industrias, las cuales consumen

actualmente 340 millones de galones de combustible, entre diesel, fuel oil y bunker. Se

estima que 62 empresas podrían ser las que opten a futuro por el uso de gas natural, este

cálculo se realizó considerando aquellas industrias que consumen actualmente más de 99

mil galones de los combustibles mencionados.

102

En la provincia del Azuay las 43 empresas que funcionan en esta provincia consumen un

total de 19 millones de combustible, de éstas, 14 empresas serían las que entrarían a

beneficiarse del uso del gas natural.

En la provincia de El Oro las 48 empresas existentes consumen 8 millones de galones

actualmente, y las que entrarían al proceso de conversión serían 13, adicionalmente es

necesario considerar que Machala Power sigue siendo consumidora de gas natural y

altamente eficiente.

A continuación se indica los sectores que serán beneficiados en cada una de las provincias,

los valores reflejados corresponden al total de consumo de combustibles líquidos por sector

y provincia en la columna central y en la columna de la derecha, corresponden a los valores

equivalentes en metros cúbicos reemplazados en cada sector y provincia.

TABLA N°21 CONSUMO POR SECTORES PROVINCIA DE EL ORO

SECTOR INDUSTRIAL CONSUMO

(Galones/año) GN CONSUMO (m3/año)

AGROINDUSTRIA ALIMENTICIA 3.037.646 3.159.152

INDUSTRIA DE CONSTRUCCIÓN 530.848 552.082

INDUSTRIA ELÉCTRICA 279.133 290.298

INDUSTRIAS ESTATALES 261.272 271.723

INDUSTRIA CARTONERA 443.344 461.078

PETROLERA 20.000.000 20.800.000

OTRAS (HOTELERA, TEXTILES,

MINERA ETC.) 8.278.872 8.610.027

TOTAL 32.831.115 34.144.360 Fuente: EP-PETROECUADOR


103

TABLA N°22 CONSUMO POR SECTORES PROVINCIA DE AZUAY


(Galones/año)

GN CONSUMO (m3/año)

AGROINDUSTRIA ALIMENTICIA 414.016 1.324.851

INDUSTRIA CERÁMICA 17.577.820 56.249.024

INDUSTRIA ELÉCTRICA 8.611.600 27.557.120

INDUSTRIAS ESTATALES 1.014.890 3.247.648

SECTOR METALMECÁNICA 1.039.500 3.326.400

INDUSTRIA CARTONERA 3.168.007 10.137.622

INDUSTRIA DE POLÍMEROS 2.694.087 8.621.078

INDUSTRIA DE QUÍMICOS 326.968 1.046.298

INDUSTRIA DE SALUD 288.00 921.600


MINERÍA, ETC)

16.806.580 53.781.056

TOTAL 51.941.468 166.212.698



104

TABLA N°23 CONSUMO POR SECTORES PROVINCIA DE GUAYAS


(Galones/año)

GN CONSUMO (m3/año)

AGROINDUSTRIA ALIMENTICIA 38.373.346 39.908.280

INDUSTRIA ADUANERA 1.114.422 1.158.999

INDUSTRIA CERÁMICA 3.055.980 3.178.219

INDUSTRIA DE CONSTRUCCIÓN 3.110.015 3.234.416

INDUSTRIA ELÉCTRICA 358.017.553 268.338.255

INDUSTRIAS ESTATALES 1.612.167 1.676.654

SECTOR METALMECÁNICA 3.987.697 4.147.205

INDUSTRIA CARTONERA 7.787.727 8.099.236

PETROLERA 20.971.323 21.810.176

INDUSTRIA DE POLÍMEROS 634.938 660.336

INDUSTRIA DE QUÍMICOS 3.056.280 3.178.531

INDUSTRIA DE LIMPIEZA 906.626 942.891

SECTOR TRANSPORTE 7.439.451 7.737.029


MINERÍA, ETC) 8.169.211

8.495.979

TOTAL 358.236.736 372.566.205



105

4.4. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DEL SISTEMA DE GASODUCTO

MACHALA – EL CHORRILLO- LA TRONCAL – CUENCA

El Proyecto de Infraestructura y Abastecimiento de Gas Natural para la Región Sur del

País, comprende la Estación Compresora Principal Machala y la Estación Compresora

Principal La Troncal, Estaciones Receptoras en Machala, Cuenca y Guayaquil, y un

tendido de tubería que comprende desde Machala – La Troncal, La Troncal – El Chorrillo,

La Troncal – Cuenca, con una longitud total de 330 Km.

4.4.1. ESTACIÓN COMPRESORA MACHALA

La Estación Machala recibe el Gas Natural proveniente de las instalaciones de EDC

Ecuador Limited en el Bloque 2 del Golfo de Guayaquil y de BPZ Energy en el campo

Corvina frente a Túmbez, luego se enviará a través del gasoducto a la Estación La Troncal.

Adicionalmente se dispondrá de un city gate, el mismo que servirá para la distribución de

gas natural para las estaciones de servicio vehicular; zona industrial y generación térmica

de la Provincia de El Oro.

Las instalaciones que el área mecánica posee son:

Sistema de Compresión

Trampa para lanzadores de marranos/ rascadores.

106

Manifolds de válvulas

Isla de carga de Auto tanques.

Sistema de bombeo de agua. (Sistema contra incendios).

Planta de tratamiento

Planta Reguladora.

Estación para realizar cromatografías.

Sistema de tratamiento de gas: su propósito es asegurar que la calidad del gas natural

recibido

Sistema de medición y control de calidad: El gas una vez deshidratado entra al sistema de

medición, compuesto por dos tubos de medición ultrasónicos como elemento primario y

dos computadores de flujo como elementos secundarios.

Sistema de compresión de gas: Está conformado por tres unidades compresoras 1000 HP,

cada una, impulsadas por turbinas y provistas de todos los equipos auxiliares requeridos

para su normal operación.

Estas unidades reciben el gas procedente de EDC lo comprimen desde 600 psig hasta 900

psig.

Cada unidad está en capacidad de comprimir un volumen de 35 MPCD. Una unidad

compresora estará en stand by.

107

4.4.2. ESTACIÓN COMPRESORA LA TRONCAL

La Estación La Troncal recibe el Gas Natural proveniente de la Estación compresora

Machala, en esta estación se enviará el gas a las Estaciones El Chorrillo y Estación Cuenca

a través de gasoducto de 16” y 12” respectivamente.

Luego se enviará a través del gasoducto a la Estacón La Troncal. Contará con una turbina

que funcionará a gas natural, un sistema de compresión en serie.

Las instalaciones que el área mecánica requiere son:

Sistema de Compresión para enviar gas natural a Cuenca y El Chorrillo.

Trampa para lanzadores de de rascadores.


Isla de carga de Autotanques.


Almacenamiento subterráneo a través de tubería




Sistema de compresión de gas: Está conformado por dos grupos que contienen cada uno:

tres unidades compresoras 1000 HP, cada una, impulsadas por turbinas y provistas de todos

los equipos auxiliares requeridos para su normal operación.

108

Estas unidades reciben el gas procedente de EDC lo comprimen desde 600 psig hasta 900

psig. Cada unidad está en capacidad de comprimir un volumen de 35 MPCD. Una unidad

compresora estará en stand by.

4.4.3. ESTACIÓN CUENCA

La Estación Cuenca recibe el gas natural proveniente de la Estación compresora La

Troncal, esta estación servirá para abastecer de del combustible a la zona industrial de

Cuenca. Se debe contemplar el espacio físico para la implantación de un sistema de

compresión, en caso de que se quiera transportar el gas a la zona centro norte del país.


Sistema de Compresión (espacio físico).








recibido.

109




4.4.4. ESTACIÓN El CHORRILLO

La Estación El Chorrillo recibe el gas natural proveniente de la Estación compresora La

Troncal, esta estación servirá para abastecer del combustible a la zona industrial y de

generación de la provincia del Guayas. Se debe contemplar el espacio físico para la

implantación de un sistema de compresión, en caso de que se quiera transportar el gas a la

zona centro norte del país.


Sistema de Compresión (espacio físico).







110


recibido.




4.5. DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DEL GASODUCTO Y PLANTA DE GAS

NATURAL

A continuación se detallarán los sistemas del gasoducto y planta de gas natural.

4.5.1 SISTEMAS DE SEGURIDAD

El sistema de seguridad está compuesto por válvulas de seccionamiento y válvulas de

seguridad.

Con el objeto de proveer de un sistema de seguridad a cada tramo de sus gasoductos.

Se dispondrá dispone de válvulas de seccionamiento equipadas con actuadores

hidroneumáticos y/o electrónicos con cierre automático por alta y baja presión de gas y

corte por velocidad de caída de presión, distribuidas a lo largo de los tramos de gasoducto.

111

Adicionalmente, la mayoría de estos equipos son monitoreados en tiempo real a través del

sistema SCADA del gasoducto, lo que facilita la toma de decisiones de manera inmediata.

Además se contará con válvulas de seguridad en puntos estratégicos del sistema, como son

las estaciones La Troncal, Cuenca y El Chorrillo, que permiten sortear cualquier situación

de sobrepresión del gasoducto, mediante venteo a la atmósfera del gas en exceso que se

encuentre en el sistema.

Cada una de las válvulas de seccionamiento del sistema de transporte cuenta con un

cerramiento que protege la integridad física de las válvulas.

Los cerramientos están dotados de un sistema de alarma sonoro y de aviso de activación

remoto, que al ser activados, se genera la respectiva señal de alarma en todas las estaciones

que forman parte de la infraestructura.

4.5.2. SISTEMA DE LIMPIEZA INTERIOR DE GASODUCTO

La limpieza interna de los gasoductos se realiza con una herramienta llamada Rascador.

Esta herramienta se envía a través del tramo sometido a limpieza y la desplaza la presión

del gas, mientras limpia las paredes internas del tubo.

112

GRÁFICO N° 28 RASCADOR EN EL INTERIOR DE TUBERÍA

Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos.


Para esta labor se dispone de trampas de envío y de recibo ubicadas a lo largo del

gasoducto Machala, La Troncal, Cuenca y El Chorrillo, que también se pueden emplear

para el envío y recibo de "rascadores inteligentes", una herramienta electrónica de

inspección del estado de la tubería.

113

4.5.3. GENERADOR DE EMERGENCIA

El sistema de emergencia deberá constar de un generador eléctrico a un nivel de voltaje de

480 VAC, 3 fases, 60 Hz.

Estará compuesto por un Grupo electrógeno de generación diesel y un tablero de

transferencia automático, a fin de abastecer de manera emergente a las instalaciones, el

mismo que arrancará automáticamente al ocurrir una interrupción del servicio de energía

normal, con sus debidas protecciones y tablero de control digital.

La dimensión del generador se lo realiza en base de un estudio de cargas de emergencia

(Esenciales).

4.5.4. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Se diseñarán los alimentadores para los equipos, transformadores, tableros, edificios y

demás cargas eléctricas con conductores adecuados para el tipo de instalación, serán

llevados a través de bandejas, banco de ductos o directamente enterrados.

El calibre, tipo de conductor, aislamiento, voltaje, potencia nominal, corriente, recorrido,

etc., se determina sobre la base de una memoria de cálculo para los respectivos circuitos.

Los cables deberán ser resistentes a la luz solar, al agua y a los hidrocarburos.

114

4.5.5. CENTRO DE CONTROL DE MOTORES

Los Centros de Control de Motores para suministro normal y emergente deberán ser

dimensionados de acuerdo a los requerimientos de los equipos, incluirá elementos de

protección, luces de señalización, conmutadores de maniobra, transformadores tipo seco,

transformadores de control, etc.

En general los tableros deberán satisfacer los siguientes requerimientos:

Dimensiones y distribución en el interior de las celdas optimizado sin detrimento de la

operatividad, fácil mantenimiento y confiabilidad.

Utilización de componentes estandarizados que simplifiquen las decisiones de

mantenimiento.

Factibilidad de remodulación que facilite los cambios durante el desarrollo del

proyecto.

Disponer de certificación acreditada de pruebas tipo.

Fácil conexionado de salidas-entradas de potencia.

Fácil conexionado de salidas-entradas de control.

Fácil forma de extensión de los tableros que habilite las futuras ampliaciones.

Se proyectará centros de control de motores para servicio normal y emergente, del tipo

modular que alimentará además a motores, los mismos que deberá disponer de los

elementos de seccionamiento, protecciones adecuadas y control de acuerdo a la carga.

115

El equipamiento contenido en estos tableros, será montado en gavetas extraíbles

permitiendo una intervención de mantenimiento rápida y segura, completamente armados y

alambrados en fábrica

4.5.6. FUENTE ININTERRUMPIBLE DE ENERGÍA (UPS)

El sistema UPS deberá ser redundante y diseñado para que pueda suministrar en línea

fuerza eléctrica a cargas críticas bajo condiciones normales y para que pueda continuar

suministrando energía eléctrica a tales cargas en caso de falla de la fuerza normal por un

período de tiempo de 6 horas.

En general las unidades UPS serán diseñadas con tecnología moderna, del tipo “en línea

de doble conversión”, onda sinusoidal, inteligentes y construcción compacta, además de

corrección del factor de potencia a la entrada, by pass automático y comunicación a red.

4.5.7. SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Y

TRANSITORIAS

La ingeniería conceptual de este sistema toma en cuenta las recomendaciones de la norma

NFPA 780, En la ingeniería de básica y de detalle se deberá hacer un análisis del nivel

116

isoceraúnico de la zona para recomendar el tipo de para-rayos más adecuado a instalarse, y

deberá tomar en cuenta las recomendaciones de la norma NFPA 780.

El área de protección incluye los cuartos de control, cuartos de máquinas de la Estación de

Bombeo y Terminal, tanques, islas de carga y todas las áreas circundantes dentro de los

radios de cobertura que brinde el sistema a instalarse.

Como complemento a la protección por los efectos de las descargas atmosféricas se deberá

instalar supresores de transientes en los tableros principales y de control.

4.5.8. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA

La protección catódica de los tanques de almacenamiento y tuberías enterradas, podrá ser

del tipo mixto, con corriente impresa y ánodos de sacrificio.

La protección con corriente impresa constará de rectificadores enfriados por aceite, aire y a

prueba de explosión según las condiciones específicas de cada planta, ubicados

estratégicamente a fin de disminuir la excavación para enterramiento directo de cables y

utilizar al máximo las canalizaciones eléctricas desde los puntos de alimentación de las

unidades

Se identificarán los ánodos con marcadores.

117

GRÁFICO N° 29 SISTEMA DE ÁNODO DE MAGNESIO PARA INHIBIR

CORROSIÓN EXTERNA

Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos


118

4.5.9. ÁREA ELECTRÓNICA Y DE CONTROL

Implementar un Sistema de Control y Supervisión en el gasoducto Machala Troncal El

Chorrillo, y Troncal Cuenca que permita monitorear, controlar y supervisar todas las

operaciones de recepción, transporte, almacenamiento y despacho de gas natural, de manera

rápida, eficiente y segura.

GRÁFICO N° 30 EQUIPOS PRINCIPALES DE UN SISTEMA DE CONTROL

Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos


119

El sistema SCADA dispondrá de estaciones de trabajo, estaciones de visualización,

servidores de datos redundantes, servidores de visualización, impresoras y red de

comunicaciones –redundante si aplica- con todos los equipos periféricos.

Los sistemas de medición, control, seguridad e instrumentación estarán basados en equipos

con tecnología de punta (state of the art) y de amplia utilización en la industria petrolera y

en todas las fases del proceso de movimiento de productos a fin de lograr total

confiabilidad en las mediciones de nivel, volumen y masa, que garanticen la detección y

control de pérdidas y/o diferencias en el balance de volumen y masa de gas.

4.5.10. SISTEMA DE MEDICIÓN DE FLUJO

Se deberá especificar un sistema de medición y calibración de flujo para transferencia de

custodia, con trenes de medición suficientes que permita un adecuado manejo de los

caudales máximos y mínimos.

Deberá contar con válvulas motorizadas de alineamiento de los trenes y del calibrador,

medidores de flujo ultrasónico/másico, transmisores de presión y temperatura,

cromatógrafo de línea, válvulas de alivio térmico y de drenaje, válvulas controladoras de

flujo, cajas de conexiones para cables de fuerza, control e instrumentación, manómetros y

termómetros.

El sistema de medición y calibración deberá estar montado en patines.

120

Todas las señales de los instrumentos, transmisores, válvulas deberán ser llevadas a un

panel de medición y calibración ubicado en el cuarto de control.

Un computador de flujo recibirá las señales y las procesará para ser presentadas en

unidades acordes con el manejo y manipulación de gas natural.

Deberá emitir reportes diarios ó ha pedido del operador. Deberá contener otro computador

para calibración de los trenes de medición, y emitir reportes de calibración.

Estará interconectado con el Sistema SCADA, para transferencia de información, o para

control de las unidades de medición y calibración.

Deberá instalar un muestreador en línea de gas natural, para análisis diarios de la calidad

del gas natural recibido.

4.5.11. SISTEMA DE DESPACHO DE GAS NATURAL A AUTO-TANQUES

Se considerará el despacho de gas natural a los auto-tanques a través de brazos de carga a

un caudal de a una presión de 200 a 250 bar (3000 psi).

Cada brazo de carga estará compuesto de medidor de flujo ultrasónico/másico, sensor de

temperatura, válvula de arranque-parada y computador e impresor. Se completará con un

interruptor de puesta a tierra del auto-tanque. Se medirá también la fase vapor de gas

natural. Incluirá una impresora de tickets

121

Podrá funcionar localmente en forma manual o en forma remota.

Todas las transacciones serán transmitidas al sistema de control y supervisión y a la oficina

de comercialización.

4.5.12. SISTEMA DE CONTROL DE VÁLVULAS

Se especificarán actuadores eléctricos y/o electro-hidráulicos para las válvulas que según

los requerimientos de seguridad y facilidad operativa de automatización del Terminal se

requiera. Se permitirá que los procesos sean ejecutados de manera automatizada, a fin de

evitar fallas humanas, sin embargo se deberá llegar a un nivel de control manual y local.

Se comunicarán mediante un lazo de comunicaciones, con la estación central.

4.5.13. SISTEMA DE DETECCIÓN Y EXTINCIÓN DE INCENDIOS

Se dispondrá de un sistema de detección de gas y de incendio, y contra incendios de

incendios que permita realizar el monitoreo continuo de las instalaciones a través de

detectores de ionización, térmicos, flama, de gas y estaciones manuales ubicados en los

sitios de riesgo que se determinen en la ingeniería y HAZOP.

122

GRÁFICO N° 31 EQUIPOS DE UN SISTEMA DE DETECCIÓN DE INCENDIOS

Fuente: EP -PETROECUADOR


Todas las estaciones y Terminales deberán estar zonificados, lo cual permitirá detectar el

sitio del siniestro y tomar las acciones inmediatas que se requieran.

Se podrá visualizar también el porcentaje de nivel de explosividad, en caso de existir fuga

de gas.

Al Panel de Control de Fuego llegarán todas las señales de los detectores de humo, gas,

fuego, etc., señalización de las válvulas de agua de enfriamiento, y se generará comandos

123

de apertura/cierre de las válvulas y arranque/parada de las bombas de agua de contra

incendio.

Se implementará un sistema de parada de emergencia (ESD). Se dispondrá de alarmas

audio/visuales interior y exterior.

El sistema debe estar incorporado en el SCADA, y se tendrá pantallas de visualización para

monitoreo y control.

Este sistema es el que orientara la seguridad de todas las instalaciones este sistema será

mandatorio para los paros de emergencia.

El siguiente esquema es la arquitectura del sistema, que se integrara a la arquitectura del

SCADA de manera plug and play. Y detecta lo siguiente:

• Flama

• Gas hidrocarburo

• Gas tóxico

• Humo

• Pulsadores de campo

La actuación es parte integral del sistema de detección no se lo debe considerar

aisladamente ni en otro rubro, se integrará en un solo sistema.

124

4.5.14. SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN

Se considerará toda la instrumentación de campo necesaria para medir presión, densidad,

flujo, masa, vibración, temperatura, velocidad (RPM), así como actuadores de válvulas que

permitan la funcionalidad segura de los equipos, como compresores y, válvulas del proceso.

Toda la instrumentación, actuación de campo debe estar en bus de campo Foundation

Fieldbus.

El sistema deberá presentar una solución con tecnología de punta y que sea compatible con

los instrumentos de campo que deberán utilizar el mismo protocolo de comunicación

digital. Todos los instrumentos, válvulas de control, actuadores, transmisores, y switchs

podrán ser calibrados, configurados y diagnosticados desde un software de administración

de dispositivos instalado en la estación de ingeniería.

Los controladores, fuentes de poder, UPS y la red de comunicación entre los controladores

y las estaciones de trabajo del sistema deberán ser redundantes.

Todos los instrumentos deberán estar interconectados con el Sistema de Control para

Supervisión mediante una red de datos.

Todos los equipos e instrumentos estarán protegidos contra transientes ocasionados por

descargas atmosféricas, funcionamiento de equipos eléctricos, ó por los harmónicos

generados por el funcionamiento de los variadores de velocidad.

125

Toda la instrumentación debe tener conexión a tierra, esta tierra debe ser distinta de la tierra

de fuerza, o tierra de descargas atmosféricas donde se anclan las estructuras grandes. La

impedancia de tierra debe ser menor a 4 ohmios.

4.5.14.1. VÁLVULAS CONTROL DE PRESIÓN

Se dimensionará y especificará las válvulas controladoras de presión con su

correspondiente lazo de control flujo-presión a la entrada del Terminal y estación de

compresión. El actuador de la válvula será tipo electro-hidráulico.

Se instalarán válvulas controladoras de presión, para retornar el producto en caso de cierre

de las Envasadoras.

4.5.14.2. VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN Y TÉRMICAS

Se especificará válvulas de alivio de sobrepresiones para aliviar cualquier sobrepresión

ocasionada por arranque, parada de los compresores ó cierre rápido de las válvulas.

Igualmente se especificarán válvulas de alivio térmico para proteger los accesorios e

instrumentos de sobrepresiones.

126

4.5.14.3. VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN EN RECIPIENTES

Cada recipiente estará protegido de sobrepresiones por válvulas de alivio en caso de

sobrellenado o por incendio.

Protección de compresoras de producto

Se incluirá interruptores de bajo flujo, baja presión, alta presión, temperatura de cojinetes,

vibraciones, para protección de las compresoras.

4.5.14.4. INTERCONEXIÓN CON EQUIPOS PAQUETE

La Unidad de Compresión y Envasadora suministradas como unidades paquete, deberán

contener su propia instrumentación de preferencia la recomendada por los fabricantes; a la

cual deberá interconectarse al Sistema de Control y Supervisión para su monitoreo y

supervisión, esta instrumentación estará conectada a un PLC y se enlazara al sistema

SCADA con una conexión en fibra óptica y en protocolo TCP/IP.

127

4.5.14.5. TELECOMUNICACIONES

El propósito de las Telecomunicaciones es dotar de los medios de comunicación necesarios

para facilitar los procesos administrativos, operativos y de mantenimiento mediante canales

de voz y datos en el interior de las Estaciones, Válvulas de Bloqueo y hacia las oficinas de

PETROCOMERCIAL a través de una red de fibra óptica y/ó de micro-onda.

El sistema de microondas ó satelital actuará como respaldo del sistema de fibra óptica.

Se deberá especificar equipos de telecomunicación de última tecnología que sean

ampliamente reconocidos y utilizados a nivel internacional, en cumplimiento los

requerimientos, normas y estándares aplicables.

CAPÍTULO V

128

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

• Con el consumo de gas natural se logra reducir el consumo de combustibles fósiles

tradicionales (diesel, bunker, fuel-oil, GLP, gasolina) disminuyendo así las

importaciones de estos combustibles y generando así menos gasto en el presupuesto

estatal.

• Además se logra incrementar el uso de gas natural para diferentes sectores como: el

sector residencial de las provincias de El Oro y Azuay el sector industrial perteneciente

a las provincias de Azuay y Guayas.

• De la misma manera se incrementará el uso de gas natural para el sector vehicular de

las provincias de El Oro, Azuay y Guayas, disminuyendo así el gasto del país en los

subsidios en gasolinas y diesel.

• El gas natural contribuye al desarrollo económico del país, la generación de empleo y

la protección ambiental, mejorando en consecuencia la calidad de vida general de la

población.

• Se conseguirá reducir la emisión de contaminantes atmosféricos generados por los

procesos de combustión actuales aportando a tener un medio ambiente con menor

contaminación, por el bien no sólo de las personas sino también de la flora y de la

fauna.

129

• No existe un claro conocimiento de lo que es GLN por parte de técnicos

especializados, ni tampoco por el público en general.

• En este sector de la industria petrolera se trabaja exclusivamente con técnicos

extranjeros o empresas transnacionales que manejan GLN

5.2. RECOMENDACIONES

• Capacitar sobre el tema de manejo de GLN a los operadores, transportistas y de igual

manera al consumidor final, el cual será el beneficiario.

• Elegir al gas natural como principal combustible o fuente de energía para los próximos

años, ameritando esta condición de políticas de precios y tarifas del gas natural justas y

razonables a largo plazo.

• Para contribuir a la diversificación y mejoramiento de la composición actual de las

reservas de hidrocarburos, debido a la alta vulnerabilidad en las variaciones de

producción de crudo por el carácter asociado de las reservas desarrolladas; es

indispensable que se le dé prioridad al proceso de otorgamiento de licencias para la

exploración y producción de gas libre.

• Invertir y proporcionar mayor información a los asuntos relacionados con el gas, ya

que existe una falta de explotación y conocimiento de este recurso, el cual debería ser

mejor aprovechado por nuestro país debido a que es un recurso más barato y existente

en gran cantidad en nuestro país.

130

• Capacitar continuamente a todo el personal encargado y así poder tomar ya sea

medidas preventivas o correctivas adecuadas y efectivas para evitar accidentes y

pérdidas económicas y humanas.

• Se debe realizar un mantenimiento periódico de todo el equipo y materiales para así

evitar accidentes y fugas del gas natural hacia el medio ambiente.

• Convertir a la mayor parte de la distribución de GLN en procesos centralizados,

logrando así eliminar el envase en cilindros y distribuirlo por autotaques a edificios,

empresas, etc.

GLOSARIO

• Campo de gas: Un campo o grupo de yacimientos de hidrocarburos que contienen gas

natural y cantidades insignificantes de aceite.

• Campo de gas condensado: El proceso de producción, mantenimiento y utilización a

muy bajas temperaturas (abajo de -46°C).

• Gas asociado: Gas natural encontrado en asociación con aceite en un yacimiento, ya sea

disuelto en el aceite o como una capa arriba del aceite.

• Gas combustible: Se refiere a combustibles gaseosos, capaces de ser distribuidos

mediante tubería, tales como gas natural, gas líquido de petróleo, gas de hulla y gas de

refinería.

• Gas en solución: Gas natural disuelto en el crudo dentro del yacimiento.

131

• Gas natural licuado: Gas natural que para facilidad de transportarlo ha sido licuado

mediante enfriamiento a aproximadamente menos 161°C a presión atmosférica. El gas

natural es 600 veces más voluminoso que el gas natural licuado.

• Licuefacción del gas: El proceso de enfriamiento del gas natural a una temperatura de -

162°C, con lo cual se reduce su volumen por un factor de 600, convirtiéndose en líquido.

El gas natural licuado resultante es entonces transportable en buques diseñados para tal

propósito, o puede ser almacenado en tanques.

• Líquidos del gas natural: No existe definición precisa. Los líquidos del gas natural son

esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida del gas natural

tal como se produce. Típicamente, los componentes predominantes son etano, GLP y

pentanos, aunque habrá también algunos hidrocarburos pesados.

• Protección catódica: Un método empleado para minimizar la corrosión electroquímica

de estructuras tales como las plataformas de perforación, tuberías y tanques de

almacenamiento.

• Reservas probadas: La cantidad de aceite y gas que se estima recuperable de campos

conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes.

• Transportador de GLN: Un buque tanque especialmente diseñado para transportar gas

natural licuado, dotado con recipientes para presión, con aislamiento, fabricados con

acero inoxidable o con aluminio. La carga es refrigerada a -162°C.

• Tratamiento del gas: Remoción de impurezas, condensado, ácido sulfhídrico y

cualesquier otros líquidos provenientes del gas natural crudo, contenidos en el campo de

gas.

132

BIBLIOGRAFÍA

• Alcántara A, “Economía De Los Almacenamientos Subterráneos De Gas”,2006.

• Algarra C, “Centrales De Gases Comprimidos”.

• Argonne National Laboratory, “Preliminary Technical and Legal Evaluation of

Disposing of Nonhazardous Oil Field Waste into Salt Caverns”, Washington, DC.1996.

• Brown, L.W., 1978, “Abandoned coal mine stores gas for Colorado peak-day

demands”, Pipe Line Industry, September 1978

• Dennis A, “Cook Inlet Gas Storage”, State of Alaska Dept. of Natural Resources

Division of Oil and Gas, 2008.

• Gómez Rivas P, “Medición de Gas Natural”; Piura-Perú.

• González A. J, “Clasificación de Buques Modernos”.

• Hooker, W.K., 1990, “Leyden Mine Storage”. American Gas Association GEOP Book

S-1, Underground Storage, p. 77-95.

• Irradia, “Gas Natural Líquido”, Gas en Movimiento, 2006.

• Pazmiño J, “Sistemas de Almacenamiento”, 2008.

• Universidad de Santiago de Chile, “Terminal de Descarga de Gas Natural Licuado”

Santiago-Chile. 2008

• http://www.indexmundi.com/es/ecuador/gas_natural_reservas_comprobadas.html

133

SIMBOLOGÍA

G.N.C.: Gas natural comprimido, es el gas natural almacenado a altas presiones

(entre 200 y 250 bar).

G.L.N.: Gas natural licuado, cuando no es rentable la construcción de gasoducto, se

encuentra en forma líquida y es más fácil transportarlo.

G.L.P.: Mezcla de propano, butano y otros hidrocarburos ligeros derivados de la

refinación del petróleo crudo. Esta mezcla de gases puede ser enfriada o sometida a una

presión moderada para ser transformada en un estado líquido y así facilitar su transporte y

almacenamiento.

G.N.V.: Gas natural vehicular, gas natural utilizado como combustible para

vehículos.

C.P.F.: Centro de facilidades de producción, es donde se realizan el tratamiento del

crudo que viene de las áreas o campos de explotación.

G.O.R.: Relación gas / petróleo. Puede referirse a una solución o G.O.R. total.

M.R.C.: Ciclo mixto de refrigeración, proceso de licuefacción para plantas de gas

natural.

M.P.C.D.: Millones de pies cúbicos por día, unidad de volumen utilizada en la

producción de gas.

MSCFD: Miles de pies cúbicos estándar por día, unidad de volumen utilizada en la

producción de gas natural de un pozo.

134

S.C.A.D.A.: Control Supervisorio y Adquisición de Datos, es un sistema basado en

computadores que permite supervisar y controlar variables de proceso a distancia,

proporcionando comunicación con los dispositivos de campo (controladores autónomos) y

controlando el proceso de forma automática por medio de un software especializado.

E.S.D.: Sistema de parada de emergencia.

H.A.Z.O.P.: es una técnica de identificación de riesgos inductiva basada en la

premisa de que los riesgos, los accidentes o los problemas de operatividad, se producen

como consecuencia de una desviación de las variables de proceso con respecto a los

parámetros normales de operación en un sistema dado y en una etapa determinada.

ANEXOS

135

ANEXOS

ANEXO N° 1

TABLA N°. 24 CONSUMO DE GAS NATURAL EL PRIMER AÑO EN PIES

CÚBICOS DÍA (PCD)

CUADRO DE SUSTITUCIÓN A GN EN

PCD

TOTAL

GENERACIÓN TÉRMICA 19.207.439

SECTOR INDUSTRIAL 9.864.937

CONSUMIDORES FUEL OIL LIVIANO 4.810.810

CONSUMIDORES RESIDUOS 1.690.065

AUTOGENERACIÓN 10.000.000

CONSUMO (GLP) INDUSTRIAL,

GUAYAS, AZUAY

8.000.000

TOTAL 53.573.251

Fuente: Equipo Técnico Unidad de Proyectos. EP- PETROECUADOR


136

ANEXO N°2

TABLA N° 25 COMPONENTES PLANTA Y GASODUCTO

PETROCOMERCIAL

Filial de PETROECUADOR

UNIDAD DE PROYECTOS

FECHA:

PROVISIÓN, INSTALACIÓN Y PUESTA EN MARCHA DE UNA PLANTA Octubre-2008

DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL CON CAPACIDAD DE 200 TMD

PRESUPUESTO REFERENCIAL

ITEM DESCRIPCION VALOR (US$)

1.- PROCURA EQUIPOS Y SISTEMAS DE IMPORTACION

PLANTA DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL LICUADO DE 200 TMD, 1200 M3 DE ALMACENAMIENTO, INCLUIRÁ SISTEMA DE PRETRATAMIENTO, SISTEMA DE REFRIGERACIÓN, SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN, CONTROL Y SUPERVISIÓN, SISTEMA ELÉCTRICO Y ACCESORIOS

24.491.220,00

1.12 SISTEMA DE GENERACION ELECTRICA 4.839.900,00

1.14 ISLAS DE CARGA PARA CISTERNAS 331.500,00

1.15 SISTEMA CONTRA INCENDIOS 795.600,00

SUBTOTAL PROCURA (FOB) 30.458.220,00

FLETE 800.000,00

SUBTOTAL PROCURA (CFR) 31.258.220,00

2.- INSTALACIÓN

2.1 INSTALACION PLANTA DE LICUEFACCIÓN, SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA, ISLAS DE CARGA PARA CISTERNAS Y ACCESORIOS.

2.500.000,00

2.2 INSTALACION DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS 200.000,00

SUBTOTAL INSTALACION 2.700.000,00

3.- OBRAS COMPLEMENTARIAS

3.1 OBRAS CIVILES 2.500.000,00

137

PETROCOMERCIAL

Filial de PETROECUADOR

UNIDAD DE PROYECTOS

PROYECTO: FECHA:

PROVISIÓN, INSTALACIÓN Y PUESTA EN MARCHA DE UNA PLANTA Octubre-2008

DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL CON CAPACIDAD DE 200 TMD

PRESUPUESTO REFERENCIAL

ITEM DESCRIPCION VALOR (US$)

3.2 OBRAS COMPLEMENTARIAS 200.000,00

3.3 PRE-COMISIONADO, COMISIONADO Y PUESTA EN MARCHA 400.000,00

3.4 CAPACITACION Y ASISTENCIA EN OPERACIONES 800.000,00

SUBTOTAL OBRAS COMPLEMENTARIAS 3.900.000,00

SUBTOTAL PROYECTO 37.858.220,00

IVA 12% 4.542.986,40

TOTAL PROYECTO 42.401.206,40



138

ANEXO N°3

TABLA Nº 26 DIFERENCIA DE COMPOSICIÓN ENTRE GAS ASOCIADO Y GAS

NO ASOCIADO



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