Formado mayormente de hidrocarburos, el metano es su principal componente. Cuando sólo contiene metano se denomina Gas
Seco.
Puede presentarse como gas asociado cuando se obtiene junto al petróleo (Talara); también como gas no asociado cuando
se encuentra en yacimientos propios que no tienen petróleo (Aguaytia y Camisea).
Si el gas presenta compuestos más pesados que el etano, a ellos se les denomina condensados del gas natural. En este
caso existen los líquidos del gas natural (LGN), y de ellos se puede obtener el GLP, que es una mezcla de propano y butanos,
pentanos e hidrocarburos más pesados (gasolina natural).
Gas Natural (Fig. N°1)
Primer desarrollo comercial privado de gas Natural en Perú.
Comprende Planta de Procesamiento y fraccionamiento hidrocarburos y facilidades para generar y transmitir corriente eléctrica.
Proyecto de gas comprende: Explotación Gas Aguaytia por 40 años. Planta de Procesamiento de Gas para extraer los condensados.
Gasoductos (201 Km.) Poliductos para condensados (98 Km.) Una Planta de Fraccionamiento y un centro de Distribucion.
Gas Natural Camisea (Fig Nº 5)
Gas Natural Camisea
Las reservas probadas de hidrocarburos en Tcf (Trillón de pies cúbicos) para el Gas Natural y en MMBls (Millones de Barriles
para los Líquidos del Gas ) son las siguientes:
Estructuras Reservas
Probadas
Gas, Tcf
Líquidos, MMBls
Cashiriari
5.4
330
San Martín
3.3
215
====== =======
TOTAL
8.7
545
Composición: Gas Seco: Metano. Líquidos Gas natural: Etano, propano, butano, condensados (C5+)
Producción Líquidos:Propano, Butano, (GLP), Condensados (59 MBPD)
Usos: Comercial/residencial, Generación eléctrica Combustible industrial, Materia prima industria petroquimica.
Gas Natural: Proyecto Camisea (Fig Nº6)
Proyecto Explotación de Camisea .
Pluspetrol-Hunt-SK (Argentina, Estados Unidos, Corea) será concesionario de Camisea por 40 años.
Extraerá y comercializará 13 trillones de pies cúbicos de gas y 660 millones de barriles de líquidos.
Inversión inicial de 400 millones de dólares en la explotación de pozos. Inversión total estimada (en 40 años) de 1,600
millones de dólares.
Maximización recuperación de Líquidos, el gas será para mercado interno.Existirán pozos productores y pozos inyectores.
Inicio de producción el 2004 con 8 pozos: 6 productores y 2 reinyectores. Se extraerá Gas Natural en San Martín y Cashiriari
y se enviarán a Planta de Separación de Líquidos en Las Malvinas.
En planta Malvinas se separan agua e hidrocarburos líquidos, preparándose el Gas Natural para su transporte por
Gasoducto hacia la costa. El gas excedente se reinyecta a los reservorios productivos.
Los Condensados se llevan a la costa por un poliducto. Se fraccionan en una planta ubicada en Pampa de Clarita.
Se obtiene GLP y Condensados, que se distribuyen a través de buques y/o ccisternas.
Producción inicial de 9 Millones de metros cúbicos por día. Planta Modular que permite el incremento de la capacidad
de fraccionamiento.
Proyecto con avance de 60% y se habrían invertido alrededor de US$ 260 millones. Pluspetrol está buscando financiamiento
externo y no descarta ceder alguna fracción de su participación en el campo.
Proyecto Transporte y Distribución de Camisea.
Los Hidrocarburos de Camisea deben transportarse desde Camisea hasta la Costa Central. Se formo el consorcio Transportadora
de Gas del Peru (TGP) liderado por Tecgas N.V., y formado por Pluspetrol Resources Corp.; Hunt Oil Co.; Sonatrach Petroleum
Corp.; Graña y Montero S.A.; SK Corp.; y Tractebel.
Consorcio TGP) obtuvo la buena pro por el transporte y distribución del gas, con oferta de 1,449 millones de dólares.
Se construirà un gasoducto para transporte del Gas Natural y un poliducto para transporte de los líquidos del Gas Natural.
El Gasoducto tendrá una longitud de cerca de 540 km y el poliducto tendrá cerca de 680 km. Ambos deberán atravesar zonas
de selva, luego transponer los Andes superando alturasde 4,500 metros para llegar a la costa.
Dimensiones estimadas del gasoducto: (Camisea hasta el City Gate en Lima): Longitud 680 km, Diámetro 24 a 28 pulgadas,
Presión 100 a 150 bar, Capacidad 450 Millones de PCD.
Dimensiones estimadas del poliducto (Camisea hasta la Planta de Fraccionamiento en Pampa de Clarita): Longitud 540 km,
Diámetro 8 a 10 pulgadas, Presión 150 a 200 bar, Capacidad 35,000 Barriles por día.
La inversión de TGP será: 401.4 millones para el transporte de los líquidos de Camisea a la Costa, 956.3 millones por
el transporte de gas para el Área de tratamiento (City Gate) y 91.3 millones por la distribución en Lima. Las tarifas de transporte
que se cobrarán a los usuarios serán de 0.90 US$/MMBTU y de 1.20 US$/MMBTU para la industria. Transportadora de Gas del Perú
viene trabajando en el el tendido de los ductos. Este consorcio ha pedido financiamiento internacional para completar sus
inversiones de acuerdo al programa establecido.
Proyecto Distribución del Gas de Camisea a Lima.
La compañía Tractebel se encargará de la Distribución del Gas en Lima. Tractebel construirá inicialmente un gasoducto
de distribución principal de 60 km. que suministrará gas a algunas de las industrias y estaciones generadores de energía más
grandes en Lima y Callao. La inversión inicial planificada es de aproximadamente US$ 55 millones. Posteriormente se desarrollarán
redes adicionales para conectar un mayor número de clientes industriales, comerciales y residenciales. La inversión total
se estima en US$170 millones.
Nuevos Usos del Gas Natural
Tecnología GTL.-Es la manufactura de combustibles líquidos sintéticos tanto
por los métodos indirectos Fisher Tropsch como en la conversión directa de gas natural a combustibles.
Gas Natural Comprimido (CNG).- Es una forma de transportar y emplear el Gas
Natural Seco.
Gas Natural Licuefactado (LNG).- El gas se lucuefacta, transporta en B/T
como líquido, se reconvierte en gas en destino y s emplea como gas nuevamente.
Base para Industria Petroquímica de clase Mundial- Poliolefinas (polietilenos,
cloruro de polivinilo, poliestireno), etilenglicol, ácido acético.
Conversión de Gas Natural a Líquidos.(Fig Nº7)
Informaciones Periodísticas.
Syntroleum (USA) evaluaría Planta de Conversión de Gas a Líquidos: GTL (US$100 millones) (Gestión 26/11/01)
Consorcio de Camisea evalúa construcción de Planta de Licuefacción, inversión de US$ 2,000 millones. Hunt Oil Company
-socio del consorcio realizará estudios de factibilidad. de planta de licuefacción de gas natural. (LNG)(Gestión 07/02/2002)
Hunt Oil Perú: Exportación de Gas Natural Licuefactado: (LNG) a Estados Unidos requiere compromiso de compra de 20 años.
Planta inicial de LNG procesará 600 millones de pies cúbicos diarios. (Gestión 18/02/02)
Hunt Oil: Inversión total proyecto exportación LNG de Camisea a Estados Unidos en el orden de 2,280 MM US$. Se requiere
nivel de reservas de gas y compromisos de compras de LNG a largo plazo.(Gestión 18/02/02).
Syntroleum construiría Planta GTL (Gas a Líquidos) en Talara; esperan la instalación de planta de conversión GTL en 4
años; mantienen conversaciones con Pluspetrol para evaluar posible uso de la tecnología GTL con Gas de Camisea. (Gestión 05/03/02)
Hunt Oil Perú, indicó que en Noviembre culminarían los estudios referidos a la ingeniería y diseño del proyecto de factibilidad
para la exportación del gas de Camisea (LNG). El financiamiento requerido para la exportación del gas dependerá de las partes,
sin embargo señaló que la inversión total podría ascender a US$ 2,600 millones.(Gestión 21/10/02)
Tecnología GTL
Los productos GTL (Gas to Liquids) son hidrocarburos de cadena larga (más de 8 átomos de carbono), pueden ser diesel, fuel
oil, kerosene, destilados de petroleo y condensados. El Proceso GTL une moléculas de metano para formar cadenas largas. El
metano se calienta en prescencia de oxígeno y se obtiene CO (gas de síntesis) y H2 (Hidrógeno). El CO y el H2 consituyen Gas
Síntesis (Syn-Gas). Este Syn-Gas se pasa sobre un catalizador que permite la formacion de la molécula larga generando un producto
líquido a partir del gas metano.
Dos Procesos Básicos GTL: Uno genera el syn-gas empleando una corriente concentrada de oxigeno. El otro emplea aire como
la fuente de oxígeno. Los procesos son intensivos en el empleo de energía. Además de ser materia prima, el metano da la energía
necesaria al proceso. Aproximadamente 40- 45 % de la alimentación de metano se consume como combustible en ambos procesos
(solo en la manufactura).
Proyecto Syntroleum- Talara (Fig Nº8)
Proyecto Syntroleum- Talara
Fase I:Diseño y construcción de una Planta de NGL (Líquidos de Gas Natural) de 2 MBPD de NGL para reemplazar la Planta
de EEPSA de Talara. Se procesará 30 Mmscf /día de gas.
Fase II. Expansión Planta de NGL, construcción Planta GTL de 5,000-BPD (Proceso Syntroleum®) que convertirá gas pobre
en combustible sintético. Se procesará 100 Mmscf/día gas natural; producción NGL y GTL será de 10 MBPD.
Fase III. Expansión Planta GTL para procesar gas Lote Z-1. Producirá hasta 20- 40 MBPD de productos GTL. Se requerirá
de 200-400 Mmscf/día adicionales de gas.
En Diciembre, 2001 Syntroleum y EEPSA firmaron una carta de intención, para que Syntroleum tome a cargo el proyecto de
gas mientras que continuaría suministrando gas a EEPSA para la Planta eléctrica de 80 mega-watt de Talara, al mismo tiempo
continuaría vendiendo gas a Petroperú S.A. Petroperu SA y Syntroleum firmaron una carta de intención ofreciendo un posible
sitio para la Planta y evaluando posibles compras por parte de Petroperu de productos del proyecto para su distribución local.
En el año 2002 se espera poder definir el inicio de Fase I.
Este Proyecto permitirá reducir las emisiones de CO2 (se quema gas). Syntroleum está buscando identificar proyectos GTL
que contribuyan al Desarrollo Sostenible en Países en Vías de Desarrollo y lograr reducciones en la emisión de gases invernadero.
Estas reducciones cumplen los requisitos del UNFCCC (United Nations Framework Convención on Climate Change) y del Protocolo
de Kyoto
El Anteproyecto del Plan Referencial de Hidrocarburos 2003-20012 contempla la instalación de una Planta GTL en Talara
LNG (Gas Natural Licuefactado). (Fig Nº9)
Exportaciones Gas Natural a USA.
El suministro de gas en los Estados Unidos crecerá de 20 Tcf en 2000 hasta 30 Tcf hacia el 2015. La producción local
se ha estabilizado en 18-19 Tcf/ano y no se espera que se incremente significativamente. El déficit en 2010 de aproximadamente
8 Tcf/ano tendrá que ser importado incluyendo Gas Canadiense, Gas natural Liquefied (LNG), y probablemente gas desde Alaska,
tanto gas natural como as natural licuefactado.
Se esperan importaciones de 1.5 Tcf/ano (4 Bcf/day). Se estima que será necesario invertir $17 billón en nuevas facilidades
de producción de LNG incluyendo Buques de transporte. También se requerirán terminales adicionales en los Estados Unidos.
A partir de esta necesidad se ha empezado ha hablar en Perú y Bolivia del Gas Natural Licuefactado (LNG).
LNG (Gas Natural Licuefactado)
El Gas Natural Licufactado o LNG es esencialmente Metano (CH4) al que se le ha sometido a un proceso de LicuefacciónSe
licuefactua para hacer que el transporte marítimo sea viable. La relación volumen energia es muy elevada para poder trasnportar
el gas por buque gasero.
Al licuefactarse el volumen se reduce en 640 veces lo que hace viable su transporte marítimo. Para ello se enfria el
gas hasta -260 º Fahrenheit. A esta temperatura y a presión atmosférica el gas natural es un líquido. Una vez líquido el LNG
se transporta en una flota de buques gaseros específicos hasta los puertos destino.
Finalmente el LNG se recomprime y se ingresa en los sistemas de distribución normales de gas natural.Durante el proceso
descrito el Gas Natural proporciona la energía requerida en todas las etapas de la manufactura y transporte: compresores de
gasoductos, proceso licuefacción, tanqueros de LNG (incluye empleo de metano para impulsión los tanqueros).
Cadena Suministro del LNG. (Fig Nº10)
Manufactura de LNG-.-
Existen 3 Procesos para manufactura LNG: Single Mixed-Refrigerant Process, Propane Pre-Cooled Mixed- Refrigerant
y el denominado Process Cascade Process.
Estos procesos se basan enfriar al gas natural gas hasta una temperatura donde se vuleve líquido a presión ambiente (161°C
258°F).La forma de enfriamiento difiere según cada proceso. Al gas se le pre-trata para retirarle CO2, H2S, Hg y mercaptanos,
luego se le deshidrata.
El gas seco y tratado se enfría hasta 35°C 31°F. Así se separan hidrocarburos pesados. El gas pobre (C1 y C2) se envia
a la Planta de Licuefacción donde de enfria hasta 161°C 258°F antes de enviarlo a almacenamiento. Los productos pesados se
comercializan (C3, C4, GLP).Para enfriar el refrigerante que a su vez enfria la alimentación se reduce la presión pasando
el refrigerante a traves de una válvula parcialmente abierta (Flasheo). Esta súbita caida de presión hace que el refrigerante
se enfrie (Efecto Joule-Thompson). La energía requerida para recomprimir los refrigerante la dan turbinas a gas.
Proceso 1: Proceso con Refrigerante Mixto (Single Mixed Refrigerant Process) (Proceso SMR).-
Utiliza un refrigerante multi- componente (N2, metano, etano, propano, butano y pentano). El refrigerante mezclado se
comprime y condensa partialmente antes de entrar a los intercambiadores de platos con aletas (Cold Box). El cold box permite
el enfriamiento/ calentamneito con temperaturas muy próximas El refrigerante mezclado MR se condensa antes de flasheo en la
válvula expansión la que ocasiona una dramática disminución de la temperatura. Este vapor helado condensa el MR y a la corriente
de gas natural. El vapor de RM tibio se envía al compresor para recompresion. El MR expandido luego se emplea para enfriar
los componentes livianos (metano) hasta la temperatura de licuefaccion.
Manufactura de LNG (Proceso con Refrigerante Mixto (Pat. 6,347,531 Air Products)
Proceso 2 Refrigerante Mixto de Propano Pre Enfriado.- (Propane Pre-Cooled Mixed Refrigerant
PPMR Process).
El proceso PPMR es similar al proceso SMR ya que tambiien emplea un refrigerante multicomponente de bajo pedso molecular
y que esta compuesto de nitrogeno, metano, etano y propano. La alimentación de gas natural se enfria inicialmente, por medio
de un chiller de propano hasta una temperature de aproximadamente 35°C 31°F, alli los compnentes mas pesados condensn y se
envían a fractionamiento.
El gas natural se envia al intercambiador de calor principal, el cual esta compuesto de un gran número de budles de tubo
de pequeño tamaño que permiten acercamientos de temperatura muy cercanos entre el condensante yla corriente que ebulle. El
refrigerante MR se condensa parcialmente en el chiller de propano antes de entrar en el cold box.Las corrientes separadas
de liquidos y vapores se continuan enfriando antes de ser flasheadas a través de una válvula Joule- Thompson las que proveen
el enfriamiento para la licuefacion final del gas.
Proceso 3 en Cascada (Cascade Process).-
Consiste en 3 circuitos de refrigeración discretos conformados con elementos puros compuestos de propano, etileno y metano.
Cada uno de los circuitos enfria por medio del flasheo de un refrigerante de alta presión condensado a través de una válvula;
este proceso causa un enfriamiento general en cada circuito; una parte del refrigerante se expande en cada una de las tres
etapas a 3 presiones diferentes, flasheando gradualmente hacia la menor presión, y por lo tanto la más baja temperatura. El
circuito de propano enfria el etileno, metano y el gas natural hasta una temperatura de 35°C 31°F.De aquí el gas natural gas
se envia a fraccionamiento para retirar los componentes pesados que se congelarían a temperaturas muy bajas. El gas natural
ligero se retorna, y se enfría con etileno que se evapora, hasta una temperatura de 100°C 148°F. Finalmente el gas natural
se licuefactua evaporando metano hasta una temperature de aproximadamente 161°C (258°F).
Proceso en Cascada para Manufactura LNG (Fig. Nº 11)
Proyecto Hunt Oil- LNG
Hunt Oil Perú, cía integrante del Consorcio Camisea evalúa la exportación de Gas natural Licuefactado a Estados Unidos.
Planta inicial de LNG tendrá un módulo para procesar 600 millones de pies cúbicos diarios, lo que equivale a 4 millones
de toneladas de líquidos por año. La inversión total del proyecto de exportación de LNG de Camisea a Norteamérica se estima
en US$ 2,280 millones.
Hunt Oil suscribió un contrato (8.5 MMUS$) para el diseño de la ingeniería de una planta para licuefactar el gas natural
(LNG) de Camisea. El estudio va a tomar unos ocho meses y definirá el tipo de planta y el nivel de inversión que se va a requerir
para construirla. Se estima que el costo de la planta más la infraestructura relacionada a ésta (puerto, parte vial) es del
orden de los US$ 1,000 millones.
Otras inversiones se relacionan al terminal de regasificación ( 400 MMUS$) en destino para el LNG, (México, Baja California),
donde el líquido se reconvierte en gas e ingresa al sistema de gasoductos hacia EE.UU. También se requieren barcos especiales
refrigerados para transporte del LGN (US$ 170 millones/buque tanque), en total se van a requerir cuatro barcos (US$ 680 millones
por toda la flota).
En el campo de Camisea se va a requerir de pozos e infraestructura adicional para producir más gas y líquidos, lo cual
requiere unos US$ 200 millones más. Parte de las actividades complementarias será por terceros. Los B/T se harán de terceros
y pagará flete. El terminal de Regasificación puede ser de terceros. Planta inicial de LNG tendrá un módulo para procesar
600 millones de pies cúbicos diarios La parte más compleja es la comercial. Así el usuario final está en California, pasando
por el terminal de regasificación, el transporte que parte de la costa peruana y de ahí para atrás desde el gasoducto a la
boca del pozo en Camisea. Entonces hay una serie de fases y puede haber diferentes participaciones en cada una de ellas.
Proyecto LNG- Bolivia (Fig Nº 12)
Proyecto LNG- Bolivia.
En Julio 2001, Repsol-YPF, BG, y BP formaron un consorcio Pacific LNG para la exportación de LNG del gas Boliviano a
Estados Unidos. El Proyecto inicial de Pacific incluía la exportación de LNG desde un puerto en el Pacífico, donde se construiría
la Planta de Liquefacion. El LNG se embarcaría vía marítima hasta una Planta de Regasificación en el Norte de Mexico (a ser
construidas por Sempra Energy and CMS Energy).
El gas -posiblemente 800 MMcf/d se llevaría por gasoducto a California. El Proyecto se estima en $5-$8 billion. El proyecto
incluía un gasoducto Margarita-Mejillones (780 km), o alternativamente un gasoducto Margarita-Tarija-Cerro Lípez-Uyuni-Oruro-Calamarca-Santiago
de Macha-Ilo. Este tendría aproximadamente 1.320 km, 540 km más que la alternativa a Chile. Bolivia pidió a Chile 600 hectáreas
de territorio; salida al mar a cambio de que terminal de gasoducto boliviano se construya en puerto chileno de Mejillones
(La República 10/06/02)
Perú ha presentado una oferta que consiste en una zona exclusiva por Ilo por 99 años y una serie de ventajas económicas
y tributarias. Se podría desarrollar generación eléctrica conjunta; formar una empresa conjunta para exportar LNG hacia México;
desarrollar proyectos en la ruta del gasoducto y la posibilidad de desarrollar petroquímica de manera conjunta.
Medios empresariales Bolivianos estarían a favor de la salida por Chile, sin embargo hay planteamientos en Bolivia que
cuestionan dicha posición. El gasoducto hacia Ilo es más costoso, pero no se ha considerado que el costo de transporte marítimo
del LNG será mas caro ya que se añaden 1.440 kilómetros con respecto a Ilo. En el caso de Ilo (Margarita-Tarija-Cerro Lípez-Uyuni-Oruro-Calamarca-Santiago
de Macha-Ilo), el gasoducto pasa por 1.070 km de terreno boliviano lo uq e hará que se invierta más en Bolivia. La construcción
del gasoducto en el altiplano permitirá la creación de polos de desarrollo en Uyuni, Oruro y La Paz. La diferencia de costo
entre Ilo y Mejillones pudiera ser emnor a la calculada ya que por ejemplo Petrobras Bolivia S.A. construirá un gasoducto
Yacuiba-Rio Grande a un costo reducido (700MUS$/ km). Si se aplica este costo para el gasoducto altiplánico, el costo adicional
del proyecto Margarita Ilo sería sólo de $378 millones. Por lo tanto, el costo para Paficic LNG por el Perú subiría sólo un
5%. La propuesta peruana da ventajas geopolíticas ya que Chile en los últimos 100 años no ha dado ninguna señal de considerar
la posibilidad de una salida al mar para Bolivia.
La única opción de exportar gas por Chile, que Bolivia tendría que considerar es sobre territorio y puerto boliviano
devueltos a Bolivia en perpetuidad. Los demás aspectos de la exportación de gas a los Estados Unidos no beneficiarán a Bolivia
durante la fase de construcción ya que todos ellos estarán en territorio peruano o chileno.
LNG versus GTL
Syntroleum Corp. señaló en Marzo del 2002 que desde hace 15 años en el Perú sólo se han encontrado reservas de gas y no
de crudo; el problema del gas es que éste se puede usar localmente en la generación de energía pero fuera de eso no se le
ha encontrado otra utilidad, por lo que se tiene que exportar.
Syntroleum afirmó que existe la tecnología LNG en la cual se congela el gas a líquido y luego se convierte a gas otra vez,
es una tecnología muy costosa y requiere mucha inversión a ambos lados del proceso (congelarlo en Perú y reconvertirlo a gas
en USA).
Con la tecnología GTL se producen líquidos (gasolina, diesel) y puede venderse a refinerías en el extranjero o enviarse
embarcado a otros mercados. Lo que se debe tener muy en cuenta es que estas tecnologías requieren un precio base para el gas
natural y allí esta el fondo del problema. Si el Gas natural no tiene costo o este es muy reducido estas nuevas tecnologías
funcionan bien.
CONCLUSIONES
- El siglo XX fue el siglo del petróleo, el siglo XXI es el siglo del Gas natural y el Perú esta entrando en la era
del Gas.
-
El desarrollo de este nuevo recurso no solamente cambiará el mapa energético del Perú sino que fundamentalmente constituye
una nueva oportunidad para impulsar el desarrollo industrial del Perú.
-
El estado de la tecnología actual ofrece una gama de posibilidades para poner en valor nuestros recursos de gas, donde
las opciones tradicionales son sólo una parte del menú de opciones tecnológicas disponibles.
-
Las opciones de las tecnologías Gas a Líquidos (GTL), LNG y el desarrollo de una petroquímica de clase mundial son opciones
tecnológicas que deben evaluarse.
-
La naturaleza altamente tecnológica y compleja de los procesos y tecnologías involucrados obligan que la discusión de
la valorización del gas natural debe ser realizada básicamente por ingenieros antes que por economistas.
