19659754 Diseno de Proceso Del Gas Natural

DISEÑO DE PROCESOS DE GAS NATURAL

Y aplicación de Gas en la Industria del Petróleo

Programa Anual de Capacitación Auspiciado por

CAREC

Administrado por UNI – Universidad Nacional de Ingeniería

Lima – Octubre 2004

SYGNUS Argentina Preparado por [email protected] Dr. José Luis Reatti

EXPOSITOR Dr. José Luis Reatti Geólogo, egresado de la Universidad Nacional de Córdoba. Cuenta con un post grado con orientación en Gas. realizado en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires – Instituto Argentino del Petróleo. Inició sus actividades en 1980 en Gas del Estado, en la Cuenca del Noroeste como Jefe Delegación Yacimientos Norte, teniendo a su cargo la supervisión del Contrato de Compra - Venta de gas con Bolivia y operación de los sistemas de Captación. Ocupó diversos cargos en dicha Empresa en el área técnica entre los que se destacan, Asistente Delegación Yacimientos del Oeste y Asistente Técnico en el Departamento de Tecnología, desarrollando actividades de supervisión y planificación de los sistemas de captación y cabecera de los gasoductos de Transporte. A partir del año 1992 continuó sus actividades en Transportadora de Gas del Norte en la Gerencia Desarrollo de Negocios como Asistente en el área Técnico-Comercial, en cálculo de reservas, producción y demanda interna e externa de gas natural, con amplia participación en el Sector Risk Management. En el año 1998 ingresa a Pan American Energy en la Gerencia Venta de Gas como Jefe de Comercialización de Gas, desarrollando actividades de estructuración y negociación de contratos de compra – venta de gas natural. Actualmente desarrolla trabajos de consultoría para la pequeña y mediana empresa vinculadas a la industria petrolera, montaje y operación de plantas piloto para el tratamiento de biomasa. Ha participado en diversos Congresos y Seminarios vinculados a su profesión y a la industria del gas. Dictó cursos sobre producción y captación de gas y desarrolló actividades de docencia en la Universidad Nacional de Salta.

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DISEÑO DE PROCESOS DE GAS NATURAL Y APLICACION DE GAS EN LA INDUSTRIA DEL

PETROLEO CAPITULO I Reservas y Producción de Gas Natural en el Mundo – Conceptos Básicos Comparación de las Reservas Comprobadas de Petróleo y Gas Natural en el Mundo. Reservas Comprobadas y Producción de Gas Natural por Regiones Geográficas. Comercio Internacional. Importación/Exportación de Gas Natural. Participación del Gas Natural en el Consumo de Energía Primaria. Principales definiciones Hidrocarburos. Gas natural. Gas licuado del petróleo. Gas natural licuado. Caloría. Presión. Metro cúbico y Btu. Unidades de energía. Poder calorífico superior e inferior. Punto de rocío de agua e hidrocarburos. Sustancias contaminantes. CAPITULO II Producción y Captación de Gas Natural Producción de Gas Natural. Tipos de Yacimientos. Componentes principales de una Instalación de Superficie. Captación de Gas Natural. Sistemas de captación. Sistemas centralizados y sectorizados. Eliminación de condensado en la red de captación. Anexo: Clasificación de los tipos de yacimientos de acuerdo con los diagramas de fases CAPITULO III Acondicionamiento y Recuperación de Condensados del Gas Natural Calidad del gas. Concepto y control de punto de rocío. Hidratos de gas. Deshidratación del Gas Natural. Métodos de separación de hidrocarburos condensables. Procedimientos de eliminación de anhídrido carbónico y sulfuro de hidrógeno. Métodos de separación de partículas sólidas y líquidas. Recuperación de hidrocarburos. CAPITULO IV Transporte de Gas Natural Transporte. Planificación del sistema de transporte. Aspectos técnicos y generales para seleccionar una ruta óptima de tubería. Consideraciones económicas. Materiales de construcción. Protección del conducto. Principios hidráulicos. Diseño de la cañería. Etapas constructivas. Compresores: función y principales tipos. Mantenimiento de gasoductos. Operación y despacho. CAPITULO V Evaluación Ambiental Estudios de impacto ambiental. Licencias ambientales. Audiencias públicas. Identificación de potenciales impactos ambientales. Plan de protección ambiental. Abandono de instalaciones. Anexo: El efecto invernadero

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CAPITULO VI Geotécnia Aplicada al Mantenimiento Programa de mantenimiento: generalidades. Programación y análisis de la información. Elementos que forman la pista. Inspección de la pista. Programa de mantenimiento. Acciones preventivas y correctivas. Anexo: Gaviones. Tipos y construcción. CAPITULO VII Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural El cometido de los almacenamientos subterráneos de gas natural. Tipos de almacenamiento subterráneos de gas natural. Opciones. Almacenamiento subterráneo de gas natural y su relación con los centros de consumo. CAPITULO VIII Regulación y Medición de Gas Natural Estación de regulación y medición. Regulación de presión. Válvula de seguridad. Principales sistemas de medición. Placa orificio, rotativoa, turbinas, ultrasonidos. Sistema SCADA. Aplicaciones del sistema SCADA. CAPITULO IX Distribución de Gas Natural Tipos de servicios y demanda. Estaciones reguladoras de presión. Estructura típica de una red de distribución. Diseño de sistemas de distribución. Proyectos constructivos. Simuladores de red de distribución. Operación y mantenimiento del sistema. Mantenimiento correctivo y preventivo. Comercialización. Relaciones comerciales con clientes. CAPITULO X Petroquímica del Gas Natural Procesos de la Industria petroquímica. Productos procedentes del metano. Productos procedentes del etano/etileno. Productos procedentes del propano/propileno. Productos procedentes del butano/butileno. Principales aplicaciones de productos petroquímicos. CAPITULO XI Aspectos Regulatorios y Económicos de la Comercialización del Gas Natural Introducción. Principales características de la regulación. Descripción sintética de concesiones y licencias. Argentina. Autoridad Regulatoria. Precios en la cadena gasífera. Contratos de compra venta de gas. Regulación de tarifas. Demanda firme e interrumpible. Diseño de tarifa. Clasificación de los costos. Reajuste de tarifas. Anexo: Precio del gas en boca de pozo. Contrato de compra/venta.


CAPÍTULO I

PETROLEO Y GAS NATURAL EN EL MUNDO Y principales definiciones

Las Reservas Comprobadas pueden ser definidas como aquellas cantidades de petróleo y/o gas natural que, de acuerdo al análisis de datos geológicos y de ingeniería, se estima que pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles de reservorios conocidos en el momento de la evaluación. Toda reserva tiene un cierto grado de incertidumbre, ya que dependen principalmente de la cantidad y confiabilidad de la información disponible en el momento de su interpretación. Las reservas comprobadas pueden a su vez dividirse:

Reservas Comprobadas Desarrolladas: que se esperan recuperar mediante los pozos e instalaciones producción.

Reservas Comprobadas no Desarrolladas: que se esperan recuperar de pozos a perforar e instalaciones de producción futura y de las cuales se tienen un alto grado de certidumbre ya que se ubican en yacimientos conocidos.

En el mundo las reservas comprobadas de gas natural ascienden a 175.780 MMMm3 a fines de 2003, y son suficiente para abastecer el mercado por más de 60 años al nivel de consumo actual. 2- Reservas Comprobadas y Producción de Gas natural por Regiones Geográficas Aunque el gas natural es un recurso energético no renovable, los recursos gasíferos son abundantes. Las reservas comprobadas de gas se duplicaron el los últimos 20 años. La última evaluación del Servicio Geológico de los Estados Unidos, ubica a los recursos gasíferos convencionales de todo el mundo, incluyendo la producción acumulada, en los 290.000 MMMm3, más una estimación promedio del gas no descubierto que oscila en los 147.000 MMMm3. Es indudable que se registrarán nuevos hallazgos, pero es improbable que se descubran yacimientos gigantes en cuencas con exploración madura. Si bien la gran mayoría de las actuales reservas de gas natural fueron descubierta durante la exploración de petróleo, hoy las compañías se muestran cada ves más interesadas en la búsqueda de gas natural dados los aumentos de precios y demanda, que permiten emprender nuevos proyectos de expansión por las crecientes oportunidades de comercialización; esto ha permitido que la producción de gas natural tenga un incremento del 20% en los últimos 10 años, alcanzando los 2..618 MMMm3 en el 2003, siendo la región geográfica de Europa y Eurasia la de mayor participación en la producción, 39 %.

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3- Comercio Internacional – Importación/Exportación de Gas Natural El comercio internacional del gas aumentó significativamente en los últimos años, a pesar de los altos costos de transporte. Aproximadamente el 23% de la producción mundial de gas natural se comercializa a nivel internacional, un 75% por gasoductos y el 25% restante por buques metaneros. El rápido aumento de la demanda y la expansión de los sistemas de transporte están conduciendo a la integración de los mercados a nivel regional a un ritmo acelerado. Esto ha permitido redes integradas entre Estados Unidos y Canadá, Europa Continental, Reino Unido e Irlanda y gasoductos externos que transportan gas natural desde la Federación Rusa y Argelia; además están apareciendo redes regionales de integración en América del Sur y en el Sudeste Asiático. Japón y Corea se abastecen de GNL, principalmente desde Indonesia. España recibía GNL principalmente de Argelia antes de la construcción del gasoducto submarino. Los países europeos en general, que importan grandes cantidades de gas de la Federación Rusa, prefieren contar con la posibilidad de recibir GNL para prevenir eventuales inconvenientes de origen políticos. Los principales países exportadores son Argelia, Malasia, Libia, Nueva Zelanda, Brunei, Indonesia y Trinidad Tobago. Los principales países importadores son Bélgica, Francia; Grecia; Italia, Portugal, España, Turquía, Estados Unidos, Corea y Japón. Toda la demanda de gas en Japón y Corea es abastecida vía GNL; no obstante, hay numerosos estudios de prefactibilidad para construir gasoductos desde la región de Siberia. 4- Participación del Gas Natural en el Consumo de Energía Primaria En el mundo el consumo de energía primaria pasó de los 4.800 MMtep en 1970 a 9.741 MMtep en el 2003, siendo la participación del petróleo y gas natural en 1970 del 48% y 20 % respectivamente, y del 38% y 24 % en el año 2003 para ambos energéticos. No obstante ello, el petróleo seguirá siendo el combustible dominante en el mix de energía primaria y el gas natural será el combustible primario de más rápido crecimiento. 5- Principales Definiciones

Hidrocarburos: En la naturaleza, tanto el gas natural como el petróleo consisten en mezclas de hidrocarburos líquidos gaseosos y sólidos acompañados por impurezas.

Los átomos de carbono, a diferencia a los de otras sustancias, pueden ligarse entre si intercambiando una, dos, tres o sus cuatro valencias formando cadenas. De esta manera existe una gran cantidad de compuestos de carbono e hidrógeno, llamados hidrocarburos, que han sido clasificados en tres grandes series:

En cadena con uniones simples: saturados o parafínicos en que las valencias de todos los átomos de carbono se ven saturados por ligaduras simples, ya que cada átomo de carbono está conectado a

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otro átomo de carbono por un enlace simple, covalente, y el resto de los electrones están conectado por un enlace simple covalente a un átomo de hidrógeno. Los hidrocarburos son más estables y son menos reactivos químicamente, porque la capa exterior de los electrones tanto de los átomos de carbono e hidrógeno se han saturado a compartir los pares de electrones. De ese modo el compuesto adquiere la estructura de electrones propia de los gases nobles e inertes.

En cadena con doble o triple enlace: son los no saturados porque la valencia de algunos átomos de carbono no se han saturado con enlaces simples, de modo que estos átomos están conectados entre si por enlaces múltiples covalentes. Estos hidrocarburos son menos estables que los anteriores y tienen mayor actividad química. Como consecuencia, los compuestos con ligaduras dobles y triples se combinan rápidamente con otros compuestos, y cuando se someten a calor se descomponen para transformarse en compuestos casi saturados.

En anillo (cadena cerrada): son los alicíclicos, aromáticos y polinucleales, siendo los alicíclicos de cadena cerrada, en los cuales los átomos de carbono están unidos entre si por una sola ligadura. Los hidrocarburos bencénicos o aromáticos son cíclicos donde dos o más átomos de carbono se unen entre si por más de una valencia. El prototipo de estos hidrocarburos es el benceno, por ser el núcleo sobre el cual se construyen los compuestos llamados bencénicos, y es el hidrocarburo más estable de la serie.

Los hidrocarburos saturados o parafínicos son de nuestro interés por ser los componentes del gas natural. En ellos los átomos de carbono se unen entre sí por una sola valencia, mientras que el resto se saturan con los átomos de hidrógeno. La fórmula química general de los hidrocarburos saturados lineales es CnH2n+2.

Metano CH4 Etano C2H6 Propano C3H8 n-butano C4H10 i-butano C4H10 n-pentano C5H12 i-pentano C5H12 neo-pentano C5H12

A partir del butano se presenta la posibilidad de isómeros; estos son hidrocarburos de igual número de átomos de carbono e hidrógeno y por lo tanto del mismo peso molecular, pero de diferente configuración. Al aumentar los átomos de carbono, también aumenta el número de los posibles isómeros, tres para el pentano, dieciocho para el octano. Para el tricontano (C30H62), se han calculado algo más de 4.000 MM de isómeros.

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Gas Natural: Mezcla de hidrocarburos gaseosos que contiene esencialmente metano, algunos hidrocarburos líquidos, gases no combustibles como nitrógeno, anhídrido carbónico y compuestos de azufre, y vestigios de mercurio y otros metales pesados.

En la naturaleza, tanto el gas natural como el petróleo consisten en mezclas de hidrocarburos líquidos, gaseosos y sólidos acompañados por impurezas. En el petróleo prevalecen los hidrocarburos líquidos en los cuales se encuentran parcialmente disueltos y parcialmente mezclados los gaseosos y los sólidos. Los gaseosos son separados en las baterías de los yacimientos y constituyen el gas natural asociado al petróleo; también hay gas natural libre que puede ser acompañado por algo de líquido. Cuando nos referimos a hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos es siempre en condiciones normales de presión y temperatura. El productor debe acondicionar el gas natural extrayendo el agua y los hidrocarburos líquidos de manera que pueda ser inyectado en el gasoducto sin que se formen condensaciones en la cañería. Los contratos de venta se hacen para gas acondicionado, también definido como PPL (Pipe Line Quality).

La composición de los gases naturales varía según el proceso de formación del yacimiento. Las principales impurezas gaseosas del gas natural son el nitrógeno, anhídrido carbónico y el sulfuro de hidrógeno. La presencia de una cantidad grande de anhídrido carbónico y nitrógeno reduce su valor calórico. La presencia de estos dos compuesto hace que se eleve la temperatura necesaria para la combustión. Nitrógeno: la presencia de nitrógeno en el gas natural, sugiere que el contenido del mismo en el aire quedó atrapado en los sedimentos, tal vez con agregados de fuentes ígneas y la descomposición de compuestos orgánicos nítricos. Anhídrido Carbónico: en concentraciones mayores al 8% produce desmayo por asfixia. Este compuesto es generado naturalmente por la acción de los ácidos en carbonatos y bicarbonatos de las rocas ígneas, sedimentarias y metamórficas. También por oxidación de los hidrocarburos por contacto con aguas mineralizadas, y por el calentamiento de carbonatos y bicarbonatos y por la acción de ciertas bacterias anaeróbias que atacan los hidrocarburos. Sulfuro de hidrógeno: gas incoloro con un olor característico y muy soluble en agua. El sulfuro de hidrógeno tiene un marcado efecto corrosivo sobre los metales, tanto como gas libre, en solución en el petróleo o en agua del reservorio. Pequeñas concentraciones de gas resultan tóxicas. Los problemas que surgen al extraer gas natural, petróleo o agua de reservorio ricos en sulfuro de hidrógeno son los siguientes:

Riesgo en la seguridad Corrosión de equipos Necesidad de un tratamiento para su

eliminación

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Aunque el sulfuro de hidrógeno se da en emanaciones volcánicas y en los gases de ciertos manaderos minerales, y se produce por descomposición de materia vegetal y animal, se entiende que la principal fuente para su formación en los hidrocarburos, es a partir de la reducción de los sulfatos en sulfuros por medios orgánicos e inorgánicos. Helio: gas liviano, inodoro, incoloro y químicamente inerte. Se entiende que el origen es a partir de la desintegración de los elementos radiactivos como el uranio, el radio y el torio, de rocas que no están mucho más abajo que las formaciones sedimentarias que contienen gas portador de helio. Es interesante destacar que las emanaciones de radioactivas son sumamente solubles en petróleo, y es muy probable que el helio se haya liberado del petróleo porque es muy insoluble en el mismo.

Gas Licuado del Petróleo (LPG): Mezcla de los hidrocarburos gaseosos más

pesados, principalmente propano y butano, que sometido a presiones moderadas son fácilmente licuables y pueden ser transportados en estado líquido pero convertidos a gases cuando se libera la presión.

A presión atmosférica los puntos de ebullición del propano y butano son –46 °C y –0,6 °C; eso hace que, a presiones relativamente moderadas, aproximadamente 10 bar en el caso del propano y 3 bar en el caso del butano, puedan ser mantenidos al estado líquido. Para su transporte se utilizan barcos, camiones y trenes, donde el producto está almacenado a una presión moderada. Esta propiedad resulta útil para su expendio en lugares que están ubicados lejos de los gasoductos o redes de distribución. La regasificación de un líquido es la ebullición, proceso que absorbe calor. En una garrafa de 10 ó 15 Kg de LPG que se utiliza para alimentar una cocina, el calor de vaporización es tomado del aire, pero si se requiere un caudal de gas mayor, por ejemplo para alimentar un calentador de agua para baño, la garrafa se enfría tanto que la humedad del ambiente comienza a condensar y puede llegar a convertirse en hielo, pudiéndose llegar a la interrupción del suministro. Por esta razón, para regasificar los gases licuados hay que suministrarle calor. También debe tenerse presente la diferencia de poder calorífero, siendo para el metano de 8.983 Cal/m3 y de 22.253 y 29.092 Cal/m3 para el propano y butano respectivamente. En este caso no se pueden usar los mismos quemadores para uno y otros. Para poder utilizar el propano en aparatos de combustión diseñados para metano, se lo diluye con aire en una proporción de 40 % propano y 60 % de aire. La inyección a la red de distribución de mezcla propano-aire, es uno de los procedimientos que se utiliza para satisfacer puntas de demanda. El gas natural no es la única fuente de abastecimiento de LPG, las refinerías de petróleo también los producen.

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Gas Natural Licuado (GNL): Líquido incoloro de baja viscosidad que pasa del estado gaseoso al líquido a –161° C a la presión atmosférica.

El punto crítico del metano es de –82,5 °C y 45,8 atm.; esto significa que por encima de esa temperatura es imposible licuarlo aun aumentando la presión. Por esta razón la licuación del metano para su transporte y/o almacenaje no fue económicamente posible hasta que se lograron considerables avances en la tecnología del frío. Fue alrededor de 1960 que se comenzó a considerar la licuación del metano a presión atmosférica y –161 °C de temperatura, como posible solución para poder transportarlo y almacenarlo. La licuación del metano, así como su mantenimiento en este estado, requiere un notable gasto de energía para mantener la temperatura adecuada. Por otra parte, las inversiones en plantas de licuación, almacenajes refrigerados, plantas de recepción y plantas de regasificación, también son considerables.

Gasolina Natural: Es un condensado líquido a temperatura ambiente

compuesto primordialmente por pentanos, hexanos, heptanos y superiores, productos de presión de vapor intermedia, obtenidos en equipos especiales de separación o plantas de procesamiento.

El manipuleo de estos hidrocarburos líquidos exige ciertos márgenes de seguridad, para ello se establece un valor máximo de tensión de vapor de 12 lbs/pulg2 Reid, motivo por el cual resulta necesario proceder a la estabilización de los condensados a los efectos de despojarlos de los hidrocarburos livianos, de alta tensión de vapor. Tiene buenas propiedades antidetonantes y se emplea como componentes de naftas pero en proporciones limitadas debido a su alta volatilidad, lo que podría producir problemas en los carburadores de los automotores. También se emplea como solvente y materia petroquímica.

Caloría (cal): la pequeña caloría (cal) se define como la cantidad de calor necesaria para elevar en 1 °C la masa de un gramo de agua a presión atmosférica y 15 °C, mientras que la gran caloría (Kcal) es la cantidad de calor necesaria para elevar en 1°C la masa de un Kilogramo de agua en las mismas condiciones. En la industria se utiliza la Kcal.

Presión: la presión se define como la aplicación de una fuerza distribuida

uniformemente sobre una determinada superficie, y si a igual fuerza se reduce la superficie sobre la cual se la aplica, la presión aumenta. La presión atmosférica es el resultado del peso del aire (el aire tiene una masa que es atraída por la tierra), sobre la superficie de la tierra. La presión atmosférica al nivel del mar es de aproximadamente 1,033 Kg/cm2, es decir que cada centímetro cuadrado de la superficie de la tierra soporta una columna de aire cuyo peso es de 1,033 Kg/cm2. En función de ello tenemos que 1 Atmósfera (Atm) es = 1,033 Kg/cm2.

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La misma presión obtendríamos con una columna de agua de 10,33 metros de altura, debido a que el peso específico del agua es de 1 Kg/l. Por lo tanto 10,33m x 0,0001 m2 = 0,001 m3 de agua = 1,033 dm3 de agua = 1,033 litros de agua, cuyo peso es 1,033 Kg/cm2 En el Sistema Internacional de Medidas la unidad de presión es el pascal (Pa); esta medida es el cociente entre la unidad de fuerza que es el newton (N) y la unidad de superficie que es el metro cuadrado (m2). Por lo tanto el Pa = N/m2 Un bar corresponde a 100.000 pascales y equivale a 1,033 Atm. Resumiendo tenemos que: 1 Atm = 1,013 bar = 1,033 Kg/cm2 = 10,33 m de columna de agua = 760 mm columna de mercurio

Entonces 1 Atm. = 1 bar = 1 Kg/cm2 En la industria del gas se habla indiferentemente de atmósfera, bar. o kilos.

Metro Cúbico (m3) y BTU (British Termal Unit)

Metro Cúbico: es la cantidad de gas, libre de vapor de agua que, en las condiciones bases de presión y temperatura, ocupa un volumen de un metro cúbico. BTU: es la cantidad de calor requerida para elevar la temperatura en 1 °F la masa de una libra de agua pura a presión atmosférica (14,73 psi) y 60 °F de temperatura. Cuando se quiere definir una cantidad de gas es necesario hablar de metros cúbicos, litros, pies cúbicos o galones, especificando también la temperatura y la presión. Por ejemplo un metro cúbico de gas a 15 °C y una atmósfera de presión se denomina metro cúbico normal (Nm3). Un Nm3 de aire pesa 1,29 Kg. El gas natural producido se mide en volumen, y ese volumen depende de la composición del gas, de su masa y de la temperatura y presión ambiente. Hay que medir la temperatura y presión para luego, mediante cálculos apropiados normalizar el volumen, es decir referirlo a 15 °C de temperatura y una atmósfera de presión. Por ejemplo: si calculamos el Bg del gas (factor volumétrico) de un yacimiento cuya presión de fondo es de 228, 5 kg/cm2 y la temperatura de fondo es de 100 °C y el z (factor de desviación del gas) es igual a 0,909, tenemos: 0,0686 x 0,909 x 373 Bg = --------------------------- = 0,102 m3 228,5

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Este factor significa que un metro cúbico de gas en condiciones normales (1 atmósfera y 15 °C) ocupará un espacio de 0,102 m3 en el yacimiento a 228,5 Kg/cm2 abs. y 100 °C. El factor volumétrico es la relación existente entre un fluido (petróleo, gas, agua) a condiciones del yacimiento y a condiciones superficiales. En Estados Unidos se utiliza el pie cúbico (cubit foot) cuya abreviación es cuft, y se normaliza a 60 °F y 1 atmósfera de presión y se denomina Standard Cubit Foot (Scf). La equivalencia volumétrica es la siguiente:

1 m3 = 35,31 Cuft 1 cuft = 0,028 m3

Unidades de Energía

Dos volúmenes iguales de gas no necesariamente tienen el mismo contenido energético (poder calorífico), dado que depende de su composición. Recordemos las equivalencias: 1Cal = 3,97 Btu 1 Btu = 0,252 Cal En la Argentina y en los países europeos se utiliza el metro cúbico de 9300 Cal. Este valor no es una unidad de volumen sino una unidad energética que vale 9300 Cal. Generalmente cuando se habla de metro cúbico después que el gas ha sido inyectado al gasoducto, se sobreentiende que es metro cúbico de 9300 Cal. Sabemos que el Btu es una medida muy pequeña, por lo que se utiliza el millón de Btu (MMBtu), y en todo el mundo el precio del gas natural se cotiza en dólares por millón de Btu (u$a/MMBtu, aunque a veces se lo expresa en dólares por mil metros cúbicos de 9300 Cal (u$a//Mm3 de 9300 Cal). Sabemos que: 1.000.000 Btu = 251.995 Cal Por lo que 251.995 Cal = 27,096 m3 9300 Cal/m3 1 MMBtu = 27,096 m3 de 9300 Cal Sabemos por equivalencia que 1 m3 es igual 0,036 MM Btu 1 u$a/MMBtu = 36 u$a/Mm3 de 9300 cal

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Poder Calorífico Superior: Cantidad de calor que se produce por la combustión, a presión constante, de una masa de gas saturado en vapor de agua que ocupa un volumen de un metro cúbico ( 1 M3) a una temperatura de quince grados centígrados (15° C) y una presión absoluta de setecientos sesenta milímetros (760 mm) de columna de mercurio a cero grado (0° C), con condensación del vapor de agua de combustión. La unidad de medida en el Sistema Métrico Decimal es la Kilocaloría por metro cúbico (Kcal/M3).

Resumiendo, el poder calorífico de un combustible es la cantidad de calor producida quemando una unidad de ese combustible. Generalmente se expresa en Cal/Kg o en Cal/Nm3. En las reacciones de combustión de hidrocarburos se produce agua que a la temperatura de combustión está en estado de vapor, por lo que parte del calor producido será insumido por la vaporización del agua. Por lo tanto, el poder calorífico superior se refiere a todo el calor producido, mientras que el poder calorífico inferior descuenta en lo que se gasta en la vaporización del agua. Para poder aprovechar todo el poder calorífico superior, sería necesario contar con equipos de combustión que condensen la totalidad del agua producida; pero generalmente el vapor de agua se pierde en el aire con otros gases de combustión.

Punto de Rocío de Agua e Hidrocarburos

Es la temperatura a la cual aparece la primera gota de condensación de agua y/o hidrocarburos a una condición de presión dada. El agua en estado líquido y los hidrocarburos condensables son muy perjudiciales para el transporte, dado que reducen la sección útil de la cañería, generando pérdidas de carga y potencia, así como también errores en los sistemas de medición e inconvenientes diversos en los sistemas de regulación y distribución. Por otra parte, el agua en estado líquido, es el elemento que genera mayores perjuicios a los gasoductos, por la formación de hidratos de gas que pueden obstruir parcialmente o totalmente el sistema de transporte, y por su acción corrosiva sobre el material, en combinación con el anhídrido carbónico y/o el sulfuro de hidrógeno presente en el gas.

Sustancias Contaminantes

Se denomina de esta manera aquellos componentes sólidos y/o líquidos que eventualmente pueden estar presente en el gas y que, en cantidades que excedan cierto límite pueden causar serios problemas a las instalaciones. Básicamente estas partículas provocan la abrasión de la cañería, de los cilindros compresores o álabes, asientos de válvulas y de elementos sensores; también son responsables del engranamiento de partes móviles, empastamiento de mallas y taponamiento de orificios.


CAPÍTULO II

PRODUCCIÓN Y CAPTACIÓN DE GAS NATURAL 1- Producción de Gas Natural Las acumulaciones de petróleo y gas requieren el reservorio de hidrocarburos que es aquella porción de roca que contiene el yacimiento. El reservorio de hidrocarburos está integrado por cinco elementos esenciales:

Roca reservorio o recipiente: areniscas y carbonatos son las más comunes rocas reservorios.

El espacio poral o espacio vacío: definido como el porcentaje de espacios vacíos respecto del volumen total de roca; da una medida de la capacidad de almacenamiento del reservorio.

Permeabilidad: indica la facilidad con que un fluido dado puede moverse a través del reservorio; esta propiedad controla el caudal que puede producir un pozo.

Fluido contenido: gas, petróleo y agua. Trampa: es la que retiene el gas y el petróleo hasta su descubrimiento.

1.1 Tipos de Yacimientos Se denomina yacimiento de hidrocarburos a la capa o capas porosas y permeables ubicadas en el subsuelo, limitadas por capas impermeables, por encima y por debajo, cerradas por adelgazamiento, impermeabilidad o factores tectónicos en sus contornos, que en su interior contienen petróleo y/o gas. Este debe ser comercialmente productivo y debe tener suficiente espesor y extensión areal para contener un apreciable volumen de hidrocarburos, y producir el contenido de fluidos con un volumen satisfactorio cuando es penetrado por un pozo. Se dice entonces que el hidrocarburo ha sufrido un entrampamiento y en la práctica se encuentran estructuras geológicas de diversos tipos. Estas estructuras pueden tener origen en el plegamiento de estratos, fallas, discordancias, estructuras causadas por intrusiones como domos salinos o plutonismo, variaciones o barreras de permeabilidad y cualquier combinación de las mencionadas, favoreciendo el entrampamiento de los fluidos. Una vez formada la estructura recipiente, los fluidos originados en la roca madre migran hacia las mismas y se produce una distribución generalmente en forma gravitacional, encontrándose el típico ordenamiento gas, petróleo y agua superpuestos en ese orden de acuerdo a sus densidades. La clasificación de yacimientos se puede realizar teniendo en cuenta distintos puntos de vista o características de los reservorios como:

Litología Distintos tipos de porosidad

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Tipos de estructuras geológicas Tipos de drenaje o energía disponible Propiedades y comportamiento de las fases Otros

En este curso y por su conveniencia trabajaremos con una clasificación que tiene en cuenta las propiedades y comportamiento de las fases. Por ello, las reservas de gas natural en función de los tipos de yacimientos las clasificamos de la siguiente manera.

Gas Seco: En estos yacimientos no hay condensación ni en el reservorio ni en superficie, es decir que están desvinculados de los yacimientos de petróleo. El gas seco se compone principalmente de metano, con cantidades menores de etano, propano y butano.

Gas Húmedo: El comportamiento de estos yacimientos es similar a los

yacimientos de gas seco. La diferencia con estos últimos está dada por la condensación que se produce en superficie debido al ingreso en la región de dos fases, luego de superar la curva de rocío.

El gas húmedo tiene al metano y solo algunos componentes intermedios. Es común separar el butano y superiores en plantas apropiadas en superficie.

Gas Condensado: En estos yacimientos, en el fondo y hasta bajar la presión de la curva de rocío existe solo gas, al entrar en la región de dos fases se produce una condensación y aparece la fase líquida; este comportamiento es llamado “condensación retrógrada” porque ocurre una condensación cuando generalmente en una dilatación isotérmica se produce una vaporización. El líquido condensado se adhiere a las paredes de los poros de la roca reservorio y con el gas producido disminuye el contenido líquido, y en superficie se manifiesta con un aumento de la razón gas/líquido de producción. Esto motiva una reducción en los porcentajes en la recuperación de condensado en caso que la presión de abandono del yacimiento no sea suficientemente bajo para permitir la etapa de vaporización.

Gas Asociado al Petróleo: Denominados yacimientos de petróleo saturado, la presión inicial nunca supera la el valor de saturación, y en el caso que sea menor resultará un yacimiento con capa o casquete de gas.

Generalmente este gas no es extraído durante la explotación del yacimiento, porque mejora los porcentajes de recuperación de petróleo. Con la explotación de petróleo el casquete se expandirá hacia abajo, entrando en la zona de petróleo; esto produce un aumento en las relaciones gas/petróleo, en los pozos ubicados próximos al contacto gas – petróleo.

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Gas Disuelto: Son aquellos cuya presión inicial es superior a la de saturación. En estas condiciones si se reduce ligeramente la presión no se libera gas de la solución.

En la explotación se destacan dos etapas:

o Etapa I: Comprende la disminución de presión desde la inicial hasta la presión de saturación o burbujeo, donde los volúmenes de gas y petróleo en superficie se mantienen prácticamente constante, dado que en el reservorio no existe liberación de gas.

o Etapa II: Comprende la disminución de presión desde la de saturación

hasta la de abandono. La energía para el drenaje es aportada por la expansión del gas disuelto casi en su totalidad. Cuando la saturación de gas alcanza su valor crítico, que le permite fluir, comenzará a incrementar progresivamente hasta alcanzar un valor máximo hasta declinar hacia el final de la explotación del yacimiento.

2- Componentes Principales de una Instalación de Superficie Realizadas las perforaciones y determinados los pozos petrolíferos que entrarán en producción es necesario es necesario contar con instalaciones adecuadas que permitan separar los volúmenes de gas, petróleo y agua asociada. Estas instalaciones reciben el nombre de baterías y su finalidad es de facilitar la separación del petróleo, el gas y el agua, a los efectos de su posterior transporte a las plantas de procesamiento. Básicamente están compuesto por un colector de ingreso de pozos, separadores gas – petróleo, mecanismos de regulación de presión y medición, como así también sistemas de almacenaje e impulsión de petróleo. Una vez realizada las funciones de separación de los diferentes fluidos se controla, mediante equipos de medición, el volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. Para el caso de captación de gas de pozos exclusivamente gasíferos, es necesario contar también con instalaciones que permitan la separación primaria de líquidos y el manejo y control de la producción de gas, normalmente a mayor presión que el petróleo. A efectos de considerar íntegramente una instalación de superficie para pozo gasífero, se puede establecer que en su conjunto los elementos que la integran deben cumplir las siguientes funciones:

Calefaccionar el gas: en los casos necesarios y con la finalidad de evitar la formación de hidratos.

Eliminar componentes: condensados del gas natural, agua y otras impurezas tales como polvo, barro, etc.

Regulación de presiones: regular dentro de valores deseados la presión del gas, para poder facilitar su ingreso a los sistemas de captación.

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Para cumplir las condiciones enunciadas es necesario contar con:

Calentador de gas tipo indirecto. Separador gas – líquido. Elementos de control, medición y seguridad.

2- 1 Calentador de gas tipo indirecto Se utilizan cuando las características del gas a tratar impone el mantenimiento de una cierta temperatura del mismo, previniendo de esta manera la formación de hidratos de gas La mayor parte del gas natural contiene cantidades de vapor de agua en todo momento cuando es producido desde un pozo gasífero o es separado desde un petróleo asociado. El vapor de agua debe ser removido de la corriente de gas, porque este condensará como líquido y puede causar formación de hidratos cuando el gas se enfría. Las cañerías de captación mas vulnerables al taponamiento por formación de hidratos de gas son las de menor diámetro. 2- 2 Separadores gas – líquido Se puede decir que los separadores que adoptan la forma vertical y horizontal, en especial este último, son los más aptos o por lo menos los de mayor difusión en la construcción de instalaciones de superficie para pozos gasíferos. La separación de líquidos en la corriente de gas, es el proceso de operación más común en todos los yacimientos. Un separador en la corriente de gas debe:

Causar una separación primaria de los hidrocarburos líquidos y del agua que vienen con el gas.

Remover la mayor parte de los líquidos entrantes con el gas en forma de niebla. Descargar el gas y líquido separado por los tubos y asegurar de que no ocurra

retroceso de los fluidos. Si estas funciones se cumplen el separador básico diseñado debe:

Controlar y disipar la energía de la corriente del pozo cuando esta entra al separador.

Minimizar turbulencias en la sección del gas y reducir la velocidad. Control de acumulación de espuma en los tubos. Eliminar retrocesos en el separador de gas y líquido. Proveer una salida de gas, con adecuado control para mantener la presión

programada. Proveer salida para líquidos, con adecuado control del nivel líquido. Si es necesario proveer un pórtico de limpieza en los puntos donde pueden

acumularse sólidos.

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Proveer alivios por presión excesiva, in caso de que la salida de gas y/o líquido están obstruidas.

Proveer equipamiento de medición. 2- 2- 1 Separador vertical

Utilizado frecuentemente en bajas relaciones de gas-líquido. Puede retener más liquido por unidad de gas tratado. Buen fondo de drenaje cuando hay arrastre de partículas sólidas. Puede permitir la aplicación de un serpentín de calentamiento de líquido. El control de líquido es bastante flexible, pudiendo variar su nivel en función

del volumen ingresado. La superficie ocupada en su montaje es reducida.

2- 2- 2 Separador Horizontal

La separación horizontal no es apta para la retención de partículas sólidas como consecuencia de su sistema de drenaje.

Son casi siempre usados para alta relación gas – líquido. Tiene una mayor área de interfase gas – líquido, permitiendo mayor

velocidad del gas. A igual diámetro, se obtiene una capacidad de tratamiento mayor que en el

separador vertical. La opción de dos cilindros superpuestos puede reemplazar al separador

vertical en su cualidad más sobresaliente, o sea, la retención de un alto volumen de líquido en relación al gas tratado.

En este separador el gas fluye horizontal, en el mismo tiempo, el líquido que entra cae hacia la superficie líquida horizontal.

3- Captación de Gas Natural Se denomina red de captación al conjunto de todas aquellas cañerías que se utilizan para la conducción del fluido, desde su fuente de producción hasta la vinculación de las plantas de tratamiento y/o con el gasoducto de transporte propiamente dicho. La redes de captación puede estar integrada por cañerías de diversos diámetros, aptas para distintas presiones de operación. En general el gas natural es captado en tres categorías diferentes, las cual depende de la presión que salga del yacimiento. Por lo tanto, la presión a la que el gas es captado tiene importancia económica, ya que aquel con presiones más bajas necesitará de compresión. Las tres categorías son:

Sistema de captación de baja presión: constituidos por cañerías de mediano y gran diámetro (6” y 24”), que vinculan generalmente baterías de petróleo y pozos gasíferos de presiones dinámicas de reducido valor, con plantas compresoras.

La presión de operación oscila en valores promedio, entre 0 y 8 Kg/cm2 .

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Sistemas de captación de media presión: la presión media de trabajo oscila

entre 20 y 40 Kg/cm2 y en general vinculan pozos y/o estaciones de separación gas – petróleo, que operan a esa presión, con plantas compresoras diseñadas para idéntica presión de aspiración.

Generalmente se utilizan para estos sistemas, cañerías cuyos diámetros varían entre 4” a 10”.

Sistemas de captación de alta presión: para estos sistemas se emplean cañerías que generalmente van, de las 3” y 8” de diámetro. Estas cañerías, salvo algunas excepciones, vinculan a pozos de alta presión con plantas deshidratadoras y/o plantas de tratamiento .

Los valores de operación normal pueden considerarse entre un rango de presiones entre los 70 y 80 Kg/cm2.

Los datos de diámetros y presiones que se han considerado para estos sistemas es a título informativo, ya que los valores dependen directamente de la longitud y caudales a transportar. 4- Sistemas de Captación: centralizados y sectorizados Sistema centralizado: se entiende por sistema centralizado aquellas redes de captación cuyos sistemas de baja, media y alta presión convergen hacia un punto único de compresión y/o tratamiento, desde el cual se vinculan finalmente al gasoducto. Sistema sectorizado: es aquel en que las cañerías de baja, media y alta presión concurren a distintas plantas compresoras y/o deshidratadoras, ubicadas en un yacimiento o en dos o más yacimientos cercanos, y luego, mediante un sistema de alta presión se vinculan a una planta de tratamiento y/o cabecera de gasoducto. La definición, para la aplicación de uno de los dos sistemas indicados, no es tarea fácil, dado que depende de una considerable cantidad de factores, entre los cuales podemos destacar:

a) Característica y extensión del yacimiento b) Tipo, cantidad y capacidad de las plantas compresoras a utilizar c) Longitudes y diámetros de las cañería d) Volúmenes de gas a captar de los distintos centros de producción e) Composición del gas y contenidos de impurezas

Cada uno de estos factores deben analizarse en concordancia con los demás, sin dejar de tener en cuenta la parte económica, en lo que respecta al equipamiento inicial, como la operación y mantenimiento posterior.

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5- Eliminación de condensado en la red de captación En estos sistemas el principal factor que reduce el flujo de gas, es la presencia de líquido, proveniente generalmente de instalaciones productoras de petróleo y en menor grado de instalaciones de superficie de pozos gasíferos. En el caso de baja presión, se descarta la formación de hidratos por la presencia de líquido, en media y alta presión, y más específicamente en este último, el factor negativo más determinante que influye en el desplazamiento del fluido, es la presencia de agua en estado líquido, que en determinadas condiciones de presión y temperatura y en combinación con algunos componentes del gas natural producen la formación de hidratos. Normalmente, la primera separación gas – líquido se efectúa en las instalaciones de separación primaria en superficie, donde se elimina el agua e hidrocarburos en estado líquido y parte de los vapores que condensan por enfriamiento del gas, producto de la regulación y posterior expansión del gas en el separador. Se debe tener en cuenta, el incremento de temperatura que se otorga en el calentamiento del gas, dado que si bien esto evita problemas operativos en los sistemas de regulación, una temperatura de entrada del gas en los separadores muy elevada, disminuirá la cantidad de vapores de condensación, haciéndolo posteriormente en los conductos de transporte. Una de las formas de evitar la reducción de eficiencia de la cañería por la presencia de líquido, es la instalación de reductores y/o purgadores de líquidos ubicados estratégicamente, en los puntos de mayor posibilidad de acumulación, especialmente cuando los terrenos atravesados por las cañerías son accidentados. En los sistemas de captación modernos se diseñan trampas de scraper, que permiten ingresar dentro de la cañería, un dispositivo que produce el desplazamiento de los líquidos y condensados en el conducto, inclusive partículas sólidas, que luego son separados y recuperados en un Slug Catcher en la entrada de la planta compresora o tratamiento. 6- Clasificación de los tipos de yacimientos de acuerdo con los diagrama de fases

La figura adjunta es un diagrama de fases P – T, para un determinado fluido de un yacimiento. El área encerrada por las curvas de punto de burbujeo y punto de rocío, es la región de combinación de presión y temperatura en donde existe dos fases, liquida y gaseosa. Las curvas dentro de la región de dos fases muestran el porcentaje de líquido en el volumen total de hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura. Toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende de la composición de la misma. Consideremos un yacimiento con el fluido a una temperatura de 300 °F 3.700 lpca, punto A; como dicho punto se encuentra fuera de la región de dos fases, el fluido se hallará inicialmente en estado de una sola fase (monofásico), comúnmente llamado gas. Como el fluido que queda en el yacimiento durante la producción permanece a 300 °F, es evidente que el fluido permanecerá en el estado de una sola fase o estado gaseoso a

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medida que la presión disminuya a lo largo de la trayectoria A – A1. Más aún, la composición del fluido producido por el pozo no varía a medida que el yacimiento se agota. Esto será cierto para cualquier acumulación de esta composición, donde la temperatura del yacimiento excede el punto cricondentérmico o máxima temperatura a la cual pueden existir dos fases, o sea, 250 °F para el ejemplo considerado. Aunque el fluido que queda en el yacimiento permanecerá en el estado monofásico, el fluido producido al pasar del fondo del pozo a los separadores en la superficie, aunque de la misma composición, puede entrar en la región de dos fases, debido a la disminución de la temperatura, como lo representa la línea A – A2. Esto explica la producción del líquido condensado en la superficie a partir de un gas en el yacimiento. Es lógico que si el punto cricondentérmico está por debajo, por ejemplo, 50 °F, solo existirá gas en la superficie a las temperaturas normales de ambiente, y la producción se denominará de gas seco; no obstante, la producción puede contener fracciones líquidas que pueden obtenerse por separación a baja temperatura o por planta de recuperación de gasolina del gas natural. Consideremos de nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la figura, pero a una temperatura de 180 °F y presión inicial de 3.300 lpca, punto B. Aquí la temperatura del yacimiento excede la temperatura crítica , y como antes, el fluido se encuentra en estado monofásico denominado fase gaseosa o simplemente gas. A medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento A, y permanecerá constante hasta alcanzar la presión de punto de rocío; por debajo de esta presión se condensa líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío; de allí que este tipo de yacimiento se lo denomina comúnmente de punto de rocío. Debido a esta condensación la fase gaseosa disminuirá su contenido líquido. Como el líquido condensado se adhiere a las paredes de los poros de la roca, permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor, aumentando la relación gas – petróleo de producción. Este proceso denominado condensación retrógrada, continúa hasta alcanzar un punto de máximo volumen líquido, 10% a 2.250 lpca, punto B2. Se emplea el término retrógrado porque generalmente en una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación. En realidad, una vez que se alcanza la curva de punto de rocío, debido a que la composición del fluido producido varía, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia, y la curva envolvente comienza a desviarse. El diagrama de fase de la figura adjunta representa una mezcla y solo una mezcla de hidrocarburos. Desgraciadamente para la recuperación máxima de líquido, esta desviación es hacia la derecha, lo que acentúa aún más la pérdida de líquido retrógrado en los poros de la roca del yacimiento. Si ignoramos por el momento esta desviación en el diagrama de fases, desde el punto de vista cualitativo, la vaporización de líquido formado por condensación retrógrada, se presenta a partir de B2 hasta la presión de abandono B3. Esta revaporización ayuda a la recuperación líquida y se hace evidente por la disminución de las razones gas – petróleo en la superficie. La pérdida neta de líquido retrógrado es evidentemente mayor para:

a) Menores temperaturas en el yacimiento b) Mayores presiones de abandono c) Mayor desviación del diagrama de fases hacia la derecha

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En cualquier tiempo el líquido producido por condensación retrógrada en el yacimiento está compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano, y es mucho mayor que el volumen del líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a presión y temperatura atmosférica. La composición del líquido por condensación retrógrada cambia a medida que la presión disminuye, de manera que 4% del volumen líquido retrógrado a una presión, por ejemplo, de 750 lpca puede contener un condensado estable a condiciones de superficie equivalente a 6% del volumen retrógrado a 2.250 lpca. Si la acumulación ocurre a 3.000 lpca y 75 °F, punto C, el fluido del yacimiento se encuentra en estado monofásico, denominado en este caso líquido, debido a que la temperatura está por debajo de la temperatura crítica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbujeo, ya que a medida que la presión disminuye se alcanzará el punto de burbujeo, en este caso 2.550 lpca, punto C!. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre. Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando continuamente. Inversamente, el petróleo fluye cada vez en cantidades menores y cuando el yacimiento se agota queda aún mucho petróleo por recuperar. Otros nombres empleado para este tipo de yacimiento de líquido/petróleo son: yacimiento de depleción, de gas disuelto, de empuje por gas en solución y de empuje por gas interno. Finalmente, si la misma mezcla de hidrocarburos ocurre a 2.000 lpca y 150 °F, punto D, existe un yacimiento de dos fases, que contiene una zona de líquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior. Como las composiciones de las zonas de petróleo y gas son completamente diferentes entre si, pueden representarse separadamente por diagramas de fase individuales o con el diagrama de mezcla. Las condiciones de la zona líquida o de petróleo serán las de punto de burbujeo y se producirá como un yacimiento de punto de burbujeo, modificado por la presencia de la capa de gas. Las condiciones de la capa de gas serán las de punto de rocío y puede ser retrógrada y no retrógrada. En base a lo expuesto en los párrafos anteriores y desde un punto de vista más técnico, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en estado monofásico (A, B y C) o en estado bifásico (D), de acuerdo con la posición relativa de sus presiones y temperaturas en los diagrama de fases. En depleción volumétrica (donde no existe empuje de agua) estos diferentes yacimientos monofásicos pueden comportarse:

a) Como yacimiento simple o normales de gas (A) donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico.

b) Como yacimientos de condensación retrógrada (de punto de rocío) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura del punto cricondentérmico.

c) Como yacimiento de gas disuelto (de punto de burbujeo) (C), donde la temperatura del yacimiento está por debajo de la temperatura crítica.

d) Cuando la presión y temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de petróleo con una capa de gas superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas (A) o como un yacimiento retrógrado de gas (B).


CAPITULO III

ACONDICIONAMIENTO y RECUPERACIÓN DE CONDENSADOS DEL GAS NATURAL

1- Calidad del Gas Natural El gas natural proveniente de los yacimientos contiene impurezas y contaminantes que es necesario remover para ingresarlo en forma adecuada a los sistemas de transporte y posterior distribución para su utilización. Las impurezas y contaminantes presentes en el gas natural de mayor importancia son:

Vapor de Agua – H2O Dióxido de Carbono – CO2 Nitrógeno – N2 Sulfuro de Hidrógeno – SH2 Azufre – como otros compuestos de azufre Hidrocarburos Condensables (HC) Partículas Sólidas y Líquidas

1-1 Vapor de Agua

El agua es el elemento que provoca los mayores perjuicios al transporte y a la cañería en sí, por la formación de hidratos de gas que obstruyen parcial o totalmente el gasoducto, y por su acción corrosiva sobre la cañería en combinación con el dióxido de carbono y/o el sulfuro de hidrógeno que se encuentran presentes en el gas.

1-2 Dióxido de Carbono En combinación con el agua líquida, produce corrosión sobre el materia de la cañería. La acción corrosiva del dióxido de carbono se puede expresar químicamente de la siguiente forma: CO2 + H2O CO3H2 - ácido carbónico El ácido carbónico actúa sobre el material: CO3H2 + Fe CO3Fe - carbonato de hierro + H2

1-3 Inertes

Dentro de los inertes se incluyen principalmente al dióxido de carbono y al nitrógeno, debido a que el gas helio y el argón pueden encontrarse tan solo en niveles de trazas; los inertes reducen el contenido calórico del gas.

1-4 Sulfuro de Hidrógeno Tiene una gran acción sobre el material de la cañería y accesorios en presencia de agua; por otra parte es un contamínate de alta toxicidad para el ser humano:

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10 ppmv: límite permisible de exposición 150 ppmv: provocan mareos y pérdida de olfato 500 ppmv: puede provocar la muerte

1-5 Otros compuestos de Azufre

En la combustión son generadores de óxidos de azufre (Sox), principal indicador de la contaminación ambiental, forma parte de la lluvia ácida con los óxidos de nitrógeno (NOx). En general el gas natural tiene porcentajes bajos de compuestos de azufre.

Los principales compuestos de azufre son:

Sulfóxidos - (RSOR) Sulfonas - (RSO2R) Disulfuro de Carbono – (CS2) Mercaptanos – (RSH) – odorantes del gas natural

1-6 Hidrocarburos Condensables

Dependiendo de la presión y temperatura de operación durante el transporte del gas natural son productos que pueden condensar reduciendo la sección de la cañería, lo que genera pérdidas de carga y potencia. También pueden ocasionar errores de medición e inconvenientes en los sistemas de regulación y distribución. Son hidrocarburos de mayor peso molecular tales como los hexanos, heptanos, octanos y otros.

1-7 Partículas Sólidas y Líquidas Estas partículas provocan la abrasión de la cañería, cilindros compresores y/o álabes, asientos de válvulas, sensores, etc. También son responsables del taponamiento de mallas y orificios, y del agrandamiento de partes móviles. Dentro de estas partículas se incluyen las arenas, óxido de hierro, restos de petróleo, productos químicos que son utilizados en el procesamiento del gas y aceites de los equipos compresores.

1-8 Poder Calórico El poder calorífero también forma parte de las especificaciones de calidad del gas natural, por su capacidad de entregar energía por unidad de volumen, sobre ese valor energético se le dará valor económico.

2- Concepto y Control de Punto de Rocío

2-1 Concepto de Punto de Rocío

En todo gas natural existen dos valores que son la presión y temperatura, a partir de los cuales el agua y los hidrocarburos pesados que se encuentran en estado de vapor, comienzan a pasar al estado líquido; este cambio de estado se denomina condensación. Denominamos punto de rocío (dew point), a la temperatura a la cual aparece la primera gota de líquido.

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Como cada gas natural tiene una composición determinada va existir una representación gráfica de un conjunto de puntos, que nos muestra la curva de puntos de rocío de agua y de hidrocarburos para esa composición. 2-2 Control de Punto de Rocío Para la medición de punto de rocío del agua e hidrocarburos condensables, existe una gran variedad de instrumentos; algunos son dificultosos en calibrar, otros no resisten los tratamientos físicos bruscos y otros necesitan que el operador tenga una gran práctica. El más común es el “The Bureau of Mines Dew Point Tester” (Tester de Punto de Rocío de la Oficina de Minas). Este aparato consiste básicamente, en un espejo pulido sobre el que se hace circular el gas a analizar, que es enfriado mediante un fluido refrigerante, en general propano, hasta alcanzar la temperatura de condensación. Cuando aparecen las primeras gotas de líquido, el operador registra la temperatura de enfriamiento, y adicionalmente la presión y temperatura del gas analizado. El valor obtenido depende de la visual y la práctica del operador, por lo que es común que diferentes personas obtengan valores distintos. El aparato es simple, robusto y se transporta con mucha facilidad; existen otros procedimientos que utilizan propiedades dieléctricas, corrientes electrolíticas, reactivos, etc. Para los hidrocarburos, puede utilizarse un simulador de procesos a partir de la composición cromatográfica del gas a analizar, obteniéndose rápidamente el diagrama de equilibrio líquido – vapor, con lo cual se observa su comportamiento a distintas presiones de operación. 2-3 Gráfico de Punto de Rocío de Agua Es un gráfico experimental que representa el contenido de vapor de agua en equilibrio, para un gas natural pobre y dulce, para distintas presiones y temperatura; por otra parte muestra la franja de formación de hidratos. Presenta corrección por densidad, ya que está desarrollado para un gas de densidad relativa igual a 0,600. Sus principales usos son:

Determinar cuán cerca se está de la formación de hidratos. Definir la trayectoria de una corriente de gas sin acondicionar entre dos

puntos determinados. Partiendo de un punto de rocío medido a una presión y temperatura

determinada, definir el y/o los puntos de rocío correspondiente a otras presiones.

3- Hidratos de Gas

Los hidratos de gas se comportan como soluciones de gases en sólidos cristalinos. El hidrato de gas, tal como se lo obtiene de la cañerías, se asemeja mucho a la nieve aglomerada. Una masa de hidrato suele ser muy porosa y liviana y se gasifica a presión

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atmosférica. Usualmente flotan en el agua y se hunden en los hidrocarburos líquidos, y pueden formarse a temperaturas por encima del punto de congelamiento del agua. Diversas investigaciones realizadas de su estructura cristalina han permitido determinar que estos poseen una estructura en jaula, lo que significa que la malla fundamental está constituida por moléculas de agua, ocupando las cavidades y haciendo de apuntalamiento las moléculas de hidrocarburos, sin establecer un vínculo fuerte con estás. Las moléculas de CO2, SH2, CH4, y C2H6, son las que se denominan huéspedes chicos. Las moléculas de C3H8 y C4H10, se las denominan huéspedes grandes. En general, cuando mayor es la cadena de carbono, menor es la posibilidad de formación de hidratos de gas. En el caso del propano y butano solo pueden ocupar las cavidades más grandes. Teóricamente moléculas mayores al isobutano no deberían formar hidratos, pero en la práctica se ha encontrado que el normal butano puede entrar en la red en presencia de gran cantidad de moléculas pequeñas. Por lo tanto, moléculas mayores al normalbutano no pueden formar hidratos de gas, ya que no entra en las cavidades. Los factores que favorecen la formación de hidratos de gas son:

Primarias Presencia de agua en estado líquido. Temperatura del gas por debajo del punto de rocío del agua. Baja temperatura que favorece la condensación Alta presión

Secundarias Alta velocidad Cualquier tipo de agitación Introducción de pequeños cristales de hidratos dentro de la

corriente de gas. Compuestos muy solubles en agua, como ser CO2 y SH2

3-1 Métodos preventivos para evitar la formación de hidratos La formación de hidratos del gas se evita mediante la remoción del vapor de agua presente en el gas natural, antes de ser ingresado a los sistemas de transportes; esta operación se la conoce como deshidratación. También, existen una gran variedad de substancias para agregar a la corriente de gas natural, con el fin de reducir la temperatura de congelamiento del agua como la de formación de hidratos; algunas substancias hidrosolubles inhiben o evitan la formación de hidrato, agrediendo la estructura cristalina o disminuyendo la actividad del agua. El amoníaco inhibe, atacando a dicha estructura, mientras que las sales como el cloruro de sodio, reduce la actividad del agua.

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Hoy en día, y por diversas razones prácticas, los inhibidores más utilizados para reducir la presión de vapor del agua son los alcoholes y glicoles; este último tiene una gran afinidad por el agua. Entre ellos tenemos:

Metanol – CH3OH Etanol - CH3 CH2 OH Etilen Glicol – HOC2H4OH Dietilen Glicol - HOC2H4OC2H4O Trietilen Glicol – HO(C2H4O)2C2H4O

La elección del producto está en función del costo y disponibilidad del mismo, siendo el más utilizado el metanol. Otro método que se puede utilizar es el calentamiento del gas, con el fin de mantener la temperatura del mismo por encima a la de formación de hidratos. Para ello se utilizan calentadores indirectos a baños de agua. Los elementos básicos que componen un calentador indirecto son: un serpentín por donde circula el gas a calefaccionar, un tubo de fuego y la estructura o armazón del mismo. El agua para el medio de calefacción debe ser tan pura como sea posible y libre de partículas. Estos calentadores se colocan en lugares estratégicos para elevar la temperatura del gas con el fin de evitar la condensación y acumulación de agua por la presencia de puntos de baja temperatura y/o altimetría, o por la brusca caída de la temperatura en las secciones restringidas y válvulas. 3-2 Métodos Correctivos Se entiende como métodos correctivos, aquellos procedimientos que nos permiten eliminar los hidratos una vez instalados. Para este procedimiento se tiene cuenta los mismos principios utilizados en los métodos preventivos. Formado el hidrato, comienza su crecimiento obstruyendo la cañería hasta llegar al taponamiento total de la misma. Eliminar un hidrato de gas es una tarea difícil, y siempre se afecta el transporte. Las reglas a tener en cuenta para la eliminación del hidrato de gas quedan generalizadas principalmente en tres, sin tener en cuenta el orden dado que la prioridad estará supeditada a las necesidades operativas de ese momento:

1. Elevación de la temperatura en el lugar de formación: esto se puede lograr interna o externamente. Para el primer caso, se inyectará gas a alta temperatura, que al pasar por la zona del hidrato lo va derritiendo lentamente. El segundo caso, consiste en calentar con agua caliente las paredes externa del caño, con lo que se consigue desprenderlo y romperlo.

2. Variación de la presión en el gasoducto: como con la diferencial de presión provocada por el hidrato no es suficiente para su ruptura, entonces se debe crear una diferencial de presión mayor, lo que solamente se logra aislando el tramo y

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provocando un venteo en uno de sus extremos, hasta alcanzar la presión atmosférica, pasando luego a llenar el tramo nuevamente con gas y repitiendo el procedimiento tantas veces como sea necesario, y en algunos casos dejando el tramo a presión atmosférica por largo tiempo.

3. Inyección de sustancias inhibidoras: estos productos se utilizan en caso que no se pueda interrumpir el flujo de gas. Este procedimiento se basa en las características que tienen estas substancias, dado que las mismas absorben el agua que forman los hidratos liberando los hidrocarburos y, de esta manera, provocando la descomposición de los cristales.

Los tres procedimientos mencionados pueden ser utilizados en forma individual o combinadas, según las necesidades operativas. En las plantas de proceso, la formación de hidratos en válvulas y restricciones, se elimina con calentamiento externo; en conductos o intercambiadores, se utiliza principalmente el calentamiento interno y/o la inyección de algún inhibidor. En los gasoductos el procedimiento más práctico, rápido y seguro es la combinación de los dos últimos, aunque no siempre es factible de realizar ya que ello significa la interrupción del transporte y el venteo de grandes volúmenes de gas. Por otra parte, la remoción de hidratos utilizando medios mecánicos puede ocasionar otros inconvenientes. Las esferas pueden agravar el problema, ya que al deformarse aplastan y compactan el hidrato sobre las paredes del conducto, y el uso de los scrappers puede ocasionar el atascamiento de los mismos en la cañería. 4- Deshidratación del Gas Natural El gas proveniente de los yacimientos casi siempre se encuentra saturado con agua que puede proceder tanto de las capas acuíferas, como del agua intersticial. Durante su ascenso por el tubing va adquiriendo temperaturas cada vez menores y si el tenor de agua es suficiente puede condensar y llegar a formar hidratos ya sea en la parte superior de la columna de producción y/o en los sistemas de separación primaria y captación. Ello naturalmente depende a la presión y temperatura que se encuentre. 4- 1 Procedimientos de Deshidratación El contenido de vapor de agua de un gas se puede reducir por cualquiera de los métodos que a continuación se describen:

Enfriamiento: el enfriamiento de un gas puede reducir el contenido de vapor de agua en equilibrio y separarse por condensación. El método más común son los condensadores de superficie, que se aplica normalmente a aquellos sistemas en los cuales el medio refrigerante es agua procedente de una torre de enfriamiento que pasa por intercambiadores gas -agua y una posterior etapa de separación bifásica de los condensados. También puede utilizarse aeroenfriadores.

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En general, estos equipos son utilizados para enfriar gas con una temperatura mayor a los 25°C para lograr una saturación de agua de acorde a los diseños de las plantas de deshidratadoras por adsorción.

Adsorción: todos los sólidos adsorben agua en cierta proporción, pero su eficiencia varía con la naturaleza del material y su porosidad interna, por lo cual este método es un lecho de materia sólido y de estructura porosa. Cuando se hace circular gas a través del lecho sólido, el adsorbente retendrá en forma selectiva hidrocarburos y/o agua hasta su saturación, actuando fuerzas intermoleculares y fenómenos de difusión. Cuando la masa de gas de salida comienza a tener una calidad aproximada a la del gas de entrada, el lecho se encuentra saturado y se procede a su regeneración mediante calentamiento a alta temperatura (300 a 350 °F), donde las moléculas absorbidas vuelven a la fase gaseosa, eliminándose de esta manera el agua retenida. El lecho se encuentra seco y se debe esperar que se enfríe, ya que al operarlo en condiciones de alta temperatura no tiene prácticamente capacidad de adsorción. Estos desecantes pueden absorber en forma selectiva hidrocarburos, agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, dependiendo del tamaño de la estructura porosa del adsorbente, y del tamaño y polaridad de la molécula de gas a tratar. No obstante, se debe tener en cuenta que un determinado desecante se irá saturando primero de los hidrocarburos livianos, luego de los hidrocarburos más pesados y finalmente de agua; en función de ello, seleccionando tiempo de ciclos largos la adsorción será básicamente agua, dado que esta desplazará a los hidrocarburos. Los materiales de lecho más utilizados en los sistemas de deshidratación por adsorción son la sílica gel, cuando se quiere obtener gas de calidad para ser ingresado al gasoducto de transporte, y tamices moleculares para obtener gas de calidad para plantas de recuperación criogénica.

Absorción: la deshidratación de un gas con absorbentes líquidos comúnmente representa una de las más simples aplicaciones de al absorción, utilizando para ello un líquido higroscópico (glicol). El vapor de agua que se encuentra en el gas será absorbida por una solución mientras la presión parcial del vapor de agua en el gas, exceda la presión de vapor de agua en la solución. El agua es altamente soluble en cualquier deshidratador líquido comercial, a través de las uniones hidrógeno. Los glicoles son grupos de éter e hidroxilo que forman asociaciones intermoleculares similares al agua; podemos decir que, la gran atracción molecular entre solvente y soluto, y la muy baja presión del vapor de agua en la solución, dan la gran capacidad higroscópica de estos solventes. Los glicoles más utilizados son el monoetilenglicol y el trietilenglicol Un buen deshidratador líquido debe:

a) No ser corrosivo en soluciones acuosas b) No tener viscosidad excesiva c) Ser químicamente y térmicamente estable d) Ser fácil de regenerar

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e) No ser tóxico f) Tener baja presión de vapores en las

condiciones de operación 5- Métodos de Separación de Hidrocarburos Condensables

La remoción de los hidrocarburos fácilmente condensables, es llevada en plantas de ajuste de punto de rocío (Dew Point) con el fin de evitar condensaciones que afecten el transporte por disminución de la sección del conducto y pérdidas del producto condensado. Los métodos utilizados pueden ser:

Enfriamiento: este se logra en forma similar al método descripto en la deshidratación; es decir con aeroenfriadores o intercambiadores gas – agua utilizando como refrigerante agua, procedente de una torre de enfriamiento y una etapa posterior de separación bifásica de los condensados. En general esta unidades se utilizan para gases de más de 25 °C , para lograr temperaturas de saturación de agua e hidrocarburos acorde a los diseños de las plantas deshidratadoras o dew point y para acondicionar gases en líneas de captación. Otro método de enfriamiento utilizado es el de expansión, cuando se cuenta con pozos de elevada presión dinámica, > 150 Kg/cm2. Los equipos que utilizan el método de expansión de flujo de entrada hasta la presión de gasoducto, logrando así una disminución de la temperatura del gas, son las denominadas unidades L.T.E: (Low Temperature Extraction), que es la aplicación del principio de Joule – Thompson. La expansión de un gas a través de una válvula u orificio se aproxima a un proceso adiabático porque no existe transmisión de calor el gas y el medio, manteniéndose la entalpía inicial y final prácticamente constante. En este caso el efluente ingresa a un separador primario (Knoc-Out), donde por cabeza egresa gas húmedo y por fondo condensado y agua; luego el gas intercambia calor con el de salida e ingresa a la válvula de estrangulación, donde por efecto de la caída de presión se expande, reduciendo su presión en el separador de baja temperatura, donde se forman hidratos que son fundidos por medio de circulación de vapor en un serpentín, separándose por sus distintos pesos moleculares los hidrocarburos líquidos y el agua al fondo. El gas acondicionado previo intercambio con el de entrada, es ingresado a gasoducto, mientras que el condensado es flasheado a 70 Kg/cm2 y luego de un segundo flash a 2 Kg/cm2 es enviado a los tanques de almacenamiento en buenas condiciones de estabilización. La elección de este tipo de instalaciones, depende totalmente de la posibilidad de lograr una considerable expansión.

Serpentines de enfriamiento: se emplean cuando el enfriamiento es cumplido por un refrigerante para eliminar hidrocarburos fácilmente condensables, como ser pentanos, hexanos y superiores a valores de temperaturas de 5 a 10 °C bajo cero. Este método se logra a través de un

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intercambio con propano líquido en ebullición. El refrigerante se encuentra en un circuito cerrado de refrigeración y el propano líquido se vaporiza absorbiendo calor de la corriente de gas natural; la corriente de propano vaporizada es nuevamente condensada por compresión y enfriamiento, el líquido obtenido es expandido hasta lograr la temperatura de ebullición adecuada para alcanzar el enfriamiento requerido. Si el gas no fue previamente deshidratado, es necesario agregarle un solvente higroscópico (inhibidor de hidratos) antes del enfriamiento; este se recupera en el separador trifásico de alta presión, donde se separa absorbente húmedo, hidrocarburos condensables y gas seco. El absorbente es enviado por un circuito al sistema de regeneración.

Adsorción: este procedimiento se describió en los métodos de deshidratación mencionándose que la retención de estos lechos es selectiva, por lo que buenos rendimientos de punto de rocío de hidrocarburos se pueden obtener con tiempos de ciclo cortos y como mínimo con dos torres de lecho desecante, a fin de lograr una suficiente regeneración y enfriamiento de los mismos. Con torres verticales se recomienda el flujo del gas hacia abajo a través del lecho porque se reduce el ensuciado con su polvo. Si se emplea flujo hacia arriba, aún con mallas adecuadas, la parte superior del lecho está en continua remoción, lo que hace que se acumule polvo. Durante la regeneración se emplea flujo hacia arriba, pero la velocidad es pequeña y la pulverización despreciable. La duración del ciclo del secado está dictada por las consideraciones económicas y las conveniencias operativas. En general el ciclo común es de 8 horas para un sistema de dos torres; la mayor parte de las unidades están diseñadas para este ciclo, aunque a menudo se emplean ciclos de 12 y 24 horas, especialmente con caudales muy por debajo de la capacidad de cálculo. Con sistemas de cuatro torres, la duración del ciclo es comúnmente de 4 horas. La experiencia demuestra que deben emplearse para la regeneración del 5 al 20 % del gas total cuando se opera un ciclo de 8 horas, de las cuales 6 horas se destinan para calentamiento y regeneración, y 2 horas para enfriamiento. Debido a las altas temperaturas necesarias para la regeneración, la aislamiento es una necesidad tanto para las torres como en las líneas de gas para regeneración que proceden de los calentadores. Como el gas de regeneración una vez que sale del lecho viene cargado de agua e hidrocarburos, pasa por el enfriador produciendo la condensación de los mismos. El lecho adsorbente es enfriado por el mismo gas de regeneración antes de que ingrese al proceso de calentamiento. Los desecantes sólidos pueden ser:

a) Sílica Gel – SiO2.nH2O b) Alúmina activada – Al2O3.nH2O c) Tamices Moleculares – Nax(AlO2x SiO2).

nH2O, también conocidos como Zeolitas

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Las características de estos sólidos son: a) Buena resistencia mecánica b) Poca resistencia al flujo del gas c) Adsorción selectiva d) No cambian su apariencia física y composición

química e) Se regeneran con facilidad f) Tienen áreas superficiales enormes

La condensación de hidrocarburos tales como pentano, hexano y superiores, y en menor proporción propano y butano, forman la gasolina natural. El manipuleo de estos hidrocarburos líquidos exigen ciertos márgenes de seguridad, para ello se establece un valor máximo de tensión de vapor de 12 lbs/pulg2, motivo por el cual resulta necesario proceder a su estabilización de los condensados recuperados a los efectos de despojarlos de los hidrocarburos livianos, de alta tensión de vapor. 6- Procedimientos de eliminación del dióxido de carbono y del sulfuro de

hidrógeno

Varios procesos pueden ser utilizados para remover el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno del gas natural. Algunos son selectivos para el sulfuro de hidrógeno y otros para el dióxido de carbono. La eliminación de estos contaminantes se llama endulzamiento del gas. Los procesos que más se utilizan para la eliminación de estos contaminantes son:

Solventes químicos (Aminas, Carbonato de Potasio o Solventes

específicos): usa el proceso de absorción para eliminar los gases ácidos. El gas es circulado en una torre de platos a contracorriente del solvente, quien irá absorbiendo CO2 y SH2 con el posterior calentamiento en una torre despojadora a baja presión, para liberar los gases del solvente por vaporización. El proceso es particularmente exitoso para obtener bajas concentraciones de gas residual ácido, tal como son requeridos por los sistemas de transporte.

Tamices moleculares: se aprovecha la capacidad de ciertos sólidos para adsorber selectivamente determinado tipos de gases en la superficie porosa. Una vez que el lecho está saturado se procede al cambio de torre y se regenera el lecho saturado por calentamiento.

Método de membranas: cierto tipo de polímeros pueden retener los hidrocarburos y dejar pasar los gases ácidos y el vapor de agua por mecanismo de difusión y/o capilaridad. Se construyen a partir de láminas de membranas poliméricas arrolladas espiralmente alrededor de un tubo hueco perforado, por dentro del cual difundirán preferentemente los gases ácidos y el vapor de agua. La fuerza impulsora es la presión parcial del gas ácido que se quiere extraer, por lo tanto a mayores presiones se obtienen mejores rendimientos.

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Proceso de esponja de hierro: este proceso sirve para eliminar el sulfuro de hidrógeno que reacciona químicamente con el óxido férrico formando sulfuro férrico.

2 Fe2O3 + 6H2S 2 Fe2S3 + 6H2O

Cuando el lecho ha reaccionado totalmente debe ser reemplazado por otro. Actualmente se han desarrollado procesos más ecológicos y económicos, que son muy eficientes para pequeñas cantidades de azufre.

Existen otros procesos tales como el lavado con agua a presión para el dióxido de carbono, con soluciones de carbonato que se realizan entre los 100 y 200 °C de temperatura; los procesos Redox para los compuestos de azufre, que utilizan soluciones acuosas de compuestos metálicos a partir de la soda caústica (NaOH). La elección del proceso estará en función de la cantidad de gas ácido contenido en el gas natural y del rendimiento de eliminación esperado; en muchos casos se utiliza una combinación de ellos: uno grueso en la primera etapa y uno de ajuste en la segunda etapa. 7- Métodos de eliminación de partículas sólidas y líquidas

Toda planta de procesamiento tiene sistemas de eliminación de partículas sólidas y líquidas. Estos sistemas son primordiales y un buen diseño evita problemas operativos y preserva las instalaciones. Los tres métodos utilizados incluyen principios básicos de: fuerza gravitacional, fuerza centrífuga y choque. Los elementos integrantes de estos sistemas son los separadores de choque, los ciclónicos y los filtros separadores, con sus correspondientes dispositivos de medición, control y seguridad. 8- Recuperación de Hidrocarburos

La posibilidad de extraer del gas natural productos de mayor valor agregado como etano, propano y butanos, hace conveniente una evaluación económica para determinar la rentabilidad o no de su recuperación. Existen cuatro procesos de recuperación de etano y gas licuado, la elección de uno u otro dependerá:

Rendimiento de extracción Valor de inversión Costos de operación Costos de mantenimiento

En orden de eficiencia de recuperación a los procedimientos los podemos clasificar de acuerdo al siguiente detalle.

Adsorción con tamices moleculares: lecho sólido de estructura porosa que retiene hidrocarburos selectivamente. Actúan fuerzas intermoleculares, fenómenos de difusión y condensación. Los

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hidrocarburos de menor peso molecular serán retenidos primeramente, y luego a medida que pasa el tiempo de operación los de mayor peso molecular. El tipo y cantidad de hidrocarburos que se quiere retener en el lecho, será función del tiempo de ciclo del lecho. Una vez saturado el lecho se procede a su regeneración por calentamiento, recuperando los hidrocarburos por evaporación y luego condensación.

Refrigeración mecánica: de un gas a presión con productos refrigerantes tales como propano, propileno, amoníaco y freón. El enfriamiento reduce la cantidad de vapores de hidrocarburos en equilibrio, comenzando a separarse en estado líquido por condensación. Los productos más pesados como los hexanos y superiores se separan primero y si continua la disminución de la temperatura del gas, seguirán los pentanos, butanos y hasta el propano; el líquido separado será una mezcla de propano, butanos, pentanos, hexanos y superiores, y el nivel de recuperación logrado de cada uno dependerá del grado de enfriamiento que obtenga.

Absorción refrigerada: se lo realiza con solventes orgánicos, haciendo circular la corriente de gas en una torre a contracorriente de un líquido absorbente, el cual irá reteniendo hidrocarburos en cantidad y calidad dependiendo del producto utilizado. En términos generales podemos decir que el método es la disolución de algunos componentes de una mezcla gaseosa en un líquido; ese componente en el gas es absorbido por el líquido mientras la tensión de vapor de dicho componente en el gas sea mayor que la correspondiente en el líquido. Los mejores rendimientos se logran a baja temperatura y el absorbente utilizado es normalmente gasolina (aeronafta y kerosene).

Turboexpansión o recuperación criogéntica: consiste básicamente en una expansión Joule – Thompson, con el agregado de una turbina de flujo radial, en la cual la corriente de gas ingresa en ángulo recto al eje de la misma y a través de álabes de sección variable, es dirigida hacia el eje, saliendo de la turbina en forma axial. En este proceso de expansión, disminuye la temperatura, siendo la característica más notable de este proceso, es que al trabajo de expansión se le suma el trabajo de impulsar la turbina a medida que el gas va expandiéndose, obteniéndose en consecuencia mayor grado de enfriamiento, ya que se absorbe el calor equivalente al trabajo mecánico realizado y por lo tanto hay una mayor diferencial de temperatura. La turbina deja disponible energía en el eje para impulsar una bomba, un compresor o un generador eléctrico.

Después del procesamiento se obtiene una mezcla de hidrocarburos al estado líquido; para la recuperación de cada uno de los componentes retenidos, se tiene que fraccionar por vaporización parcial de la misma y la recuperación separada del vapor obtenido y del líquido residual en una serie de columnas de rectificación. Los componentes más volátiles de la mezcla se obtienen en el vapor en forma creciente y los menos volátiles en concentración mayor en el residuo líquido.


CAPITULO IV

TRANSPORTE DE GAS NATURAL

1- Gasoducto Teniendo en cuenta el cuidado del medio ambiente las cañerías como líneas de transporte de fluidos es el servicio más limpio y eficiente. Un gasoducto es una tubería para el transporte de gas natural a alta presión y a grandes distancias. Los gasoductos pueden ser nacionales e internacionales, y suministran a una sola o varias regiones grandes volúmenes de gas disponiendo además de plantas compresoras. 2- Modelado del Sistema de Transporte 2- 1 Modelo Dinámico En general se utiliza el modelo dinámico cuando:

Se quiere evaluar las condiciones de horas picos o pico diario La carga varía significativamente a lo largo del día Se quiere analizar la operación de todo el sistema de transporte

La simulación de modelos físicos – matemáticos es una herramienta operativa que se utiliza con dos fines: estudiar el comportamiento del sistema de transporte en tiempo real y predecir los estados futuros. El procedimiento de estimación calcula las variables de presión, temperatura y caudal a pequeños intervalos de espacio a lo largo del gasoducto. El registro muestra el perfil de presiones a lo largo del gasoducto y los transitorios que se producen a incorporar plantas compresoras. El modelo puede predecir como se comportará la línea y analizar posibles contingencias, como así también predicciones para juzgar el nivel de riesgo que presentan determinadas operaciones planificadas. 2- 2 Modelo Estático En general se usa el modelo estático cuando:

Se modela condiciones promedio Solo factor de carga promedios conocidos Sistemas de transporte no significativos

La principales ecuaciones de flujo para describir el comportamiento del gas en líneas de transmisión son:

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Entre las fórmulas propuestas pueden mencionarse para baja presión la de Pole, Spitzglass, Moles-Wort, etc., y para alta presión la de Weymouth, Panhandle, etc. La mayoría de estas ecuaciones difieren un poco, pero son detalles de la forma de la ecuación general del flujo. Cada ecuación no es puramente empírica, sino que ajustan los datos, y difieren en el método de evaluación de la pérdida de energía debido a la fricción del fluido, o la manera de expresar el factor de transmisión para la transición entre parcialmente turbulento y totalmente turbulento. 3- Criterios de Diseño

Los factores que más influyen en el diseño de un gasoducto son:

Localización de la demanda Trazado (topografía y accesos) Naturaleza del fluido Presiones Clase de trazado Espesor de la pared Normas, Códigos y Stándares Condiciones Medioambientales

Localización de la demanda: identificar la fuente de gas, clientes y situación. Los componentes socioeconómicos de empleo, crecimiento de la población, servicios, comunidades, terreno e infraestructuras regionales, así como la adaptación de las comunidades que la tubería atraviesa a la misma, son aspectos que han adquirido gran importancia en los últimos años. Trazado: la industria de ductos se ocupa de que la ruta sea económica, asegure la integridad de la tubería y minimice impactos ambientales y riesgos al público. En los últimos años las imágenes de detalles, fotografías aéreas y los sistemas de información geográfica (SIG), se han usado para identificar rutas de trazado. La selección de fuentes de imágenes depende de varios factores:

a) Información adecuada: topografía, geología, geofísica, etc. b) Escala c) Precisión y resolución d) Fecha de adquisición y disponibilidad e) Nubosidad

Resumiendo, podemos decir que con la información obtenida, realizar mapas a escala 1:50.000 de las posibles rutas, procurando que los posibles corredores tengan la ventajas de:

• Mínimos cruces de ríos y arroyos • Mínima longitud de tubería • Adecuado pasos de montaña • Proximidad a posibles clientes adicionales • Evitar obstáculos geológicos/geotécnicos, sociales o

ambientales

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• Evitar sembradíos y plantaciones • Evitar áreas desarrolladas y altas densidades poblacionales • Aprovechar corredores existentes como vías de ferrocarril,

carreteras o tendidos eléctricos, siempre que sea posible • Que los inevitables cruce de ríos tengan buenas características

de acceso, mínima anchura, suelo no rocoso • Evitar pantanos, zonas arenosas y saladares

Naturaleza del fluido: las propiedades del fluido que se transporta tienen un impacto importante sobre el diseño del gasoducto:

• Volumen específico • Factor de compresibilidad • Temperatura • Presión la que se clasifica en:

o Presión de Diseño: máxima presión permitida en la cañería basada sobre la clase de locación, diseño y condiciones de operación.

o Máxima Presión de Operación Permitida (MAPO): es la presión máxima admisible de operación, basada sobre el diseño y testing o diseño y operación histórica

o Mínima Presión de Operación (MinPO): la presión mínima de operación recomendada para el sistema

Se define como Tensión Circunferencial, a la tensión en la pared de la cañería, actuando circunferencialmente, en un plano perpendicular al eje longitudinal del gasoducto y producida por la presión del fluido. La misma se calcula a partir de la siguiente fórmula: Õ = P x D / 2 t Siendo P la presión interna, D el diámetro exterior t el espesor nominal del caño Clase de trazado: para el diseño de una línea de transmisión la norma define clase de trazado como una superficie de 200 metros a cada lado del eje longitudinal de un tramo de cañería de 1.600 metros, quedando determinada por la cantidad de viviendas dentro de la unidad definida.

• Clase I: corresponde a la unidad de clase de trazado que contiene 10 o menos unidades de vivienda, en esta clase se ubican también los trazados costa afuera.

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• Clase II: corresponde a la unidad de clase de trazado que contiene más de 10 unidades de viviendas, pero menos de 46.

• Clase III: corresponde a la unidad de clase de trazado que contiene más de 46 unidades de vivienda, o áreas donde la cañería se instala dentro de los 100 metros de un edificio o un área abierta bien definida (campo de deportes, etc), que es ocupada por 20 o más personas.

• Clase IV: corresponden a la unidad de clase de trazado donde predominan edificios de 4 o más pisos.

En función de la clase de trazado tenemos los siguientes factores de diseño (F):

CLASE DE TRAZADO FACTOR DE DISEÑO (F) 1 0.72 2 0.60 3 0.50 4 0.40

Espesor de la Pared: el gasoducto debe tener suficiente pared para soportar las cargas previsibles y las presiones externas a la que pueda estar expuesta: El espesor de la pared se calcula a partir de la siguiente fórmula:

t = P x D / 2 x F x S x E x T

Siendo t el espesor de pared mínimo, D diámetro nominal externo de la cañería, P presión de diseño, F factor de diseño, E factor de eficiencia de junta longitudinal, S tensión de fluencia o resistencia mínima a la cedencia, y T factor de corrección por temperatura. Finalmente la Presión de Diseño se calcula con la siguiente fórmula: P = 2 x S x t x F x E / D Normas, Códigos y Stándares: los gasoductos y las facilidades que son necesarias para operar el sistema, tienen un riesgo inherente debido a las altas presiones de operación; en función de ello se han desarrollado normas, códigos y stándares particulares para cada país e internacionales. ASTM: American Standard Testing Materials ASTM – 53: especifica las propiedades y características físicas de la tubería de acero al carbón en las que se considera el peso del tubo, espesor de pared, etc. ASTM – A 105: especifica las propiedades y características físicas de bridas y conexiones forjadas, fabricadas en acero al carbón. ASTM – A 234: norma las propiedades y características físicas de conexiones de acero al carbón, expuestas a medianas y altas temperaturas.

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ASTM A 193: norma las propiedades y características físicas de aceros al carbón y aceros combinados utilizados en la fabricación de tuercas y espárragos, expuestos a alta temperatura y altas presiones. ASTM – A 216: norma las propiedades y características físicas de la fundición de material. ASTM – A 194 : norma las propiedades y características físicas de tuercas y espárragos fabricados con acero al carbón, expuestos a alta temperatura. ASME American Society Mechanical Engineering: el código ASME B31.8 se enfoca al transporte y distribución de gas a presión, en el que se especifican las normas mínimas de seguridad que se deben cumplir en el diseño, selección de materiales, construcción, pruebas, operación, mantenimiento e inspección en los sistemas de tubería. API American Petroleum Institute: este stándard cubre entre otros, el proceso de fabricación con las especificaciones y características físicas de las tubería de acero al carbón, en las que se considera el peso del tubo, espesor de pared, etc. Condiciones Medioambientales: son las condiciones climatológicas donde se va ubicar el gasoducto:

Ambientales del suelo: o Temperatura del suelo o Conductividad del suelo o Densidad del suelo o Calor específico del suelo

Ambientales del aire:

o Temperatura del aire o Humedad relativa o Precipitaciones o Velocidad del viento o Presión barométrica promedio

4- Principios Hidráulicos 4-1 Propiedades Generales

Densidad = masa/volumen Gravedad específica = densidad del gas / densidad del aire a la misma

temperatura y presión (15 °C y 1 atmosfera) Viscosidad = medida de su resistencia a la deformación o corte Peso atómico y molecular

4- 2 Principios de flujo Cuando se estudia el flujo de los fluidos, es necesario utilizar varios principios. Por un lado, se necesita la ley de los gases para conocer la relación entre la densidad, la presión y la temperatura. Por otra parte son aplicables las leyes de conservación de la masa, momento y la de energía.

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Leyes físicas:

Primera ley de Conservación de la Masa: establece que la masa que ingresa menos la que abandona el sistema, es igual a la que permanece dentro del mismo.

Segunda ley de Conservación del Momento: las suma de los momentos de cada fuerza que actúa sobre el sistema debe permanecer igual al cambio del momento del sistema. Este principio se utiliza para establecer la pérdida por fricción en el elemento del sistema.

Tercera ley de Conservación de la Energía: esta ley es también llamada primera ley de la termodinámica, y establece que el calor Q, adicionado al sistema menos el trabajo W, realizado por el sistema solo depende del estado final e inicial del sistema (E1 y E2 respectivamente).

Q – W = E2 – E1 Ley de los gases

Ley de los gases ideales

P x V = n x R x T

Ley de los gases reales

P x V = z x n x R x T Z = factor de comprensibilidad

4- 3 Cálculos Termodinámicos La densidad y la viscosidad dependen de la temperatura; un aumento de la temperatura puede causar una disminución de la viscosidad y de la densidad. Para una determinada condición de flujo, un aumento de la temperatura ocasiona mayor pérdida de carga en el gasoducto, y un aumento de temperatura y menor presión se tiene a la succión de las plantas compresoras. Esto produce una relación de compresión mayor y mayor temperatura de descarga. Si el enfriamiento no es suficiente en la descarga la compresora siguiente tendrá menor presión y mayor temperatura; si no existe enfriamiento suficiente este efecto irá causando pérdidas de eficiencia. Asimismo, en la mayoría de los casos el coeficiente de transferencia del suelo es suficiente para evitar serios problemas. En gasoductos de grandes diámetro el enfriamiento puede llegar a ser económica mente necesario. Es necesario realizar el cálculo de perfil de temperatura y caudal. 4- 3 Propiedades del Caño

Diámetro interno

Rugosidad del caño: absoluta y relativa

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Distancia a la que se entierra el conducto: considerando esta distancia desde la superficie del suelo al centro de la línea central de caño, se utiliza en el cálculo de la transferencia térmica.

4- 4 Característica de la Operación

Cantidad de flujo másico: usualmente se refiere como Caudal Standard. Es el volumen ocupado por una cantidad dada de gas natural a una temperatura y presión Standard (101, 325 Kpa y 15 °C).

Perfil de elevación del gasoducto.

Propiedades del caño : diámetro, tapada, número de soldaduras y conexiones,

eficiencia del conducto y factor de arrastre (flujo parcialmente turbulento).

Temperatura y presión de operación 4- 5 Número de Reynolds – Factor de Fricción - Rugosidad Considerando en la conducción de gas la intervención de las fuerzas de inercia y fuerzas de viscosidades o rozamientos, el número de Reynolds mide la relación entre ambas fuerzas; es decir que dos casos de circulación que presentan el mismo número serán dinámicamente semejantes y se le podrá aplicar a ambos la misma fórmula o coeficiente, obteniéndose idéntico grado de aproximación en los resultados. Para la circulación de fluidos por conductos se ha introducido un factor de fricción “f” que depende del número de Reynolds y de la rugosidad de la pared interna de la cañería. El factor de fricción esta fundamentalmente relacionado con la pérdida de energía debido a la fricción. El número de Reynolds está definido por una expresión matemática, no así la rugosidad. La investigación ha efectuado experiencias con rugosidades artificiales, cubriendo las paredes con gránulos uniformes de un diámetro “e”. En tal caso puede definirse ese valor como una rugosidad absoluta y su relación con el diámetro de la cañería como rugosidad relativa. Es evidente que en las cañerías comerciales no puede emplearse ese concepto de rugosidad, ya que la misma no es uniforme en su tamaño ni en su distribución. Con ese concepto se han determinado rugosidades absolutas “e” para distintos tipos de cañerías comerciales. 4- 6 Regímenes de Flujo

Flujo laminar: el perfil de velocidad en el caño es continuo, siendo cero en la pared y máximo en el centro del mismo

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Flujo parcialmente turbulento: con el aumento del flujo, aparecen inestabilidades en el centro del caño y el flujo llega a ser eventualmente turbulento en el centro del mismo. Pon otra parte, la velocidad de la capa laminar en la superficie pulida del caño es cero. La capa laminar se extiende lo suficiente para que el flujo cubra la rugosidad de la superficie.

Flujo turbulento: con el posterior aumento del flujo, la capa laminar se

convierte en sublaminar y la velocidad aumenta de cero al máximo. Los efectos de la superficie rugosa prosigue más allá de la subcapa laminar en la que el flujo es esencialmente turbulento a lo largo del caño. Las mayores perturbaciones pequeños incrementos en el factor de fricción efectivo cuando comparamos con la región de flujo laminar y parcialmente turbulento.

5- Compresión del Gas Natural 5- 1 Uso de los compresores El uso de equipos compresores cubre un amplio campo, van desde compresores pequeños, generalmente operados en forma manual, hasta grandes equipo controlados por sistemas computarizados. Los compresores se utilizan en: Sistemas de captación: en general son compresores ubicados en yacimientos de gas asociado, colectan el gas de baja y media presión y lo llevan a la presión de operación de la planta de acondicionamiento y procesamiento para luego ingresar al gasoducto. En general las relaciones de compresión son muy altas dado que en muchos pozos la presión está por debajo o cercana a la presión atmosférica. Sistemas de transporte: que cubren grandes distancias donde el gas natural ingresa a la planta a través de válvulas de entrada, y pasa por un sistema de filtrado para separar partículas sólidas y líquidas, que eventualmente podrían acompañar al gas. Luego continua hacia el colector de entrada previo paso por enfriadores si es necesario, e ingresa al sistema de compresión. Una vez que el gas natural es comprimido, reingresa al gasoducto a través de un sistema de válvulas y se dirige hacia la próxima planta compresora, previa entrega del fluido en los puntos intermedios para alimentar localidades y/o industrias de acuerdo a los requerimientos efectuados por los clientes. Estas plantas se encuentras espaciadas a intervalos definidas en el diseño, y la relación de compresión, su puesta en marcha y la variación de su carga, se realiza en la unidades de compresión correspondientes. En general estas plantas se diseñan totalmente automáticas y son operadas en forma remota, lo que permite que la operación se realice en forma centralizada. Líneas secundarias y de intercambio: las primeras son líneas que transportan el gas natural desde el gasoducto principal hasta un punto de consumo o centro de distribución. En general, los compresores instalados en estas líneas tienen una relación

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de compresión alta, siendo el caudal y la potencia mucho menor que el sistema principal. Los compresores de intercambio, se utilizan para transferir gas de un sistema de transporte a otro; las condiciones de operación generalmente con presión de succión y caudal variable. Almacenamiento subterráneo de gas natural: los compresores para almacenamiento son diseñados para la inyección/extracción de gas natural de plantas peack-shaving o almacenamientos subterráneos. Estos compresores operan bajo relaciones de compresión cambiantes dado que inyectan y extraen gas por lo que su relación de compresión es alta y son unidades con potencia elevada. 5- 2 Principales tipos de compresores Reciprocantes

Un pistón reduce el volumen del gas dentro de un cilindro Requiere válvulas en el cilindro, en la dirección del flujo para evitar el retroceso

del mismo. Motor y compresor en el mismo cigüeñal y horizontalmente opuestos y

separables Son comunes en gasoductos y para operaciones de procesos

Dinámicos (Turbocompresores) La compresión se produce incorporando energía de velocidad por los componentes rotativos y convirtiéndose esta energía de velocidad en presión

Centrífugos – radiales: la velocidad adicionada por los álabes crea un vórtice de flujo alrededor del eje y un componente a 90 ° alrededor del mismo. Parte de la presión se restablece en el impulsor pero en su mayor parte en el difusor radial alrededor del impulsor

Esto dos tipos de compresores son los que mayormente se utilizan en los sistemas de transporte.

Rotativos

El rotor está equipado con paletas, que atrapan el gas en un volumen variable entre ellos y una envolvente de salida, mueve el gas de adentro hacia fuera en la dirección que el rotor gira

No utilizan válvulas en el proceso de compresión Se utilizan principalmente para compresión de aire en plantas y el sistema de

aire para instrumentos Axial

Filas alternativas de álabes rotantes y estacionarios, adicionan energía de velocidad y presión

El flujo es paralelo al eje Se utilizan en procesos con grandes volúmenes

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Booster Los booster se diseñan para alcanzar la presión desde líneas de transmisión de baja presión a líneas con una presión elevada; en las plantas de tratamiento son utilizados para comprimir el gas a la salida de la turboexpander. 5- 3 Relación de compresión Se la define como la relación entre la presión absoluta de descarga respecto de la presión absoluta de succión. R = Pd / Ps La relación de compresión está limitada por la temperatura del gas y la carga estática e inercial del compresor. Se puede utilizar múltiples etapas para obtener relaciones de compresión alta, en este caso hay que tener en cuenta el enfriamiento interetapa y la pérdida de carga asociada. Determinar la relación de compresión exacta se convierte en un cálculo por prueba y error, donde se debe considerar la máxima relación de compresión de una simple etapa y las pérdidas interetapas. 5- 4 Motores Los compresores utilizados en gasoductos son movidos por turbinas de gas, motores reciprocantes de gas y menos extendidos son los motores eléctricos. 5- 5 Normas de Diseño de Plantas Compresoras Las plantas compresoras deben diseñarse y construirse de acuerdo a normas existentes. En general se debe tener en cuenta:

Instalaciones suficientemente alejadas de propiedades adyacentes, ajenas al operador para minimizar riesgos y molestias.

Debe contar con paradas de emergencia que sea capaz de bloquear el gas fuera de la planta

Sistemas de seguridad para ventear la cañería de gas del proceso Dispositivos de alivio de presión adecuados para asegurar para asegurar que la

presión de operación máxima de cañerías y equipos no sea excedida en más del 10%

Energizar circuitos eléctricos de emergencia Apagar gases encendidos Poder ser accionadas desde puntos alejados y seguros

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5- 6 Selección de equipos La selección de los motores esta basada en el comportamiento mecánico y en factores de tipo económicos. En general los turbocompresores en los gasoductos utilizan turbinas a gas y los compresores reciprocantes motores a gas. Cuando se seleccionan los motores, particularmente las turbinas a gas, debe tenerse en cuenta que la potencia de salida es corregida por elevación del sitio, temperatura ambiente y pérdidas de carga de entrada y salida de los conductos. 6- Principales válvulas de línea Estaciones limitadoras de presión Los gasoductos de transporte deben tener válvulas de bloqueo que interrumpan el paso del fluido en la línea, estas deben cerrar automáticamente en caso de rotura y/o sobrepresión del conducto y los comandos de las mismas deben estar en lugares accesibles y protegidas. En general, las válvulas de bloqueo deben estar ubicadas en la línea como máximo a las siguientes distancias entre si: Clase de trazado I: 32 Km Clase de trazado II: 24 Km Clase de trazado III: 12,8 Km Clase de trazado IV: 8 Km Válvulas de alivio Cada tramo del gasoducto, que no sea submarino, deberá tener entre dichas válvulas, válvulas de alivio con suficiente capacidad como para permitir despresurizarlo con la mayor rapidez posible. Las válvulas operan automáticamente mediante un dispositivo que actúa por presión diferencial, entre la presión del reservorio conectado al reservorio a través de un orificio calibrado y la presión del gasoducto. En caso de rotura del gasoducto la presión del mismo baja bruscamente, no así la del reservorio o tanque de potencia porque tiene la salida restringida y dicha diferencia de presión hace actuar el sistema de cierre. Otro tipo de válvulas son:

Blow – Offs

Liberar la presión en línea Usadas en purgas Inyectar inhibidores Toma de muestras

Válvulas de paso

Bypasess

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7- Instalaciones para Eliminar Líquidos Como ya hemos visto en el Capítulo III, la condensación de líquidos en el gasoducto son un problema:

Los líquidos pueden acumularse en las depresiones Los líquido pueden producir puntos de corrosión por efecto del agua con CO2 Si el gas inyectado no tuvo un buen acondicionamiento, la condensación de

líquidos puede ocurrir. Las instalaciones más comunes son:

Slug catcher Purgadores Separadores centrífugos

7- Construcción y Tendido del Gasoducto La construcción de un gasoducto implica una serie de tareas que son las que se detallan a continuación:

Preparación de la picada o ruta: replanteos para poder conseguir curvaturas que permitan el doblado de tubos. Una vez realizado el replanteo y abierta la traza se comienza con las labores previas de talar árboles y desbrozar la vegetación. Después comienza la explanación. La pista donde se realizarán todos los movimientos tiene un ancho que varía entre los 20 m para tuberías 30'' y los 6 m para 4'' y 2''. En terrenos accidentados y para evitar importantes movimientos de tierras convendrá realizar la pista en dos niveles.

Apertura de la zanja: La profundidad de la zanja es la suma de 0, 10 m de material seleccionado como fondo, el diámetro de la conducción revestida y un recubrimiento sobre la generatriz superior del tubo que suele ser 1m. en tierra y 0,90 en roca. La anchura es la suma de 1,5 veces el diámetro más 0,55 m si se tiende también en la zanja un cable de telecomunicación para telemando y telecontrol, que es el caso más frecuente.

En la apertura de la zanja se debe tener en cuenta dos aspectos:

a- La excavabilidad del terreno, la que se puede clasificar según el siguiente criterio:

Fácil: cuando la excavación de la zanja puede realizarse sin problema con la retroexcavadora, zanjadora o hélice en las perforaciones subterráneas

Media: cuando puede ser necesario ocasionalmente la utilización del martillo rompedor y el rendimiento de la retroexcavadora es bajo

Difícil: cuando en la mayor parte del tramo es necesario el uso del martillo rompedor o explosivos

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b- Estabilidad de la zanja: al proyectar los taludes que conforman la zanja es necesario tener en cuenta tanto la profundidad de la misma como el corto espacio de tiempo que va estar abierta. Las condiciones de estabilidad de la zanja se puede clasificar:

Adecuada: las paredes de la zanja son estables durante las distintas fases de trabajo

Regular: las paredes de la zanja son potencialmente inestables, y puede ser necesario entibar

Deficiente: las paredes de la zanja son inestables y es necesario entibar o tender los taludes

Transporte y alineación de los tubos: actualmente el revestimiento de los tubos se realiza siempre en fábrica por razones de calidad, uniformidad y economía. Un primer transporte a obra se realiza por camión y en casos excepcionales de distancia y cantidad, por ferrocarril. La elección depende de criterios económicos. La distribución al punto exacto de la pista se hace mediante tractores de grúa lateral, bulldózer porta-tubos, o con camiones convencionales.

Soldadura: Para la soldadura se limpia el interior de cada tubo con un pistón. Habrá que quitar también el fondo de tapado que se pone al final de cada día en la conducción ya hecha, limpiar los extremos, y finalmente se alinean los tubos mediante un acoplador, interno para diámetros medios y grandes y externo para pequeños.

Hay que homologar el procedimiento de soldadura para cada diámetro, grado y procedencia del acero, efectuando las correspondientes pruebas mecánicas. Y también homologar a los soldadores y establecer una homologación del procedimiento de reparación. El número de cordones de la soldadura depende del espesor del tubo. La ejecución de los primeros cordones es la operación clave de la obra y emplea a personal altamente especializado; los restantes son de ejecución más fácil.

La soldadura es manual, al arco eléctrico con electrodo, celulósico, con técnica vertical descendente. La corriente se toma de grupos electrógenos móviles montados sobre máquinas de orugas. Las más características y que se coloca en la cabeza del tren en soldadura es el “pipe-welder”, bulldózer de orugas con cuatro grupos de soldar, pluma para manejar los tubos y compresor para el acoplador interno. Hay que tratar con cuidado los electrodos para que no dañe su revestimiento, almacenándolos en estufas. Lo primero que hay que hacer cuando se reciben los electrodos es comprobar que tienen su certificado de fabricación.

Es obligatorio inspeccionar las soldaduras para asegurar que son realizadas de acuerdo a los procedimientos aprobados y son aceptables.

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Los efectos más comunes encontrados en las inspecciones radiográficas son fisura, falta de penetración, falta de fusión, poros, escorias, raíz cóncava, cavidad.

Revestimiento de juntas: En este momento se trata de reparar los daños producidos por la manipulación de los tubos durante la soldadura. Las juntas se revisten con manguitos o bandas termorretráctiles de polietileno que se adhieren a la tubería por calor. El espesor de los revestimientos deberá estar entre 2 y 2,5 mm. En determinados tramos será necesario efectuar un revestimiento doble.

Prueba de fuga y resistencia: en general los ensayos se realizan mediante una prueba hidrostática a una presión por lo menos 125 de la MAPO, no pudiendo el tramo de prueba menor a 180 metros. El ensayo durará 8 horas, como mínimo, y se confeccionará un protocolo al cual se le agregarán los gráficos de presión y temperatura. Detectada una pérdida, debe despresurizarse, ubicarla y repararla para iniciar nuevamente la prueba. Realizada con éxito la prueba de resistencia, se realizará otra de hermeticidad con un 10% menos de presión durante 24 horas.

Tendido y bajada: se denomina tendido a la puesta en zanja que debe realizarse inmediatamente después del revestimiento. Durante la bajada de la cañería a la zanja, el revestimiento será inspeccionado con un detector de fallas, y en caso de encontrarse alguna será reparada; debe de participar el número mínimo de tractores grúa para que no se provoquen tensiones en el tubo. En todo los casos el fondo de la zanja se acondicionará colocando 15 cm de tierra fina, igual proceder se empleará hasta 10 cm por encima del caño y luego se completará la tapada con material de zanjeo. Debe de participar el número mínimo de tractores grúa para que no se provoquen tensiones en el tubo.

Obras de arte: cruces, cámaras, etc.: es todo lo referente a cruces especiales, cámaras de válvulas, desagües, canales, etc. Las líneas de transporte se instalarán con no menos de 50 cm de luz respecto a cualquier otra estructura subterránea no asociada con la línea en cuestión, y en caso que no se pueda respetar ese distanciamiento deberá interponerse algún elemento que proteja el gasoducto.

Acondicionamiento final de la ruta o picada : son todos los trabajos necesarios para dejar la ruta o picada en condiciones.

Sistema de Protección catódica: el gasoducto de transporte requiere protección catódica para evitar la corrosión de la tubería. En el desarrollo de la ingeniería de detalle, se realizan mediciones de la resistividad del terreno con el fin de diseñar el sistema de protección catódica. La relación entre la resistividad y corrosividad del terreno se indica en la siguiente tabla:

Resistividad del terreno en Ohms – cm

Corrosividad del terreno

0 – 1.000 Altamente corrosivo 1.000 a 5.000 Corrosivo 5.000 a 10.000 Poco corrosivo

10.000 en adelante Muy poco corrosivo

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Asimismo, los valores de resistividad del suelo dependen de la cantidad de electrolito (sales), que se encuentra disuelta en el suelo.

El criterio más empleado en la protección catódica, es el descenso del potencial del metal respecto al electrolito en el que está inmerso. Se considera que una cañería está catódicamente protegida cuando tiene un potencial negativo (catódico) de por lo menos 850 mV, medido siempre con respecto al electrodo de Cu / SO4 .

La cañería de los gasoductos protegidos catódicamente, deben contar con caja de medición de potenciales a través de los cuales se monitorea la protección catódica.

Existen dos métodos principales de protección catódica:

Protección por ánodos de sacrificio: la protección catódica por el método del ánodo de sacrificio, consiste en crear una pila en la que el cátodo es la estructura que se va a proteger y el ánodo otro metal más electronegativo que el metal de la estructura. Si estos dos metales se unen eléctricamente y se sumergen en un mismo electrolito (suelo), se establece el paso de la corriente del metal más electropositivo al más electronegativo (ánodo), y dentro del electrolito, del metal más electronegativo al más electropositivo (cátodo), cerrándose el circuito, y disolviéndose el metal del ánodo quedando protegido el metal del cátodo. La protección catódica con ánodos de sacrificio se lleva a cabo con tres metales característicos: cinc, cobre y aluminio y sus aleaciones.

Protección catódica por corriente impresa: este método consiste en una fuente generadora de corriente continua, cuyo polo positivo va unida a un lecho dispersor, formado por uno o más ánodos y cuyo polo negativo se conecta a la estructura a proteger (cátodo); evidentemente, el ánodo y cátodo se suponen en contacto con el correspondiente electrolito.

8- Cruces Especiales por el Método de Perforación Dirigida

8- 1 Introducción

En los proyectos e instalaciones de conducción para el transporte de gas, es necesario diseñar tuberías en cruces especiales: ríos, playas, carreteras ferrocarriles etc.

Algunos de estos cruces pueden ser fácilmente realizados por los métodos tradicionales como: lastrado de tubería, dragando ríos, instalando tubos de protección, cruces aéreos, etc.

En otras situaciones y debido a una serie de condiciones especiales, tales como gran longitud de cruce, profundidad a enterrar o problemas de orden ecológico, hacen necesario la utilización de otros métodos especiales.

Uno de estos métodos es el denominado perforación horizontal ( Horizontal directional.drilling).

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El método fue desarrollado a principios de la década de los setenta en los Estados Unidos, y las principales características de este método, comparándolo con los tradicionales son:

Menor tiempo de instalación. Poca perturbación del medioambiente. No necesita de excavación, dragado, relleno, pilotaje, etc.

8- 2 Area de Trabajo, Medios y Equipos

Para la instalación de conducciones por el método Directional Drilling, es necesario disponer de una superficie aproximada de 100 m de longitud por 50 m de anchura. En el área elegida, en el punto de cruce, se acopian todos los materiales y maquinaria necesarios.

El área de trabajo debe tener los accesos adecuados para el paso de trailers o góndolas, ya que hasta el punto seleccionado para la realización del cruce debe llegar la plataforma de perforación.

Los equipos y materiales necesarios para la instalación son:

Torre de perforación. Tubería de perforación. Tubería de tiro. Piscina y container de lodo. Fresas, bridas giratorias y pequeño material. Conducción de transporte. Equipos de soldadura.

La torre de perforación, es de fácil transporte, ya que dispone de ruedas para ser arrastrada por un trailer. Consta de la cabina de mandos y dispone de un gato hidráulico que puede deslizarse a lo largo de la estructura de la torre, al mismo tiempo que rota sobre su eje para realizar la perforación.

8- 3 Pocedimiento de Instalación

Una vez seleccionado el punto de cruce, la torre de perforación es transportada hasta ese lugar y posicionada, dándole la inclinación adecuada para conseguir que el útil de perforación forme un ángulo de entrada con el suelo de 12 °.

El útil de perforación o tubería de perforación penetra en el suelo empujado por el gato hidráulico de la torre, siendo el único elemento rotatorio la corona de corte. La punta de perforación forma un ángulo con la tubería con el objeto de poder modificar la dirección de la perforación en cualquier eje (x, y, z), en el caso de que se produzca una desviación en el sentido del avance.

Perforada una determinada longitud que, obviamente, es función de la naturaleza del suelo, profundidad de la perforación y longitud total de cruce, se realiza otro taladro de

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la misma longitud que el anterior, pero de un diámetro superior (2” más que el anterior). Dicho taladro se realiza con la denominada tubería de tiro.

La función principal de la tubería de tiro, además de mantener intacta la perforación, es la de servir de elemento de guía para el enhebrado de la tubería objeto del cruce por el interior del taladro realizado con la tubería de perforación.

De esta forma se realiza el taladro hasta completar el total del cruce. Una vez que se ha realizado esta segunda perforación, se retira la tubería de perforación y se ajusta a la tubería de tiro una corona de corte de diámetro superior a la tubería objeto del cruce. Mediante una brida giratoria, la corona de corte se conecta con la de conducción objeto del cruce.

En la torre de perforación, se ubica un chigre que se conecta con la tubería de tiro. Por medio del chigre se va recuperando la tubería de tiro y, a su vez, ésta enhebra la conducción, alojándola dentro de la perforación que se ha realizado.

8- 4 Bases para el Diseño de Cruce Mediante Perforación Horizontal

Los elementos que se deben tener en cuenta para el diseño de un cruce por el método de perforación direccional, son los siguientes:

a) Reconocimiento del área de trabajo: se deberá investigar en el punto de cruce, espacio, servicios de agua y electricidad, carreteras de acceso, etc.

b) Reconocimiento de suelos: a lo largo del trazado del cruce, se deben llevar a cabo reconocimientos del tipo de terreno en el cual se realizará la perforación.

d) Diseño de la tubería: las tensiones aparecidas por la curvatura que adopta la tubería debe encontrarse dentro de los límites aceptables.

9- Mantenimiento de los Gasoductos El mantenimiento de gasoductos se realiza siguiendo las mismas pautas, principios y objetivos impuestos a través del tiempo para la conservación, con un alto porcentaje de mantenimiento preventivo, lo que permite un alto grado de confiabilidad en el transporte del gas. El mantenimiento lo podemos clasificar en:

Mantenimiento correctivo: se produce cuando hay una rotura en el gasoducto por una rotura y/o pinchadura, por lo que habrá que bloquear el gasoducto aguas arriba y abajo, bloqueando las válvulas correspondientes, para luego proceder a su reparación en el menor tiempo.

Mantenimiento preventivo: es producto de un plan de inspección periódica sobre los gasoductos e instalaciones de superficie, con el fin de detectar condiciones de operaciones inadecuadas de los elementos que lo constituyen, ocasionando interrupciones en el transporte o disminución en el régimen del flujo.

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Los principales mantenimientos preventivos que se realizan son: • Lubricación • Control de protección catódica • Calibración de los sistemas de control • Reacondicionamiento de picada • Desmalezado de cámaras y recintos • Pintura de instalaciones •

Mantenimiento predictivo: el mantenimiento predictivo es el control del estado de funcionamiento de las instalaciones en servicio, efectuado con instrumentos de medición, para prevenir fallas o detectar cambios en sus condiciones físicas. En los gasoductos, los métodos comúnmente empleados para evaluar la integridad de las líneas son:

o Monitoreo de potenciales o Relevamiento de potenciales paso a paso o Monitoreo de resistividades del terreno o Excavaciones para evaluación del revestimiento

Estos basan su análisis en cálculos estadísticos de avance de corrosión a partir de distintas secciones de un ducto. La inspección de la línea mediante la utilización de scrapers inteligentes proveen información de gran utilidad para predecir la incubación de fallas incipientes y programar en función de ello, las tareas futuras de mantenimiento correspondiente. Estos equipos permiten determinar el estado de corrosión de un gasoducto, permitiendo la detección continua de espesores con el sistema de transporte en operación. Se obtiene información completa, es decir tubo a tubo, lo que puede traducirse en un inventario de tubería, reconociendo en cada tubo la totalidad de la fallas, con dimensionamiento de las mismas, longitud y profundidad. 10- Reparación de Gasoductos En los gasoductos en operación el 90% de las fallas se produce por la corrosión que sufre el material; esta puede derivar en una perforación puntual “Pitting”, de forma y tamaño variable, hasta un reventón de la cañería que pone en compromiso segmentos en buen estado, por la velocidad de propagación de la fisura. 10- 1 Reemplazo de tramos de cañería Bloqueadas las válvulas aguas abajo y arriba del tramo a reemplazar, se realiza la despresurización del tramo y posterior corte de la misma con fresa neumática.

Soldado con gas a fuego controlado: es el método más antiguo y el que implica mayores riesgos. Se lo utiliza en cañerías de diámetro mayores a 12”, con riesgo de formación de mezcla explosiva. Para este proceso se mantiene en línea una presión controlada, levemente superior a una

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atmósfera, permitiendo que salga gas por la junta a soldar. Finalizada la presentación de la cañería a cambiar, se controla la ausencia de aire, utilizando para ello un indicador de mezcla explosiva, el que debe indicar el 100% de gas. Una vez verificada la ausencia de aire en la cañería, se efectúa el encendido del gas, utilizando una estopa con una prolongación aproximada de 3 metros de longitud.

Soldadura sin gas con esferas: en este método se coloca una esfera en cada extremo abierto en la cañería, a una distancia aproximada de 1 metro de la boca de caño. Una vez introducida cada esfera se coloca grasa sellante en toda la periferia contra la pared y se procede al inflado con agua de la esfera. Logrado el sellado, se presenta la cañería y se preparan los extremos para su soldadura, previa comprobación con el detector de mezcla explosiva la ausencia de la misma

Soldado sin gas con empleo de eyectores: en este caso el aire o gas es ingresado al eyector por una conexión lateral dirigida a una tobera. El aire o gas escapando por la tobera a gran velocidad origina un efecto de succión “venturi” lo que induce a una gran masa de aire o gas entrar en el eyector a través de la campana de admisión y descargue a través del difusor en forma de bocina. Esta técnica corresponde a un procedimiento de succión-evacuación, la succión es creada en el punto de corte de la soldadura y la evacuación en las válvulas de venteo en los extremos de la línea del tramo correspondiente; usando este sistema se introduce el aire exterior en la cañería desplazando el gas en los venteos. El sistema cuenta con manómetros con válvulas de control que regulan el suministro.

10- 2 Situaciones o casos comunes de trabajo en gasoductos En los ejemplos se asume que la sección de cañería a ser cortada, ha sido despresurizada, las válvulas de bloqueo de la línea no tienen una pérdida excesiva, los eyectores son colocados en las válvulas de venteo en los extremos del segmento a soldar y la cañería ha sido preparada para permitir el ingreso del aire por el punto intermedio.

Colocación de una derivación – Te con válvula de derivación: el agujero de acceso de aire se puede realizar por medio del seccionamiento total con fresa neumática, que permite el corte sin fuego, o con la preparación de una derivación y perforación con máquina Hilco. Finalmente para realizar los cortes definitivos, se realiza una perforación con agujereadora en la zona de corte, verificando la existencia de mezcla explosiva con el verificador de mezcla. Una vez retirado el trozo de caño se realiza una prueba en los extremos abiertos para asegurar un continuo y correcto movimiento del aire hacia ambos lados, en caso contrario se regula el eyector, en el cual la evacuación es menor con pequeños incrementos de presión. Una vez completada la soldadura se detiene el funcionamiento de los eyectores, cerrando previamente la válvula de derivación , a fin de evitar un retroceso de la mezcla en la zona de trabajos, en caso que la evacuación no haya sido total. Retirados los eyectores se coloca la brida en uno de los extremos, normalmente aguas arriba del lugar de trabajo, iniciándose el barrido del aire en la cañería. En

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el venteo aguas abajo se va controlando la mezcla hasta obtener un 80% aproximadamente de gas, momento en el cual se cierra el venteo y se presuriza el tramo hasta su habilitación.

Modificación o renovación de un tramo de cañería: normalmente en zonas de corrosión u obras de modificación de trazado, canales, nuevas rutas, etc., se deben efectuar cambios en los conductos. Antes de cortar el punto II se deberá retirar todo el personal de la boca abierta del punto I. Después de cortado el punto II se inicia los trabajos de preparación de bocas y empalmes; se deberá mantener un suave arrastre de los eyectores hasta finalizada la soldadura. Terminada la soldadura se inician los trabajos de rehabilitación.

10- 3 Reparación de pérdidas Existen diversos tipos de pérdidas ocasionadas por fallas en los gasoductos, siendo las más típicas las que se mencionan a continuación:

Fisura en cañería: en todo los casos se venteará y se cambiará la misma. Poro en soldadura transversal: en forma provisoria, se puede colocar un tapón,

pero la solución definitiva es ventear el tramo, reforzar la soldadura y colocar media caña cubre juntas.

Poro soldadura longitudinal: la reparación es en forma similar a la descripta anteriormente, siendo la solución definitiva el cambio de cañería.

Pérdidas en zonas con corrosión generalizada: en estos casos se procederá al cambio de la cañería

10- 3 – 1 Tipos de reparación Los principales tipos de reparación son:

Grapa tapón: se utiliza en pérdidas de corrosión localizada o “Pitting”, y permite reparar la pérdida sin ventear el tramo. Para ello, se elimina el revestimiento del gasoducto y se presenta a un costado de la pérdida la grapa, y se la lleva a la zona del foco y se introduce el pinche guía en el orificio de la perdida, se coloca el tapón de caucho y el tapón de ajuste, y finalmente se suelda el casquete y se corta el suncho.

Media caña de circunvalación total: en este caso se fabrica cortando un caño, siguiendo el eje longitudinal, se presenta y se reajusta sobre el tramo de cañería defectuosa formando un caño camisa, y se suelda longitudinalmente. Este tipo de reparación se utiliza para fallas que aún no presenta pérdidas.

Parches: los parches trabajan como un recipiente a presión, si la pérdida es importante se debe ventear el tramo para su colocación; si no hay pérdida, el parche refuerza la zona atacada por la corrosión, restringiendo el ampollamiento.

En la colocación de parches y/o monturas sin dejar el tramo fuera de servicio, estos trabajos deben ser realizados a una presión que genere una tensión de trabajo inferior al 40% de la de fluencia del material.

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11- Aspectos Económicos La construcción de un gasoducto requiere una considerable inversión, por lo tanto se lleva un análisis económico para determinar la óptima entre tamaño del conducto y requerimientos de compresión. Un buen dimensionamiento inicial es fundamental para un buen resultado económico de la explotación posterior. Si bien puede incrementarse la capacidad de transporte adicionando plantas compresoras o construyendo tramos paralelos, un gasoducto, a diferencia de una planta industrial cuyas instalaciones pueden modificarse para diversificar la producción, es utilizado para un solo fin, transportar gas; por otra parte, una planta industrial puede ser desarmada y trasladada, hacer esto con un gasoducto, sale más caro que construir uno nuevo. La presión de diseño del conducto, el grado, la localización de las instalaciones afectan el costo de diseño. El grado del caño define el espesor de pared y determina la elección y límites de soldadura y las técnicas de instalación. El espesor de la pared de la cañería disminuye con el aumento del grado del material. Los costos varían con el aumento del grado del acero y tienen técnicas de construcción más estrictas. Otro factor a tener en cuenta es el medio ambiente, dado que determina que materiales están permitidos, y los equipos de trabajo y los materiales de construcción que son necesarios. Finalmente los gasoductos terrestres son competitivos con el Gas Natural Licuado (GNL), para distancias entre 4000 y 5000 Km; para distancias mayores el GNL resulta más competitivo que el transporte de gas por gasoductos. Dada esa gran distancia el GNL es raramente competitivo cuando existe la posibilidad de tender un gasoducto terrestre; sin embargo el GNL es usado como un complemento del transporte por gasoducto, tal es el caso de la costa este de Estados Unidos y la costa atlántica o mediterránea de España que por razones de lejanía de las zonas productoras y de estacionalidad crean una necesidad que puede ser satisfecha por el GNL.


CAPITULO V

EVALUACIÓN AMBIENTAL

Afección Ambiental del Proyecto La evaluación del impacto ambiental, se entiende como un proceso de análisis que anticipa los futuros impactos ambientales negativos y positivos de acciones humanas, permitiendo seleccionar alternativas que maximicen los beneficios y disminuyan los impactos no deseados. 1- Estudios de Impacto Ambiental 1- 1 Descripción General del Proyecto

Nombre del proyecto. Localización física del proyecto. Determinación del área de afectación directa e indirecta del proyecto. Descripción de la tecnología a utilizar. Recursos naturales demandados. Tipo y volumen de residuo, tratamiento y disposición final. Requerimiento de mano de obra. Vida útil del proyecto. Inversiones y cronograma de trabajo.

1- 2 Resumen Ejecutivo Permite la clara identificación del proyecto y de los problema involucrados. 1- 3 Diagnóstico Ambiental Se deberá describir el medio, destacando aquellos aspectos que se consideren particularmente importantes por el grado de afectación que provocaría el desarrollo del proyectos.

Componentes Físicos: o Geología o Suelos o Geomorfología o Hidrología superficial y subterránea o Climatología

Componentes Biológicos y Ecosistemas Naturales: o Vegetación y Fauna o Ecosistemas y paisajes

Componentes Socio-Económico o Población o Agricultura o Áreas de explotación minera

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o Asentamientos rurales o Componentes Culturales

1- 4 Identificación de Impactos y Efectos Ambientales Identificación y descripción de los impactos ambientales positivos y negativos, y análisis de los efectos esperados sobre el medio ambiente y en cada uno de sus componentes para todas las etapas del proyecto. A partir del análisis de los impactos, deberán ser definidas medidas de reducción y/o eliminación de los impactos negativos y medidas de optimización de los impactos positivos, y se deberá contar con el siguiente detalle:

Magnitud: inmediatos y/o en el mediano y largo plazo. Efectos: temporarios, permanentes y/o cíclicos. Identificación: reversibles o irreversibles. Alcance geográfico: local, regional, provincial, nacional, etc.

1- 5 Programas de Acompañamiento y Monitoreo Se deberán definir programas para el acompañamiento de la implementación de las medidas que correspondan y se detallarán los controles y monitoreos, sus costos financieros y los efectos ambientales negativos que no pueden ser evitados. 1- 6 Plan de Gestión Ambiental Son las acciones y medios proyectados de prevención, mitigación, rehabilitación, restauración y recomposición del medio alterado, tales como:

Programas de reforestación. Programas de reconstrucción de la cubierta vegetal. Programas de control de erosión. Programas de drenaje. Programas de comunicación social. Programas de inversión en la comunidad (escuelas, carreteras, etc.) Programas de investigaciones arqueológicas.

2- Licencias Ambientales Para la obtención de las licencias correspondientes, será necesario la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental. Las licencias la podemos dividir en tres categorías:

Licencia Previa: corresponde a la fase preliminar del proyecto, conteniendo requisitos básicos de localización, instalación y operación teniendo:

o Estatutos de zonificación/reglamentación vigentes. o Nivel de los estatutos (nacional, federal, regional o municipal).

Licencia de Instalación: autorización e inicio de la construcción de acuerdo con las especificaciones aprobadas por la autoridad competente.

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Licencia de Operación: autorizando, realizada las verificaciones necesarias, el inicio de la actividad y el funcionamiento de sus equipos, de acuerdo con los previsto en las licencias previas y de instalación.

3- Audiencias Públicas Los estudios de impacto ambiental deben ser dados a publicidad. En las audiencias públicas las cuestiones tratadas son:

Preocupaciones comunitarias relacionadas con el proyecto. Comunidades que serán afectadas e implicaciones sociales. Percepción y objeciones de la comunidad. Sectores privados y públicos que se verán afectados. Programas de divulgación y comunicación. Programas de controles y monitoreos.

4- Identificación de Potenciales Impactos Ambientales Cualquier canalización de gas, al ser una infraestructura enterrada, tiene una incidencia limitada sobre el medio ambiente, siendo la afección de mayor envergadura durante el período constructivo, y reducida si se compara con otras obras lineales tales como carreteras y autopistas. No obstante, podemos identificar impactos ambientales relacionados con las alteraciones socio-económicos y las afecciones en el medio natural. 4.1 Impactos Socio-Económicos Positivos

Reducción de niveles de polución atmosférica. Aumento de puestos de trabajos directos e indirectos. Mayor demanda de bienes y servicios. Mayor recaudación municipal. Acceso a un combustible más limpio. Mayor disponibilidad de combustible. Posible expansión de la industria local.

4.2 Impactos Socio-Económicos Negativos

Alteraciones de costumbres por la entrada de trabajadores y equipos. Alteraciones cotidianas por ruido por un mayor movimiento de vehículos.

Pueden tener importancia grande en algunas localidades pequeñas a lo largo del trazado del gasoducto.

Sentimientos y percepciones negativas producen: o Temores sobre peligros y seguridad. o Temor de que las condiciones sociales y calidad de vida se deterioren. o Temor de que la propiedad se devalúe.

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4- 3 Afecciones Naturales Las principales afecciones que puede producir el trazado del gasoducto durante la etapa constructiva son:

Impactos sobre la vegetación. Impactos sobre la fauna. Impactos sobre los cursos de agua. Impactos sobre zonas húmedas. Impacto sobre el Patrimonio Cultural. Impacto sobre el Paisaje.

5- Plan de protección ambiental 5- 1 Obras en construcción

General Programa educativo de protección ambiental Vehículos con combustibles en recipientes deberán

disponer de elementos absorbentes Metanol para secado de tubería se deberá recuperar en su

totalidad Depósitos de combustibles ubicados a una distancia

prudencial del campamento Recolectar todos los desechos de combustibles, grasas,

aceite etc.

Agua Abstenerse de limpiar vehículos y/o equipos en los cursos

de arroyos, canales y ríos Conductos en cruce de río realizar las obras necesaria para

evitar riesgos de erosión lateral y de fondo Reducir los cruces de agua con vehículos pesados y/o

livianos para minimizar el enturbamiento del agua Tratar de reducir durante la fase de construcción

desmontes, terraplenes, etc.), con el fin de evitar lavado y arrastre de tierra importante por las aguas de escorrentía procedentes de las lluvias. El arrastre de finos y materiales particulados daría lugar a un aumento de la turbidez, del residuo seco y de la conductividad de las aguas superficiales

Minimizar cualquier tipo de impacto en zonas húmedas, debido a que estos entornos son especialmente sensibles por el delicado equilibrio existente entre los aporte de agua y la fauna existente (en muchos casos migratoria).

Restaurar los drenajes de curso de agua a su posición original o lo más cercano posible para mantener estabilidad de pendientes

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En instalaciones sanitarias deberán construirse de tal forma que los líquidos residuales no contaminen el agua subterránea

Aire

Vehículos circular a una velocidad tal que evite el polvillo en el ambiente

Regar el suelo por donde se realicen las obras para un ambiente laboral sin polvillo, así como sobre las zonas vegetación sensible aledañas a la misma

Cubrir con lona los camiones que transportan material térreo

Los vehículos y maquinaria de obra adecuarán su velocidad de forma que las emisiones sonoras sean reducidas

Evitar los venteos de gas natural durante la habilitación de conductos por el efecto invernadero del mismo.

Fauna

Ubicar el campamento fuera de áreas de hábitats frecuentes de animales silvestres.

Prohibir la caza de animales al personal relacionado con la obra

Adoptar medidas para facilitar la migración de peces en la época de desove

Las zanjas deben contemplar espacios libres para la circulación de ganado, animales silvestres, actividad propia y propietarios de campos

El cruce de curso agua en forma repetida debe prever la formación de pileta para no interferir con la fauna acuática

Flora

En lo posible ubicar el obrador en zonas libre de árboles y evitar la tala de los mismos.

En los trabajos de campo y emplazamiento de instalaciones se tratará de talar la menor cantidad de árboles posibles

En lo posible no se removerá la capa superficial de suelo, y los lugares de enripiado se realizará sobre el suelo y la carpeta vegetal.

Se evitará incendios No se construirán estacas con vegetación de la zona Acordar con propietarios o representantes el largo

stándares y el lugar para ubicar la madera que inevitablemente fuera talada

La afección de la flora, puede reconstruirse después de finalizado los trabajos, salvo en el caso de árboles de tallo o tronco alto, es siempre posible. Cuando esto no fuera posible, se minimiza la afección replantando especies

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adecuadas preservando únicamente el pasillo inmediato a la conducción

Suelo

Una vez que se levante el campamento, se deberá restaurar el sitio lo más aproximado posible a su estado inicial

Cuando se realizan excavaciones, se dispondrán el suelo y subsuelo de tal manera que no se mezclen con aquellos que se deben practicar la selección edáfica durante la excavación

No se arrojarán a la zanja materiales de desecho de la obra durante la operación de tapado

En lo posible se compactará el relleno de la zanja e inmediatamente después se comenzará con la limpieza de la pista, dado que debe quedar libra de obstáculos para el futuro mantenimiento de la cañería

Se restaurarán pendientes o taludes y drenajes El avance de la tapada debe coordinarse con al de zanjeo a

efectos de evitar zanjas abiertas por más de veinte días

Humano Todos los caminos o sendas innecesarias deben ser

cerradas a No ser que el propietario requiera su uso

Establecer una buena relación con los propietarios de terrenos y representantes en los campos

Cuando se circule en campos sembrados, evitar todo tipo de daño a los cultivos

Los alambrados y tranqueras deterioradas por la obra deben ser reparadas

Cuando se produzca el hallazgo de áreas paleontológicas arqueológicas, se suspenderán las actividades y se comunicará a la autoridad competente zonal

5- 2 Etapa de operación y mantenimiento En esta etapa se incluye:

Gasoductos Detección de pérdidas Protección catódica Inspecciones internas de gasoductos Repruebas hidráulicas y neumáticas Control de accesos Mantenimiento de picadas Monitoreo de suelo y vegetación Otros

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En el gasoducto se realizan mantenimientos de distintas clases; estos pueden ser de carácter preventivo o correctivo, siendo los principales aspectos que se debe tener en cuenta:

Control de accesos: carteles para acceder a la pista con leyenda que orienten al personal para efectuar los mantenimientos a las instalaciones y prever el resguardo de las mismas para disuadir a personas ajenas el ingreso al predio.

Mantenimiento de la pista: después de la construcción de cualquier gasoducto, la pista debe ser inspeccionada y bien mantenida. Cuando no se realiza áreas con erosión o el crecimiento de vegetación no deseada, incrementa la posibilidad de no visualizar fugas.

Métodos de control vegetal o Aptitud natural: cobertura de buenos pastos

en cada área que no requiere estar con el suelo sin vegetación alguna por razones de seguridad u operacional.

o Control mecánico: el corte es el mejor ejemplo de control mecánico y es muy común.

o Control químico: es el uso de herbicidas y es utilizados en casos en que otros métodos no son adecuados. Su uso es peligroso y general se requiere de especialistas.

Manejo de residuos: durante los trabajos de mantenimiento se debe depositar los residuos en bolsas, los que serán llevados para su posterior disposición en forma.

Control de la erosión: la afectación por esta fuerza exógena es en ambos sentido ya que sus consecuencias pueden perjudicar tanto las instalaciones del gasoducto como a las características naturales del suelo.

Suelo y vegetación: se mantendrá la franja correspondiente a la servidumbre en buenas condiciones, realizando lo que corresponda para mantener la estabilidad del suelo y tener especial cuidado en el talado de árboles cuyo diámetro altura de pecho sea igual o mayor a 50 cm.

Plantas compresoras Restauración de predio: conseguir el atractivo estético del

predio. Manejo de residuos: los residuos sólidos serán depositados

en recipientes provistos con tapas e identificando su contenido. Los residuos orgánicos serán acopiados en bolsas y los líquidos residuales serán almacenados. Los residuos sólidos y líquidos serán transportados para su disposición final. Finalmente conseguir el atractivo estético del predio.

Control de emisiones gaseosas: control de gases de los escapes de cada máquina en forma periódica, principalmente los óxidos de nitrógeno y de monóxido de carbono.

Control de ruido: este parámetro será medido en distintos lugares de la planta compresora. Los valores registrados serán expresados en decibeles y se archivarán para su revisión por la autoridad competente.

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Estación Meteorológica: se recomienda la existencia de una para registrar datos climáticos tales como precipitaciones, temperaturas ambientes máximas y mínimas, velocidad y dirección de los vientos, etc.

Análisis de Riesgo

Complementado el Plan de Protección Ambiental, deberá elaborarse un estudio de riesgo inherente a la instalación, con el fin de implementar medidas para prevención, reducción y/o eliminación de riesgos. Evaluados los mismos se elaborarán los respectivos planes de contingencia:

Plan de Gerenciamiento de Riesgo: orientado a gerenciar las actividades de operación, inspección, mantenimiento, seguridad y entrenamiento, acompañado de procedimientos.

Plan de Emergencia: preparación e implementación de un plan de control de situaciones anormales o accidentes con previsión de acciones rápidas y eficientes.

6- Abandono de Instalaciones Cuando una instalación o parte de ella deba ser desafectada por la razón que fuere, se debe prevenir todo cuanto sea conveniente para que la misma no afecte en forma negativa el medio ambiente, según las siguientes recomendaciones: Gasoductos

Sondear y determinar la posición exacta del mismo. En caso de trampas de scraper y plantas de regulación, se recomienda

retirar las instalaciones y trasladarlas a un lugar seguro. Desconectar todas la cañerías entre el conducto a abandonar y el resto de

las instalaciones de gas que quedaran en operación. Las conexiones cortadas deberán ser tapadas o selladas. De existir válvulas en el conducto a abandonar, las mismas deben

mantenerse en posición cerrada. Desalojar el contenido de gas en el tramo a abandonar y asegurarse de

que no quedan vestigios del fluido. Desalojar el líquido, si lo hubiere, con características tales que puedan

producir vapores que junto al aire forme mezcla explosiva. Llenar la tubería con material inerte y sellar sus extremos. Si se utilizó aire para desalojar el gas natural de la tubería, asegurarse de

que no existe mezcla explosiva. Los tramos que queden a la vista dejarlo sobre tacos, a no se que cruce

algún sendero de paso, lo que se recomienda cortarlo. Confeccionar un croquis o plano donde quede reflejado todas las

características de la tubería, los puntos tomados como referencia y los valores de las cotas.

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Plantas compresoras y estaciones de medición/regulación

Se deben considerar las recomendaciones para gasoductos, asimismo es necesario efectuar para ambos casos y en forma in situ, un análisis de seguridad para determinar todos los peligros existentes y los que podrían presentarse para asegurar que la instalación abandonada no ofrece riesgo de accidentes.

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El Efecto Invernadero

El anhídrido carbónico en el aire varía durante el ciclo diario alcanzando valores máximos en el transcurso de la noche, especialmente en verano. Contribuyen aumentar su valor la respiración de los animales, de los vegetales y de los organismos inferiores, las emanaciones, las fermentaciones, las combustiones, etc. Por otra parte el consumido por la fotosíntesis clorofiliana, se ha mantenido constante hasta no hace muchos años.

La atmósfera terrestre actúa como las paredes y el techo de un invernadero de vidrio, reteniendo el calor. Como el vidrio es transparente para la radiación solar ultravioleta (onda corta), y absorbe la radiación infrarroja (onda larga), emitida por la tierra; esta absorción de la radiación infrarroja se debe al vapor de agua, al anhídrido carbónico y al ozono presente en la atmósfera y en las nubes.

La revolución industrial incrementó la necesidad de energía calórica, por lo que se han quemado bosques, carbón, petróleo y gas en cantidades que aumentan de manera cada vez más acelerada y en consecuencia el porcentaje de anhídrido carbónico. Se ha roto el equilibrio ecológico.

No se debe temer de que el aire se vuelva tóxico, dado que para producir la muerte por asfixia la proporción de anhídrido carbónico en el aire debe ser no inferior al 7%, y antes de llegar a esta concentración se producirán otros inconvenientes.

La concentración actual es de aproximadamente 0,03%.a 0,09 % vol y forma parte de la mezcla cuya composición es de nitrógeno (78,09 % vol), oxigeno (20,95 % vol), y muy pequeñas cantidades de gases nobles (< 1 % vol).

El descubrimiento del aumento del anhídrido carbónico, cuando en un orificio taladrado en la placa de hielo en Groenlandia penetró en el hielo que se había acumulado durante 80.000 años. El cilindro extraído contiene burbujas de aire que habían quedado atrapadas a petrificarse la nieve para convertirse en hielo sólido, dado que estas burbujas se cierran, confinando así el aire atrapado. En el laboratorio de Hans Oeschger, de la Universidad de Berna, se corta cubos de un centímetro de los cilindros y se los tritura al vacío. Se mide la presión total del aire liberado y se determina el contenido de anhídrido carbónico con un dispositivo láser. Así se descubrió que el aire atrapado en el hielo hace unos 18.000 años, durante la época glacial, tenía un contenido de anhídrido carbónico menor que el aire atrapado en el pasado reciente.

El exceso de anhídrido carbónico no alcanza a ser consumido por la fotosíntesis, por lo que se está produciendo un aumento de absorción de calor con la consiguiente aceleración en el aumento gradual de la temperatura. La emisión de anhídrido carbónico a nivel mundial es del orden de los 20.000 millones de toneladas por año, de los cuales la mitad permanece y se acumula en la atmósfera. Durante el siglo pasado la temperatura ambiente a tenido aumentos del orden de los 0,3 a 0,6 °C, mientras que el nivel del mar ha aumentado entre 10 y 25 cm, y los glaciares de las montañas se han reducido en toda la tierra.

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De proseguir con esta tendencia, se estima que la temperatura de la tierra podría aumentar entre 1 a 3,5 °C en el 2010, con el consiguiente aumento del nivel del mar entre 15 y 90 cm.

Por otra parte, recientes estudios hacen presumir que el metano disperso en la atmósfera también contribuye al incremento del efecto invernadero. Si bien la mayor parte del metano emitido a la atmósfera se origina en la descomposición de la materia orgánica y en el metabolismo de los animales, queda el hecho que la capacidad que tiene este gas en absorber radiaciones infrarrojas, es 1400 veces superior que la del anhídrido carbónico. Por lo expuesto y para evitar el despilfarro energético, es necesario evitar los venteos de gas en los yacimientos.

En este contexto, la sustitución de combustibles pesados por el metano puede a contribuir a mejorar este problema si consideramos que a igualdad de calorías producidas con referencia al carbón tenemos la siguiente comparación de los niveles de emisión:

CO2

COAL 100

OIL 80

Nat. Gas 57

También se han incluido los óxidos de nitrógeno (NOx) y de azufre (SOx), que son formadores de la lluvia ácida. El gran aporte a la generación de óxidos de nitrógeno en la combustión del gas natural está dado por el nitrógeno contenido en el aire utilizado en la combustión y su posibilidad de reducción esta acotada al diseño tecnológico de los quemadores de gas natural.

NOx

SOx

COAL 100

OIL 68

Nat. Gas 0

OIL 71

Nat. Gas 20 - 37

COAL 100


CAPÍTULO VI

GEOTÉCNIA APLICADA AL MANTENIMIENTO DE GASODUCTOS La geotécnia juega un papel importante en el análisis y solución de los problema para la conservación ambiental y el mantenimiento de la pista de los gasoductos. 1- Programa de Mantenimiento - Generalidades

El objetivo principal de mantener en condiciones la accesibilidad y transitabilidad las pistas de los gasoductos, es con el fin de acceder y controlar el estado de las instalaciones de superficie, inspeccionar la situación de la tubería y todas aquellas obras indirectas de mejora que hayan sido construidas. A los efectos del presente curso se define como: a- Accesibilidad: el grado de dificultad para que la maquinaria que debe ejecutar la zanja, pista de trabajo y tareas de mantenimiento una vez instalado el gasoducto, acceda a diversos puntos del trazado y/o pista. Las categorías adoptadas son:

• Relieves llanos, suaves y alomados, con pendientes menores al 15%; acceso apto para cualquier tipo de vehículo. Accesibilidad buena.

• Relieves ondulados con pendientes entre un 15 y 20%; acceso a vehículos todoterreno: Accesibilidad regular.

• Relieves abruptos con pendientes mayores al 20% y menores al 30%; acceso a vehículos orugas. Accesibilidad regular.

• Relieves montañosos con pendientes mayores al 30%; acceso a vehículos especiales. Accesibilidad especial.

b- Transitabilidad: a una serie de factores y circunstancias que hacen a la posibilidad o dificultades de efectuar determinados trabajos, con los elementos y metodologías que le son propios. La transitabilidad depende de variables topográficas, naturaleza de los suelos superficiales y subyacentes y del régimen climático. En este último aspecto el régimen pluviométrico y la evapotranspiración son gravitantes, porque a igualdad de factores topográficos y naturaleza de suelo son los que definen la pérdida y recuperación de transitabilidad respectivamente. La cantidad y repartición de las lluvias constituye el factor climático esencial en la incidencia de deslizamientos de tierra o la formación de barrancos (relieve de cárcavas). Una precipitación de 25 mm en 10 minutos es peligrosa; si no disminuye en los minutos siguientes, resulta desastrosa, aun en terreno permeable, ya que se satura el suelo y se intensifica la arroyada.

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Los torrentes son corrientes de agua con régimen ocasional, pendiente fuerte y que trabajan en materiales fáciles de excavar. En muchos países la torrencialidad ha sido relacionada con la deforestación y se ha determinado que la repoblación forestal detendría los torrentes, pero a veces no es un remedio infalible. Otro inconveniente que pueden ocasionar las precipitaciones es la solifluxión, que es el descenso en forma de barro cuando la formación del terreno se embebe de agua y está constituido principalmente de arcilla. Si la formación del terreno permanece en un estado de plasticidades arcilloso el deslizamiento es fangoso y lento; cuando la solifluxión es líquida, se habla de coladas fangosas. Deslizamientos, corrientes de barro y de solifluxlión se observan en las margas, los limos, las arcillas con ripio, las arenas y gravas arcillosas, cuyas partículas finas desempeñan el papel de lubricantes. Por último, tenemos la formación de derrubios, fenómeno lento, debido al desprendimiento sucesivo de bloques de roca. El ritmo de deslizamiento, depende de factores como cambios de temperatura, ángulo de declive, cantidad de lluvia y naturaleza del material que forma el suelo. El programa de mantenimiento se puede dividir en:

• Programa de Mantenimiento Preventivo • Programa de Mantenimiento Correctivo

En general, el mantenimiento preventivo son los que se realizan en forma rutinaria a fin de evitar deterioros y demoras para la circulación de vehículos livianos y equipos, y consiste fundamentalmente en:

• Monitoreo de suelo y vegetación • Observación de anomalías en el escurrimiento de aguas pluviales • Observación sobre la presencia de cárcavas • Limpieza de cunetas • Limpieza de desagües • Limpieza de alcantarillas • Nivelado de la pista y enripiado en caso que corresponda • Controles de accesos • Reposición de señalamientos

El mantenimiento correctivo se puede definir como los trabajos de reparación que deben ejecutarse en alguna parte de la pista del gasoducto por razones de seguridad y/o estética. Este mantenimiento podemos dividirlo en:

• Mantenimiento Correctivo Menor o Reparación de drenajes. o Retiro de material en derrumbes pequeños. o Reposición de fajas de contención de taludes.

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• Mantenimiento Correctivo Mayor o Reubicación de tuberías. o Protección de taludes. o Construcción de defensas. o Canalización de torrentes. o Cruce de ríos por perforación horizontal.

2- Programación y Análisis de la Información Anteriormente, hicimos referencia que la cantidad y repartición de las lluvias constituyen el factor climático esencial, en el deterioro de las pistas de los gasoductos. Es por ello, que la programación debe ser ejecutada en base a los registros pluviométricos de cada región hidrológica, y los mismos deben estar representados en histogramas, para establecer cuales son los períodos más críticos y en consecuencia los más conveniente para realizar inspecciones exhaustivas de daños, por otra parte, se podrá a su vez, prever los períodos más convenientes para realizar mantenimiento preventivo y correctivo. Prácticamente, lo que interesa es conocer cuales son los períodos más favorables para efectuar las inspecciones. Esta tarea es sencilla cuando se presenta condiciones de uniformidad de suelos, relieve y climáticas y el régimen pluviométrico muestra diferencias marcadas estacionales. Pero cuando se presentan condiciones heterogéneas es necesario efectuar el análisis tramo a tramo, sectorizando la pista de acuerdo a los siguientes factores que definen uniformidad de comportamiento:

• Relieve : capacidad de evacuar excedentes de precipitaciones. • Suelo: capacidad de percolar. • Precipitación: variación estacional – número de días con precipitación mayor a

xx mm • Evaporación: número de días en que habitualmente un suelo recupera su

capacidad de uso – laboreo, tránsito, etc. Cuando los datos son escasos se puede realizar encuestas-observaciones en el lugar:

• En que fecha del año se logra el mayor rendimiento con sus equipos? • Cuales son las dificultades operativas más importantes? • Los temporales son un problema....no solo la intensidad sino la frecuencia de las

lluvias molestan.... • ....los suelos cuando están secos son durísimos pero cuando se mojan son un

flan... • ....el alteo de los caminos lo hacemos en verano....en invierno solo hacemos

mantenimiento..... Reunida la información, se puede definir la fecha más apropiada para la inspección y ejecución de las obras de mantenimiento.

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3- Elementos que Forman la Pista Picada Tres elementos básicos forman la pista del gasoducto:

• Base o plataforma: zona de tránsito de los vehículos con el gasoducto ubicado a un costado de la misma. No siempre es transitable la pista, ya que depende de la topografía del terreno. En corte transversal es prácticamente horizontal; en general presenta pequeñas declives para controlar las arroyadas del agua de lluvia.

• Talud o declive: se encuentran ubicadas adyacentes a la pista y el tipo de sección transversal depende de las características topográficas del terreno que atraviesa el gasoducto. El valor del ángulo del talud es independiente de la dimensión de los elementos; depende en cambio de su forma y de su rugosidad. Este valor es tanto mayor cuanto más anguloso y rugoso sean, y tanto menor cuanto más plano y más esquistosos sean.

• Áreas adyacentes: zonas que se encuentran influenciadas por la presencia de pistas de gasoductos.

4- Inspección de la Pista o Picada El factor climático que más gravita en el deterioro de las plataformas, escarpas y áreas adyacentes son las precipitaciones. Se pueden distinguir cuatro tipos de erosión debidos al agua corriente:

• La Erosión Laminar: es el resultado de una arroyada difusa que elimina las láminas superficiales del suelo. Actúa en suelos deleznables, a menudo pobres en humus.

• La Erosión de Arroyada: se traducen en una red de surcos paralelos, que empiezan a concentrarse con algunas anastomosaciones.

• La Erosión en Barrancos: consiste en la formación de barrancos más o menos profundos. La extensión por erosión regresiva puede ser rápida.

• La Erosión Lateral: ríos con características de meandro que actúa sensiblemente en las orillas externas y en el espolón durante fuertes crecidas.

Durante el recorrido de inspección se debe determinar principalmente lo siguiente, en caso de haber deterioros:

• Progresiva del sitio del problema debiendo dejar una marca (pintura, símbolo, etc.).

• Identificar elemento deteriorado (pista, escarpa , etc.). • Identificar tipo de deterioro o falla (derrumbe, corrientes de fango, etc.). • Identificar exposición y longitud de tubería para su reubicación. • Identificar riesgo de erosión en los cursos de agua. • Cuantificar la gravedad de la falla. • Obtención de fotografías.

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5- Programa de Mantenimiento Una vez realizada la inspección correspondiente se cuantificarán las fallas para adoptar las acciones preventivas y/o correctivas necesarias, apoyándose en las siguientes variables:

• Unificar las fallas por su naturaleza. • Seleccionar tecnologías a aplicar. • Seleccionar los materiales y accesorios. • Seleccionar vehículos de transporte y equipos. • Comprar y/o contratar los recursos seleccionados para la ejecución de los

trabajos. • Realizar el cronograma de actividades.

Dentro de los programas de mantenimiento se debe también incluir, la inspección de fallas corregidas a efectos de verificar si los problemas se repiten o han sido eliminados. En caso de continuar, se deberá hacer un diagnóstico más preciso con el fin de darle la solución definitiva. 6- Acciones Preventivas y Correctivas En general podemos decir que para la mitigación de fallas en las pistas de los gasoductos, existen numerosos métodos para la solución de los mismo, en muchos casos para un mismo tipo de falla se aplica diferentes acciones correctivas. Las acciones correctivas de gran envergadura, requieren la participación de profesionales con experiencia para la elaboración de proyectos de ingeniería. La torrencialidad puede ser evitada frenando la velocidad del mismo, y por lo tanto, limitando su poder de excavación, mediante presas transversales que la dividan en remansos cortados por pequeñas cascadas. En cada presa se forman playas de colmatación, y se puede considerar que la corrección es total si cada una de estas playas termina al pie de la obra superior. La erosión lateral en ríos con meandros puede ser corregida con gaviones de cuerpo o medias cañas de caños colocadas en forma horizontal formando una pantalla transversalmente a la dirección de flujo de agua. Estas van montadas una arriba de otra dejando un espacio entre ellas y son ancladas a caños que se encuentran enterrados en el lecho de río. La separación que se deja entre las mismas permite el paso del agua y las medias cañas que actúan de pantalla retienen gran parte de los sedimentos que transporta el agua, depositándolos formando un proceso de colmatación. La presencia de niveles freáticos próximos a la superficie y/o arroyos que presentan signos de erosión actual y potencial, debido que cuando se producen lluvias intensas tienen picos muy empuntados y tienen picos empuntados, pueden dejar la tubería al descubierto con la correspondiente peligrosidad que ello representa, en estos casos se debe proceder a reubicación de las tuberías con el correspondiente lastrado de hormigón.

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En los cruces de ríos más importantes y que pueden presentar variaciones o no durante el año, cuando la tubería queda expuesta, se considera que lo más conveniente es cruzar el lecho del río, previo estudio del mismo par ubicar el nivel más apropiado, mediante perforaciones horizontales. El deslizamiento del terreno puede ser detenido con muros de contención o mampostería de piedra pegada; los problemas de pequeños cursos de agua que producen cárcavas en la base, son solucionadas mediante la construcción de alcantarillas, y las arroyadas que se originan en los taludes mediante cunetas de tierra o revestidas en mampostería de piedra pegada. En general, para las acciones correctivas se utilizan gaviones, mampostería de piedra y geotextil, así como también concretos y hormigones especiales tal el caso de afloramientos yesíferos o que los materiales existentes presenten una alta concentración en sulfatos, se debería proceder a la utilización de cementos sulforresistentes en la elaboración del hormigón, tanto para posibles lastrados de la conducción como para su aplicación en cimentaciones superficiales. Las acciones correctivas de gran envergadura, requieren la participación de profesionales con experiencia para la elaboración de proyectos de ingeniería.

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GAVIONES Tipos y Construcción Definición Los gaviones constan de canastas rectangulares de alambre galvanizado, las cuales se rellenan con piedras, formando unidades independientes con las que se conforman diferentes estructuras utilizadas como protección o contención. Clasificación De acuerdo a las dimensiones de la canasta empleada, los gaviones pueden clasificarse en tres clases:

Gaviones de base: (2,00m x 1,00 x 0,50m) Gaviones de cuerpo: (2,00m x 1,00m x 1,00m) Colchonetas: (4,00m x 2,00m x 0,15 a 0,30m)

Materiales La canasta debe fabricarse con malla tipo ciclón o eslabonada, debiendo cumplir el alambre para la malla, como mínimo los siguientes requisitos:

Calidad: acero dulce, galvanizado en caliente (al zinc puro) exento de defectos (norma ASTM A90).

Tracción: carga mínima a la rotura 42 Kg/mm2. Alargamiento: bajo la carga de tracción, el alargamiento de un fragmento de 10

cm debe ser de 8 a 12 mm. Enrollamiento: el alambre debe dejarse enrollar en espiras cerradas y paralelas

en un cilindro de diámetro igual al doble del suyo, sin que el zinc muestre señales de deterioro.

Torsión: tiras de alambre de 20 cm deben soportar sin romperse y sin que se produzca daño al zinc, 30 vueltas completas de torsión, permaneciendo el eje del alambre recto.

Elasticidad de la malla: una sección rectangular de la malla de 2,00m por 1,00 m, debe resistir sin romperse una carga de 1,95 Kg/cm2.

Construcción – Algunas consideraciones El terreno de fundación debe ser razonablemente nivelado suprimiéndose las depresiones o salientes y los materiales sueltos u orgánicos. Las canastas deben ser llenadas y amarradas en el sitio exacto donde han de quedar definitivamente sin permitir ningún tipo de transporte de las mismas una vez que se haya efectuado el relleno. La colocación de la piedras se hace mano, depositando los de mayor tamaño en la periferia y el resto de tal forma que se obtenga una masa rocosa bien gradada, con mínimo porcentaje de vacíos y con superficie de contacto entre gaviones, pareja y libre de entrada o salientes.

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Los gaviones deben cerrarse y coserse con alambre de un número inmediatamente superior al empleado en la tela metálica; la costura debe hacerse de manera que abarque un módulo completo de la malla. Tanto las aristas verticales como horizontales de cada gavión deben amarrarse firmemente con las correspondientes de los gaviones adyacentes.


CAPITULO VII

ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO DE GAS NATURAL 1- El Cometido de los Almacenamientos Subterráneos de Gas Natural Los almacenamientos subterráneos de gas natural satisfacen múltiples necesidades vinculadas a la estructura del consumo y a la situación de los aprovisionamientos, siendo su principal cometido, el ajuste de los recursos gasíferos al consumo, es decir, la modulación anual. El almacenamiento subterráneo de gas natural, es un elemento fundamental para la operación de sistemas de transporte y distribución, por cuanto les confiere a los mismos numerosos beneficios técnicos y económicos. El propósito de un almacenamiento subterráneo de gas natural es:

• Permitir una utilización mucho más homogénea de las redes de transporte durante los períodos de mucho tránsito de gas en el invierno.

• Posponer o reducir obras de refuerzo. • Mayor seguridad en el suministro de gas en caso de dificultades de

aprovisionamiento. • Incrementar las ventas cuando crece la demanda, especialmente en los meses de

invierno, accediendo también el sector industrial. • Reducción en las mermas de producción por menor demanda de gas en el

período estival, evitando grandes fluctuaciones estacionales. • Incremento en la recuperación de petróleo en yacimientos semiagotados.

Como podemos observar, las instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural permiten disponer de excedentes estivales del fluido para su utilización durante los períodos de máxima demanda, mejorándose de este modo el factor de carga de los gasoductos y reduciéndose los déficit en invierno, que pueden traducirse en cortes de suministros. Esto permite que los consumidores tomen gas de acuerdo con sus propios patrones de demanda, los proveedores de gas reciban el fluido a un ritmo prácticamente uniforme y los productores mantengan una continuidad de producción de hidrocarburos líquidos vinculados al gas que deben entregar para su transporte. Para que se comprenda mejor el papel jugado por los almacenamientos, podemos decir que el volumen total del stock útil al comienzo del invierno representa, en algunos países de Europa, entre el 30 y 35% anual, mientras que en Estados Unidos representa un 17%, teniendo en cuenta que el consumo anual es de aproximadamente 700 MMM M3

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2- Tipos de Almacenamiento Subterráneos de Gas Natural 2.1 Aspectos Básicos En la búsqueda de almacenamientos subterráneos de gas natural, debe tenerse en cuenta la disposición de los gasoductos existentes. Teóricamente un almacenamiento de modulación estacional o seguridad, debe situarse en el centro de gravedad del conjunto de las zonas a abastecer o al final de una línea de transporte importante, según lo permitan las condiciones geológicas. No obstante, la experiencia demuestra que la presencia de estructuras aptas para el desarrollo de un almacenamiento de gas son relativamente raras, por lo cual no siempre es posible remitirse a tal esquema teórico. En efecto, el problema esencial es el de determinar en la medida de lo posible, las estructuras que podrían ser adaptadas para ser enlazadas en la red de transporte en las condiciones técnicas-económicas más convenientes, teniendo en cuenta la realidad geológica del área evaluada. Por ello y en virtud de lo referido anteriormente, los primeros intentos deben ser efectuados alrededor de los sistemas de transmisión existentes, o en el trazado de futuros proyectos de gasoductos. 2.2 Tipos de Almacenamiento

• Yacimientos Agotados de Gas y/o Petróleo • Acuíferos • Cavernas o Mantos Salinos • Minas Abandonadas

2.2.1 Yacimientos Agotados La posibilidad de disponer de yacimientos casi agotados, constituye uno de los sistemas más eficaces para resolver los problemas de la regulación de la demanda. Los más comunes son las yacimientos gasíferos agotados, aunque también los de petróleo, ya que los mismos han demostrado la habilidad para atrapar gas. Más aún, se dispone de datos geológicos y de reservorio necesarios, provenientes de operaciones de exploración y producción de hidrocarburos, para predecir el comportamiento del almacenamiento. Además, el gas que permanece aún en el reservorio se puede usar como parte integrante del colchón y el tiempo que se necesitaría en otra circunstancia para el gradual desplazamiento de agua de un horizonte podrá disminuirse en forma más acelerada y no demorará el desarrollo del reservorio de almacenamiento. Resumiendo:

Más común y bajo costo de desarrollo, operación y mantenimiento La trampa está creada La producción de gas añade recuperación extra de petróleo

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La inyección y el retiro de gas puede variar dependiendo de las instalaciones de superficie

Presión de trabajo definida

2.2.2 Acuíferos Las capas acuíferas con posibilidad de constituir artificialmente un reservorio de gas, se comportan en todos los puntos como un yacimiento natural. Estos niveles requieren la existencia de tres condiciones: poseer características petrofísicas apropiadas, tener una cubierta de roca impermeable y constituir una trampa para evitar la fuga del gas. El almacenamiento en rocas porosas permite disponer de volúmenes considerables de gas; no obstante, la capacidad de circulación de los reservorios subterráneos de este tipo está limitada aproximadamente entre el 45 y 60 % de su capacidad total, dado que el remanente se utiliza para gas colchón. Con el objeto de disminuir el costo del gas colchón, en ciertos almacenamientos se ha introducido el gas inerte en lugar del gas natural. El gas inerte puede producirse según dos técnicas muy diferentes:

La primera es la recuperación de gases de combustión a partir del gas natural. En este caso, el gas inerte está esencialmente constituido, una vez secado, por nitrógeno 87% y gas carbónico 12%.

El segundo procedimiento es el empobrecimiento del oxígeno por adsorción del mismo con carbón activado. El gas inerte formado está principalmente de nitrógeno y oxígeno entre el 5 y 8%.

Resumiendo:

Existencia de trampa con suficiente extensión areal Espacios vacíos en forma de poros o fisuras Suficiente permeabilidad Caprock es crítica Adecuado rango de profundidad – ideal entre 450 – 1200 metros, pudiendo

alcanzar los 2500 metros de profundidad Requiere baja presión diferencial entre el reservorio y gasoducto en reservorios

poco profundos Conocer el comportamiento del agua en el reservorio Generalmente más caro que los reservorios semiagotados de gas/petróleo

o Mayor testeo y desarrollo en el tiempo o Las instalaciones de superficie deben construirse o Base extra o colchón de gas es necesario o El gas puede disolverse en el agua y dificultar su recuperación

En superficie requiere separadores de agua y deshidratación del gas Requiere la creación de la burbuja de gas

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2.2.3 Almacenamiento en Cavernas de Sal Si las propiedades de la sal son apropiadas y el espesor de la estructura adecuado, se pueden emplear técnicas mineras de lavado para la formación de cavidades, pudiendo alcanzar un volumen espacial entre los 100 y 500 MM M3. Dependiendo de la profundidad, tamaño y presión de trabajo máxima/mínima, el volumen que puede almacenarse en un reservorio tipo es del orden de los 100 MM M3. Resumiendo:

Pueden ser de dos tipos: o Domos de sal – preferentemente o Estratos salinos – más costosos

Tamaño y forma de la cavidad puede ser controlada con la inyección de agua fresca y removiendo la salmuera o agua salada

Altas entregas de caudal dado que no hay medio poroso Bajo colchón de gas (25%) y puede ser usado en emergencia Adecuado por el rápido cycling y puede ser operado con un solo pozo También es usado para almacenar otros hidrocarburos como propano y butano Profundidad desde 500 hasta un máximo de 1.800 metros. Los requerimientos claves son:

o Sal adecuada, suficientemente pura o Volumen de agua para el lixiviado o Medios para disponer la sal muera o Estratos de sal de 100 – 150 metros de espesor

Los principales problemas son: o Alta temperatura la sal puede licuarse y encoger el reservorio o La caverna debe ser periódicamente lixiviada o Esto toma un tiempo mínimo de 12 meses y 4 meses el retiro del agua.

Los estratos salinos no son generalmente puros y son de 2 a 3 veces más costosos

2.2.4 Minas Abandonadas Antiguas minas de carbón se han utilizado para almacenamiento de gas natural. Las desventajas de este tipo de depósitos son los problemas de hermeticidad y se los considera de tipo marginal. Resumiendo:

Uso de minas abandonadas de carbón Altas entregas y posibilidad de cycling Operación es a baja presión y la extracción requiere compresión Depósitos caros debido a la potencial pérdidas a través de fisuras y

pozos mineros Muy pocos en operación.

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Cabe destacar que, la elección entre almacenamiento en rocas porosas o en cavernas está determinado por la geología de la zona, las funciones que se pretende dar a la instalación y los parámetros económicos. 3- Opciones de Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural Items Yacimientos

Agotados Acuíferos Cavernas de

Sal Estratos Salinos

Costo de Desarrollo 1 2 3 4 Costos Operativos 1 4 2 3 Capacidad de Inyección 3 1 2 4 Capacidad de Producción 3 4 1 2 Punta Máxima 3 4 1 2 Estacional 1 2 4 3 Recuperación de petróleo 1 ---------- ------------- -------------- 4- Almacenamiento subterráneo de gas natural y su relación con los centros de consumo Los depósitos subterráneos permiten aprovechar mejor las oportunidades del mercado del gas.. El desarrollo de un almacenamiento requiere la evaluación de tres componentes:

Valorar el mercado y los clientes Evaluación de reservorios de almacenamiento Evaluación de opciones

Ninguno de los tres factores puede ser analizado en forma independiente, dado que existe una relación recíproca entre los mismos. Valorar el mercado y los clientes: a partir de un set (conjunto) de precios y factor de uso sobre largo término por almacenamiento o alternativas: comprar capacidad de transporte, construir una derivación para uso exclusivo, etc. Evaluación de reservorios de almacenamiento: en este caso debe considerarse el costo de servicio por el almacenamiento. Evaluación de opciones: el costo del servicio para cada opción, incluyendo interrupciones de los mismos. Comparado estos aspectos, el cargador optará por la variante más favorable:

Ampliar la capacidad contratada Utilizar combustibles líquidos en los días de corte Utilizar los servicios de almacenamiento


CAPITULO VIII

REGULACIÓN Y MEDICION DE GAS NATURAL 1- Estación de Regulación y Medición La estación de regulación y medición está constituida generalmente con los siguientes elementos:

a) Válvulas o llaves de entrada y salida b) Calentador c) Filtro d) Regulador de presión e) Válvula de seguridad por máxima y mínima f) Válvula de escape de seguridad g) Tomas para manómetros h) Medidor

Válvulas de entrada y salida: válvula de cierre para interrumpir el paso del flujo de gas conectada mediante bridas. Calentador: la función del calentador es calentar el gas antes de ingresar a la reguladora de presión, ya que la temperatura del fluido descenderá cuando se produzca el salto de presión y de esta manera se evita una posible condensación de agua y/o hidrocarburos condensables.

Filtro: para retener posibles partículas líquidas y sólidas del tipo cartucho. Su limpieza debe realizarse sin desmontar la instalación, para lo cual, el elemento filtrante se coloca orientado hacia el exterior para facilitar su extracción. Reguladoras de presión: la presión de distribución de los combustibles gaseosos debe ser regulada para su utilización, por lo que es necesario reducirla mediante la creación de una pérdida de carga, para mantener la presión del gas dentro de los límites preestablecidos El sistema más sencillo para reducir la presión consiste en un orificio fijo (diafragma, válvula bloqueada), en el que la pérdida de carga y como consecuencia la presión de salida es función del caudal que se quiera pasar. Si el sistema alimenta a varios aparatos o conductos, la parada de uno de ellos modifica la pérdida de carga y por lo tanto la presión de alimentación, para ello es necesario contar con un orificio de sección variable, que actuada mediante algún mecanismo, permita regular la presión salida en el valor deseado. En forma general un sistema de regulación funciona de la siguiente forma (figura 1):

a) El fluido llega a la válvula a la presión de entrada (Pe), y circula a través del orificio de sección M, comprendido entre el asiento y la clapeta.

b) El fluido reduce su presión por diferencial saliendo a la presión Ps

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c) Esta presión actúa sobre la superficie interna de una membrana (S), a veces un pistón, a la que se encuentra unida mecánicamente a la clapeta.

d) La fuerza resultante del fluido tiende a cerrar la clapeta. e) A la superficie externa de la membrana se aplica una fuerza antagónica (F),

que tiende abrir la clapeta, generalmente provocada por un resorte helicoidal, aunque existen casos en que está provocada por una masa sobre la membrana o presión de un gas.

f) De ser un gas es necesario cubrir la membrana con un orificio, cuando se desea aplicar la presión atmosférica a la cara externa o conectar un circuito de puesta a presión de la membrana.

En la figura 2 se pueden observar dos válvulas reguladoras. La variación automática se realiza mediante mecanismo (muelle), o bien por la actuación de la presión que se quiere regular (presión de entrada o de salida), por lo que se pueden clasificar en reguladores de acción directa e indirecta; en los de acción directa la presión regulada suministra la fuerza motriz necesaria para la variación de la sección de paso, y los de acción indirecta se toma la presión de entrada para generar la fuerza motriz correspondiente. Válvula de interrupción por mínima y máxima presión: son válvulas que interrumpen el paso del gas cuando la presión de suministro desciende por debajo o asciende por arriba de los valores prefijados en la válvula; de pendiendo de cada compañía distribuidora, el tarado para su disparo se encuentran entre un 10 al 20 % de la presión de ajuste. La figura 3 muestra una válvula interruptora. Válvula de escape de seguridad: en general en este tipo de válvula, figura 4, se tara un valor situado por encima de la VS de máxima, enviando gas a la atmósfera, si se produce una falla en la VS de máxima. Sin embargo, muchas veces se lo utiliza en forma inversa, es decir, si se produce una elevación fortuita de la presión la VES actúa, enviando gas a la atmósfera y si la elevación de presión continúa, es entonces cuando la VS de máxima corta. Tomas de manómetros: Las dos tomas de presión necesaria se sitúan con una disposición frontal que permita la conexión fácil de los equipos de medida de la presión; en general ambas tomas se protegen con válvulas de 1/4". Sistemas de Medición: los sistemas de medición de caudal en las tuberías de conducción de fluidos, permite determinar en forma continua la cantidad de gas que circula por el mismo. Existen diversos sistemas desarrollados con diferentes principios de funcionamiento y formas constructivas. Entre los principales sistemas, los siguientes son los más utilizados: Medidores para Producción y Custody - Transfer

Medición con Placa Orificio : estos medidores son de tipo inferencial y se basan en la relación que existe entre la velocidad del fluido y la pérdida de presión que se produce al circular a través de una restricción. Estos medidores miden el fluido en forma indirecta y el volumen se calcula utilizando fórmulas que contienen una cierta cantidad de coeficientes empíricos.

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Para variar la sección de la cañería se introduce en la misma una placa con un orificio central, cuyo diámetro estará en relación directa con la presión estática relativa. El instrumento en si, también llamado puente de medición, consta de dos tramos de caño sin costura con bridas en ambos extremos y enderezadores de flujo en su interior; en su unión se ubica la placa fija o porta placa y en el otro extremo están conectados a la cañería; no se toleran excentricidades a las establecidas en Normas y ningún otro ángulo que no sea de 90° entre brida y caño. El aparato que se utiliza para medir estos saltos de presión es una unidad a diafragma; existen dos conjuntos en forma de diafragma hechos con delgados discos de acero inoxidable y están colocados a ambos lados de la estructura. Este sistema está lleno de un líquido incongelable. A continuación del conjunto diafragmático de la derecha hay montado un resorte en forma de espiral; el centro de este resorte está fijado al extremo de un brazo y en el otro extremo está conectado a una chapita flexible sujeta en el extremo interior de la barra de transmisión . El brazo está fijado al centro del plato que cierra el diafragma, de modo que el brazo el plato y el centro del resorte forman una unidad. Dos tapas en forma de cámara se deslizan en cuatro bulones fijados al cuerpo y asientan en una juntura con empaquetadura anular de sección circular, formando así las cámaras de alta y baja presión. Una cámara está conectada aguas arriba de la placa (cámara de alta), y la otra, aguas abajo (cámara de baja). La de alta presión comprime el diafragma y desplaza el líquido hacia la cámara de baja, donde se expande el diafragma de la derecha y al mismo tiempo el resorte iguala la diferencia de presiones entre los dos diafragmas. El movimiento del resorte se transmite, a través del brazo, al extremo interior de la barra de transmisión; el extremo exterior que bascula en el fuelle hermético, se mueve en sentido contrario arrastrando la pluma que registra la presión diferencial. Un sistema de relojería en el centro del instrumento, al cual se le acopla un gráfico circular, permite realizar la medición diaria. Una pluma registra también la presión estática y otra las variaciones de temperatura del gas a través de un censor que se introduce en la cañería corriente arriba. En el gráfico quedan registradas la presión diferencial, la presión estática y la temperatura del gas; la relación entre el diámetro de la placa y el diámetro de la cañería tiene que ser inferior a 0,75, esto se requiere para que el salto de presión sea significativo y pueda registrarse en el gráfico con una variación de 20% con respecto a la línea base. En general los gráficos se integran electrónicamente. Los tipos de toma de presión pueden ser:

o Toma de brida o Toma de caño o Toma de placa o Toma vena contracta o Toma de radio

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Medidor de Turbina: los medidores de turbina se encuentran intercalados en la corriente de gas a medir, donde el flujo golpea los álabes de la turbina provocando el movimiento del rotor. La velocidad angular del rotor gira en forma proporcional a la velocidad del fluido y a la entrada del medidor se encuentra situado un separador de flujo que está constituido por:

o Un cuerpo con desplazamiento, con la misión de incrementar la velocidad de paso.

o Una serie de aletas axiales, para equilibrar el flujo, con el objeto de conseguir que este, al incidir sobre las palas de la turbina, sea uniforme y libre de torsiones y remolinos.

El principio básico del medidor de turbina se describe como:

o El gas fluye a través de un área conocida. o La velocidad de flujo a través de este pasaje es medida por la velocidad

del rotor. o El porcentaje de flujo de gas volumétrico es obtenido multiplicando la

velocidad del flujo por la constante que representa el área fijada. o Esta multiplicación es hecha por la elección del propio radio de

engranaje, entre el rotor y el eje de entrada al contador. En su instalación se deben respetar las recomendaciones específicas del fabricante, en cuanto a distancias libres de accesorios a la entrada y salida del sistema de medición.

Medidor Ultrasónico: se los denomina como UM, en inglés, Ultrasonic Meter. La expresión general definida como: Caudal = Sección x Velocidad (m3/segundo) = (m2) x (m/segundo), permite determinar el volumen en todas sus aplicaciones, ya sean de balance o facturación. Es decir conociendo la velocidad del fluido, podemos determinar bajo la simple aplicación del algoritmo de cálculo según las normas, saber el volumen. La aplicación más conocida que utiliza la velocidad del gas para fines de medición de volumen, es el medidor de turbina. Los medidores ultrasónicos, son medidores inferenciales, que calculan el volumen de gas, midiendo la diferencia de tiempo de tránsito, de pulsos de sonidos de alta frecuencia, aguas arriba y abajo de la corriente de gas. Se denomina ultrasonido a las ondas elásticas de frecuencia comprendida entre 2.104 Hz y 1013 Hz. Las ondas ultrasónicas de frecuencia del orden de 109 Hz y superiores, a veces se las denomina como hipersónicas. Para producir sonidos ultrasónicos se utilizan generadores mecánicos y electromecánicos. Un ejemplo de generador mecánico de ultrasonido de baja frecuencia y de gran intensidad son las sirenas. Los generadores electromecánicos se dividen en dos tipos fundamentales:

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o Magnetostricción: se utilizan para producir

ultrasonidos de baja frecuencia y se basan en el efecto que aparece en un material magnético al someterlo a un campo magnético variable.

o Piezoeléctricos: son los que se utilizan en la industria del gas natural y se basan en las propiedades que poseen ciertas sales para generar cargas eléctricas a ser sometidas a una excitación.

Un detalle a tener en cuenta es que los ultrasonidos son altamente absorbidos por los gases, mientras que los líquidos los absorben en un grado mucho menor. Por ejemplo, el coeficiente de absorción del ultrasonido en el aire, es aproximadamente 1000 veces mayor que el agua. En la figura 4 y en una condición normal de operación, suponemos que el gas se transporta de izquierda a derecha, con velocidad V, el diámetro del caño se identifica con D, la distancia entre los extremos de los transductores es L y el ángulo correspondiente que forma el eje del caño con la distancia L. El transductor A emite un pulso en forma de onda y duración conocida; se mide el tiempo desde su emisión hasta su detección en B, este es el tiempo tD con subíndice D indicando aguas abajo. Recibido el pulso en B se retransmite el mismo hacia A y se mide el tiempo tU con el subíndice U indicando aguas arriba. Ambos pulsos recorren la distancia L, pero como existe el movimiento del gas, resulta que tD < tU. Relacionando convenientemente las ecuaciones se determina el perfil de velocidades del caño y de esta manera obtener el resultado final del volumen de gas que circula. En la práctica, existen dos sistemas para realizar la medición de velocidad: uno es que mencionamos anteriormente, que se produce mediante el enlace directo entre transductores, es decir tipo lineal, y el otro está basado en el rebote del haz ultrasónico en la superficie del caño (figura 5), originando lo que se denomina camino simple (simple path), y que para las aplicaciones de custody – transfer, poseen caminos adicionales de doble rebote, que de acuerdo a la información de catálogos, permite cuantificar la influencia del flujo turbulento (swirl). Los medidores ultrasónicos de inserción, son utilizados donde no hay posibilidad real de interrumpir el suministro, que consisten básicamente en un par de transductores que se montan sobre la cañería mediante el método de hot-tap, luego se miden las geometrías y finalmente se calcula el volumen con el algoritmo correspondiente. Para evitar la suciedad que puede aparecer en la parte inferior del caño, los transductores se montan apartados de la vertical, normalmente 15°.

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Medidores Residenciales e Industriales

Medidor volumétrico rotativo (tipo húmedo): está formado por un tambor, dividido en compartimientos y sumergido en parte en un líquido. El gas ingresa por el centro del tambor, en el que se asegura la estanqueidad mediante el agua: cuando la instalación demanda gas el tambor gira por efecto de la presión del gas, el compartimiento sigue llenándose y finamente por un lado se cierra la admisión de gas, comenzando el llenado del siguiente compartimiento, mientras en el compartimiento anterior se libera combustible para su consumo. Evidentemente las cámaras tienen igual volumen y suma corresponde al volumen cíclico.

Medidor volumétrico de paredes deformables (diafragma): este medidor pertenece al tipo denominado seco, va provisto de dos fuelles que forman cuatro cámaras de medida de volumen fijo y dos correderas de distribución.

El flujo del gas que ingresa a la carcasa del medidor, llena el espacio interior de la misma y pasa a través de un orificio, dejado al descubierto por una válvula deslizante (corredera), a una cámara de medida que se encuentra dividida por un diafragma de material sintético, mientras tanto la otra cámara está en conexión con la salida del medidor; la diferencia de presión entre la cámara de entrada y de salida provoca el movimiento del diafragma, que arrastra las dos válvulas deslizantes y el sistema de contaje. Este tipo de medidores es el más utilizado en las instalaciones domiciliarias.

Medidor volumétrico rotativo: en este medidor, cada ciclo de movimiento atrapa una porción de fluido, llevándolo desde la entrada hasta la salida y produciendo el contaje.

2- Sistemas SCADA Los sistemas SCADA (supervisory control and data acquisition), han sido concebidos para monitorear y controlar las instalaciones de transporte y tratamiento de fluidos, que por su dispersión geográfica se encuentran alejados de los centros de supervisión. Por ejemplo:

Electricidad: centros de generación, redes eléctricas, cámaras de distribución, etc.

Petróleo: instalaciones de superficie, baterías, oleoductos, poliductos, estaciones de bombeo, etc.

Gas Natural: plantas compresoras, sistemas de captación, transporte, sistemas de regulación, redes de distribución, etc.

Agua: embalses, pozos, reservorios, acueductos, irrigación, etc.

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2- 1 Estructura del sistema SCADA Es la siguiente:

Instrumentación Adquisición de datos Comunicaciones Informática

El primer paso, consiste en convertir las variables físicas del proceso en señales eléctricas, por intermedio de los transductores y transmisores. Las señales de estos instrumentos se envían luego a un dispositivo que las muestrea, convierte en información digital y las almacena para su uso. Este dispositivo es la RTU (remote terminal unit). Los instrumentos envían a la RTU, señales eléctricas que pueden ser analógicas o digitales (tensión, corriente y pulso), y la RTU convierte estas señales en datos digitales, y estos datos se almacenan en direcciones especificadas de la memoria que contiene el equipo. La comunicación entre la RTU y el centro de control se establecen mediante redes de datos, utilizándose generalmente radio enlaces y líneas telefónicas. Las computadoras del centro de control (master station), reúnen, coordinan y procesan toda la información que proviene de las RTU. Esta tarea se realiza por medio de software, que es un paquete de programas de computación dedicado a la recuperación, procesamiento y almacenamiento de la información de datos en tiempo real para la tele supervisión y control. Las principales funciones del SCADA son:

Adquisición de datos en tiempo real Monitoreo y procesamiento de variables Telesupervisión de instalaciones Control de operaciones en forma remota Modelado y simulación Planificación

De todas ellas, las funciones básicas del sistema son medir, controlar y supervisar las instalaciones a una determinada distancia. En general, las ventajas de la implementación de un sistema SCADA aplicado a las instalaciones de producción y transporte de fluidos son las siguientes:

Centralizar la información en forma rápida, precisa y confiable Supervisar las operaciones y monitorear las variables de proceso Aumentar la seguridad operativa Reducir costos operativos y tiempos de mantenimiento Optimizar la capacidad de transporte

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Controlar posibles pérdidas Obtener registros para efectuar análisis de tendencia y planificar la producción Realizar la simulación de modelos productivos y de transporte para calcular

stock, demanda, etc. Este sistema reemplaza la gestión realizada mediante métodos de recopilación telefónica y tratamiento manual de datos y llenado de planillas, lo que ocasiona las siguientes dificultades:

Imposibilidad de supervisar en tiempo real las instalaciones Disponibilidad de datos imprecisos y pocos confiables Tratamiento de la información en forma lenta y complicada Bajos niveles de seguridad y eficiencia operativa

2 – 2 Centro de Control Dos computadoras trabajando, en la que una de ellas opera en línea con las remotas para recibir, procesar y almacenar los datos tomados en el campo y la segunda computadora se encuentra en reserva activa realizando tareas secundarias. El software utilizada para la adquisición de datos on line, monitorea las variables medidas y calculadas en cada RTU, supervisa las variables de cada punto de medición y control, estado de alarmas, edita y mantiene actualizada la base de datos, exporta e importa información, etc. 2– 3 La RTU y sus funciones Las funciones son: adquirir, procesar, almacenar y transmitir datos. La RTU recoge la información entregada por los instrumentos de campo y los procesas para luego transmitirlo al Centro de Control. Es conveniente que la RTU tenga capacidad adicional para efectuar cálculos de proceso en forma local y autónoma. En la configuración de la RTU, el operador puede establecer comunicación con la misma, lo que le permite acceder a los parámetros operativos de las instalaciones que se están controlando y supervisando, variar on-line los programas, modificar instrucciones, introducir datos, efectuar chequeos, calibraciones, etc. Con una computadora portátil (lap top), el operador puede comunicarse con la RTU y efectuar las operaciones correspondientes. 2– 4 Estación Remota Cada RTU integra un sistema más importante denominado Estación Remota, donde se encuentran diversas instalaciones electromecánicas, civiles y de comunicaciones. La Estación Remota puede estar ubicada dentro de una planta existente o nueva planta, relacionada con la producción, almacenamiento, procesamiento y transporte.

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3- Aplicaciones del Sistema SCADA en la industria del gas natural 3- 1 Sistemas de transporte

Datos instantáneos: utilizados con fines operativos por personal de planta y el centro de despacho:

a) Variables para cada línea de medición: presiones (estática y diferencial), temperatura, caudal corregido y acumulado del día corriente, poder calorífico, densidad y composición molar.

b) Variables para estaciones con más de una línea de medición: caudal total, caudal total acumulado del día corriente, caudal total corregido y caudal total acumulado del día corriente.

c) Variables operativas: energía, estado de baterías, alarmas, y presiones y temperaturas auxiliares.

Datos históricos: horarios y diarios con los valores promedios y acumulados de

las variables, fundamental para auditar mediciones. A esta información se puede acceder tanto local como del Centro de Control y todo procesamiento posterior se basa en esta única información generada en el campo.

Eventos y alarmas: toda modificación de los parámetros de configuración que

afecte la medición se registra mediante la generación de un evento, por ejemplo: el cambio de diámetro de una placa orificio, composición, etc; en cada caso se identifica la fecha, hora, tipo de evento, valor previo y actual del parámetro modificado. Las alarmas también reportan variables fuera de los límites predefinidos y condiciones de operación anormales, por ejemplo: alta presión, baja tensión, etc. El sistema permite también el registro del usuario que reconoció el evento y alarma.

Calidad de gas: Los parámetros que determinan la calidad del gas son la

composición química, punto de rocío de agua e hidrocarburos, poder calorífico y densidad. Los cromatógrafos en línea analizan las corrientes gaseosas en tiempos que se definen de acuerdo a los caudales transportados. Cuando las estaciones no poseen cromatógrafos pueden operar con datos retransmitidos por el Centro de Control o contar con muestreadores continuos para analizar la muestra obtenida en laboratorio.

3- 2 Telecomando de plantas compresoras Con el sistema SCADA se puede telesupervisar y telecomandar las plantas compresoras, intercambiando y procesando información operativa y de transporte en tiempo real. 3-3 Comunicaciones y seguridad El sistema SCADA también se utiliza para supervisar y monitorear los equipos y la red de comunicaciones. Otra función del sistema, es supervisar la seguridad de las instalaciones que no son necesarias que cuenten con operadores. Las RTU pueden sensar alarmas de intrusión, fuego, humo, mezcla explosiva, rotura de líneas y procesar los datos localmente para tomar decisiones propias antes que llegue la información al Centro de Control.


CAPITULO IX

DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

1- Tipos de Servicio y Demanda

Normalmente el suministro de gas natural a los clientes es efectuado por empresas locales de distribución, que tiene carácter de Servicio Público Nacional, actividad que puede estar regulada por un Ente Regulador o por un Estado y/o Municipio.

1-1 Tipos de Servicio

En líneas generales las categorías de clientes por usos del gas son:

a) Residenciales: usuarios que utilizan el gas para usos típicos de vivienda única, departamentos, pisos, para cubrir necesidades de calefacción, cocción de alimentos, agua caliente etc.

b) Comerciales: usuarios que usan el fluido para actos de comercio y de prestación de servicios tales como gastronómicos, hoteles, hosterías, salud, mercados, colegios etc.

c) Industriales: usuarios que tienen como actividad el proceso de elaboración de productos, transformación de materia prima, reparación de maquinarias y equipos y fabricaciones varias.

d) Centrales Eléctricas: usuarios que emplean el gas para la generación de energía eléctrica.

e) Gas Natural Comprimido: son usuarios de estaciones de servicios que luego de comprimir el gas lo expenden para combustibles en vehículos.

f) Subdistribuidores: entes/sociedades de derecho privado que operan cañerías conectadas al sistema de distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios.

Servicio de Distribución: la prestación del servicio de distribución de gas puede realizarse en base firme o interrumpible.

Firme: es una característica del servicio brindado a los clientes que no prevé interrupción, salvo en situaciones de emergencia o fuerza mayor.

Interrumpible: es una característica del servicio que prevé y permite interrupciones mediante el correspondiente aviso de la Distribuidora al Cliente.

Comercializadores: son sujetos activos de la industria del gas:

Se registran como brokers que quieren operar Se registran los contratos que suscriben El precio del gas que se comercializa es libre La actividad de comercialización tiene precios desregulados

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1- 2 Oscilaciones en la demanda de Gas

El escenario ideal en la cadena gasífera sería una demanda constante a lo largo de las 24 hs. del día, durante los 365 días del año, lo que simplificaría la programación de la producción y optimizaría la operación desde el punto de vista del aprovechamiento de los recursos. Por esta razón las industrias de proceso continuo gozan generalmente de tarifas más bajas que las de los demás usuarios.

No obstante, se producen variaciones de demanda por las siguientes razones:

Variaciones estacionales: debidas a las bajas temperaturas invernales, la mayor parte del calor producido por la combustión del gas, se utiliza para calentar agua y para producir vapor. Es obvio que si la temperatura ambiente disminuye, también disminuirá la del agua por lo que la necesidad de calor aumenta, además de la mayor demanda de calefacción.

Variaciones semanales: debida a que en sábados, domingo y días feriados muchas industrias suspenden su producción y por lo tanto su consumo en gas.

Variaciones diarias: imputadas a las industrias que suspenden sus actividades durante la noche y a los clientes residenciales que presentan picos de consumo en los horarios de duchas, desayunos, almuerzos y cenas.

Variaciones puntuales: que se producen como consecuencias de eventuales variaciones de temperatura por debajo o por encima de los niveles estacionales. Buenas previsiones meteorológicas son fundamentales para que el transportista y el distribuidor puedan programar sus operaciones.

2- Estaciones Reguladoras de Presión

Por medio de estas estaciones se vinculan los ramales y/o redes de distribución con los gasoductos de transporte, las cuales operan a diferentes niveles de presión. El límite entre los sistemas de transporte y de distribución son las instalaciones denominadas City Gate; en estas instalaciones se realiza la primera etapa de regulación desde la presión de transporte a la presión de operación del ramal de distribución (60/45 Bar).

En general las estaciones reguladoras de presión cuentan con el siguiente equipamiento:

Filtros: evita el ingreso de partículas Calentamiento: eleva la temperatura del gas Regulación: nivela la presión de operación Medición: determina el volumen Odorización: mercaptanos para sentir el olor en caso de pérdidas

3- Estructura típica de una red de distribución

En línea general la estructura de una red puede dividirse en:

Ramales de Distribución: son conductos que tienen diámetros variables utilizados para derivar volúmenes provenientes de los sistemas de transporte hacia los centros de consumo. El material utilizado es generalmente de acero y las presiones de operación son menores a 25 Bar.

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Redes de Distribución: son conductos que tienen diámetros variables y que operan a presiones inferiores a los ramales de distribución; dependiendo de la presión de operación y de los materiales, podemos clasificar la red de distribución en:

a. Red de media presión: utiliza materiales de polietileno y acero, y operan entre 4 y 0,5 Bar.

b. Red de baja presión: utiliza materiales de polietileno, acero y hierro fundido, la operación promedio es de 0,020 Bar.

Asimismo, se debe tener en cuenta que las presiones de operación depende del tipo de consumo, es decir que un consumo industrial recibirá el fluido a una presión mayor que un consumo residencial.

4- Diseño de Sistemas de Distribución 4- 1 Redes de distribución El diseño de sistemas de distribución abarca redes, ramales y estaciones reguladoras de presión, y tiene como finalidad satisfacer dos aspectos:

Renovación de los sistemas existentes que garantiza: • Mantener y/o mejorar los activos de la empresa. • Operar en forma segura y confiable la red de

distribución.

Tendidos de nuevas redes para: • Abastecer a nuevos clientes en zonas sin gas. • Reforzar zonas con incremento de la demanda.

4- 2 Planta Peak Shaving Otro método utilizado por muchos países para prever y ajustar la demanda, son las plantas de almacenamiento de gas natural licuado, para poder satisfacer la demanda frente a pico de consumos imprevistos, como por ejemplo disminuciones bruscas de temperatura. En general son pequeñas plantas cuya capacidad de almacenamiento suele ser del orden de los 80 a 100.000 m3 de líquido en las que se licua el gas a lo largo del verano para reforzar el abastecimiento de las redes durante el invierno. La refrigeración mecánica, como proceso de cascada, con mezclas de refrigerantes y combinada con la expansión J-T, es utilizada para la licuefacción del gas metano, obteniéndose temperaturas de –160 °C y a presión atmosférica. En general, la licuefacción del gas natural se realiza en un intercambiador de placas aleteadas de aluminio el cual utiliza para refrigerar el gas, las frigorías cedidas por la mezcla de refrigerantes en el proceso de expansión – compresión de la misma. La mezcla de refrigerante está compuesta por una proporción adecuada de metano, etileno, propano, iso-butano, iso-pentano y nitrógeno, ajustada mediante ensayo cromatográfico.

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5- Proyectos Constructivos Toda planificación debe contar con: 5- 1 Información relacionada con los consumos

Análisis de la demanda incluyendo las variaciones estacionales y anuales. Relevamiento de clientes existentes y tipo de consumo Estimación de clientes potenciales y tipo de consumos previstos.

5- 2 Dimensionamiento de la red

Régimen de presión. Cálculo de diámetros de la cañería Dimensiones de las estaciones de regulación de presión Materiales a utilizar Otros

5- 3 Proyecto de construcción

Determinación de la traza de la cañería. Vinculación con los redes existentes. Inventario de materiales, servicios y equipos.

5- 4 Adquisición y/o contratación de los recursos

Mano de obra. Materiales Permisos municipales Otros

6- Simuladores de Red de Distribución Un simulador es una herramienta de cálculo, que a partir de los datos de un modelo y las condiciones fijadas para un escenario de operación, permite predecir el comportamiento esperado de una red, lo que permite analizar el funcionamiento de la red para una condición de consumo, agregado y modificaciones de tramos de cañerías, nueva condición operativa para un aumento de la presión de suministro. 6- 1 Modelado de la red Un modelo es una representación de un sistema real, del cual tratamos de predecir el comportamiento de dicho sistema para una determinada situación. Para definir una red de gas hacen falta los dos siguientes modelos:

Modelo de los componentes físicos de la instalación: se define y se crea la información necesaria para describir físicamente todos los elementos de la red y

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• Adopción del sistema de coordenadas: sistema de

coordenadas único para toda el área de trabajo; normalmente se adopta el sistema de coordenadas de los mapas existentes.

• Creación de la base de datos: transformar la información disponible en una base de dato compatible con el software utilizado.

Modelo de la ubicación y demanda de los usuarios: esto requiere los

siguientes procedimientos:

• Asignación de usuarios a la red: el método a utilizar puede ser:

o Dividir el consumo total en cantidades iguales para cada nodo de la red.

o Dividir el consumo total proporcionalmente al área y la densidad de población correspondiente a cada nodo.

o Asignar el consumo promedio de cada usuario al nodo más próximo a su ubicación.

Para este último método, es necesario contar con los datos de consumos y con la ubicación de cada usuario, información que normalmente se encuentra en el sistema de facturación de la compañía.

• Análisis de la variación de consumo: permite predecir el comportamiento de la red ante cambios de la temperatura ambiente; se analiza los consumos mensuales de cada usuario durante uno a dos años, en función de la temperatura promedio de cada mes y se obtiene un factor de variación de consumo por grado de cambio de la temperatura ambiente. Por medio de este factor es posible predecir el consumo de cada usuario para una temperatura dada.

• Generación de escenarios de consumo: ubicado los usuarios en la red y hecho el análisis de variación de consumo, se plantea distintos escenarios.

6- 2 Validación del modelo Obtenidos los modelos, estos deben ser exhaustivamente probados para verificar la confiabilidad de los resultados. La verificación es un proceso de prueba y error donde se verifica que el modelo prediga valores correctos. Para ello se compara valores reales y se verifica que las diferencias se encuentren dentro de las tolerancias adoptadas, normalmente entre el 5 y 10%.

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7- Operación y Mantenimiento del Sistema 7-1 Medición

Ingreso del gas Transportistas (City Gate) – Proceso de Medición

Volumen - Computadoras de flujo - Cartas circulares - Ultrasónicos

Calidad del gas

- Cromatógrafos

Distribución Odorización del gas en City Gate Medición de respaldo

Consumo

Grandes Clientes Medición de volumen similar al ingreso del gas

Clientes Residenciales Lectura in situ y corrección de poder calorífico

7- 2 Operación – Función del Despacho de Gas

Administración de contratos Contratos de transporte

Firmes Interrumpibles

Contratos de gas Cláusulas take or pay Mercado spot

Pronóstico diario de los consumos

Firmes e Interrumpibles Residenciales Industriales Centrales Eléctricas GNC

8- Mantenimiento Correctivo y Preventivo Los programas de mantenimiento tiene como finalidad primordial conservar en buenas condiciones las redes de distribución ya construidas.

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8- 1 Mantenimiento Correctivo Incluye los trabajos de reparación de desperfectos que se han presentado en alguna parte de la red de distribución.

Atención de reclamos Reparación de escapes de gas por reporte público Relevamiento de pérdidas con equipo adecuado en

redes Detectar fugas en instalaciones de regulación

8-2 Mantenimiento preventivo Incluyen todos los trabajos que se ejecutan por rutina, según la estrategia preestablecida, a fin de prevenir el deterioro de la red.

Diagnóstico interno de cañerías Protección anticorrosiva de cañerías de acero Mantenimiento de estaciones reguladoras y válvulas

9- Servicios al Cliente Alguna de las acciones que permiten una innegable mejora en las condiciones y alcances de la prestación del servicio son:

Estrategia de acercamiento al cliente: Minimizando el nivel de incomodidad e insatisfacción Oficinas comerciales que por su importancia poblacional

los requieran Fuerte potenciación de servicios telefónicos gratuitos Canales alternativos de servicios a través de acuerdos con

organismos Municipales, Provinciales y Nacionales o Franchising

Menú de opciones comerciales: Venta de artefactos con instalación directa de la compañía Plan de pago mensuales Contratos de servicio para mantenimiento y reparación Venta de accesorios y elementos auxiliares

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9- Comercialización 9-1 Transacciones comerciales

Productores de gas

Transportista

GRANDES USUARIOS

Industrial Centrales Eléctricas

CONSUMIDORES Residencial Comercial Industrial

C. Eléctricas Subdistribuidor

GNC

Distribuidora

Flujo del gas Transacciones comerciales 9- 2 Relaciones comerciales con clientes CLIENTES

CLIENTES *Residencial *Comercial

- Oficina Comerciales - Centro de Atención

Telefónica

RELACIONES COMERCIALES

* Medición del consumo * Facturación * Cobranzas * Trámites comerciales * Reclamos

EJECUTIVOS DE CUENTA

GRANDES USUARIOS

*Industrial *C. Eléctricas *GNC


CAPITULO X

PETROQUÍMICA DEL GAS NATURAL 1- Procesos de la Industria Petroquímica La industria petroquímica obtiene compuestos o sustancias químicas a partir de las materias primas proporcionadas por el petróleo y el gas natural. La diversidad de productos que se obtiene es cada vez mayor, ya que en la actualidad se cuenta con más de 500 compuestos distintos, siendo el número de procesos utilizados muy numerosos. La industria es muy exigente en la pureza de los productos que ha de transformar, pudiendo afirmarse que ha contribuido en gran parte a orientar y modificar la mentalidad del refinador, habituado anteriormente a tratar fracciones complejas especificadas de modo aproximado; ahora debe familiarizarse con la química de los cuerpos duros y lograr la misma precisión que se exige a escala de laboratorio. Etileno, benceno y propileno fueron los bloques fundacionales de la petroquímica moderna. Los dos primeros estaban presentes en los gases de la coquería (Combustible sólido, producto de la refinación del petróleo al eliminar gran parte de las sustancias volátiles), esto originó que la química del propileno viniera después. En general, podemos decir que el punto de partida de la industria petroquímica para agregar valor a los hidrocarburos es: Metano Gas natural Planta Recuperadora Etano propano GLP butano LNG (líquidos del gas natural) Gas residual de refinería Petróleo Refinería propano GLP butano Nafta virgen

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El gas residual de refinería, es el emanado como excedente de los procesos y está compuesto por lo general de hidrógeno, metano, etileno, propileno, butileno y otros gases como nitrógeno y anhídrido carbónico.

La industria petroquímica emplea ante todo como materias primas básicas el gas natural, y las olefinas y los aromáticos obtenidos a partir de los productos de refinación del petróleo: el etileno, propileno, butilenos, y algunos pentenos entre las olefinas, y el benceno, tolueno y xilenos como hidrocarburos aromáticos.

Por lo tanto, si se desea producir petroquímicos a partir de los hidrocarburos vírgenes contenidos en el petróleo y/o gas natural, es necesario someterlos a una serie de reacciones, según las etapas siguientes:

B A S I C O S

Transformar los hidrocarburos vírgenes en productos con una reactividad química más elevada, como por ejemplo el etano, propano, butanos, pentanos, hexanos etc., que son las parafinas , y convertirlos a etileno, propileno, butilenos, y de los aromáticos el benceno, tolueno y xileno.

I N T E R M E D I O S

Incorporar a las olefinas y a los aromáticos obtenidos en la primera etapa otros heteroátomos tales como el cloro, el oxígeno, el nitrógeno, etc., obteniéndose así productos intermedios. Es el caso del etileno, que al reaccionar con oxígeno produce acetaldehído.

F I N A L E S

Efectuar en esta etapa las operaciones finales que forman los productos de consumo. Para ello se precisan las formaciones particulares de modo que sus propiedades correspondan a los usos que prevén.

Algunos ejemplos de esta tercera etapa son los poliuretanos, los cuales, dependiendo de las formulaciones específicas, pueden usarse para hacer colchones de cama, salvavidas, etc. Las resinas acrílicas pueden servir para hacer alfombras, plafones para las lámparas, prótesis dentales y pinturas.

Otro caso típico es el del acetaldehído que se produce oxidando etileno y que encuentra aplicación como solvente de lacas y resinas sintéticas, en la fabricación de perfumes, tintas, cementos, películas fotográficas y fibras como el acetato de celulosa y el acetato de vinilo.

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Es necesario mencionar otros productos que se consideran petroquímicos básicos sin ser hidrocarburos, como el negro de humo y el azufre. Éstos se pueden obtener del gas natural y del petróleo.

2- Productos procedentes del metano.

El metano constituye el mayor componente del gas natural El metano (CH4), es el hidrocarburo parafínico que contiene más átomos de hidrógeno por átomo de carbono.

Esta propiedad se aprovecha para obtener el hidrógeno necesario en la fabricación de amoniaco (NH3) y metanol (CH3-OH).

EL amoniaco, cuya fórmula química es (NH3), se fabrica a partir del nitrógeno del aire y del hidrógeno del metano.

Usos industriales del amoniaco

La mayor parte del amoniaco se usa para hacer fertilizantes tales como el nitrato de amonio, sulfato de amonio, urea, fosfato de amonio y amoniaco disuelto en fertilizantes líquidos y sólidos.

Otras aplicaciones industriales incluyen la fabricación de reactivos químicos como el ácido nítrico y ácido cianhídrico, que se utilizan para hacer explosivos, plásticos, fibras sintéticas, papel, etc.

En algunos refrigeradores caseros el gas de enfriamiento es el amoniaco, aunque el público está más familiarizado con su uso en los artículos de limpieza cuya publicidad destaca el contenido de "amonia" que garantiza la pulcritud de los vidrios, azulejos, pisos, etc.

Usos industriales del metanol

El alcohol metílico o metanol es un importante derivado petroquímico del metano, muy utilizado para la fabricación de formaldehído, base de buena parte de las resinas sintéticas, materiales plásticos y adhesivos de uso corriente. Otra utilización importante del metanol es la producción MTBE (metil terbutil éter) para su adición a las naftas, eliminando el TEP (tetraetilo de plomo), ya que es un mejorador de las propiedades antidetonantes, y como tiene oxígeno en su composición, mejora también los productos de la combustión.

Obtención del Negro de Humo

El negro de humo es otra materia petroquímica. Básicamente es carbono puro con una estructura muy semejante a la del grafito.

El tamaño de las partículas en el negro de humo es lo que determina su valor. Entre más pequeñas sean, más caro será el producto. Varían desde 10 hasta 500 m� (milésima parte de una micra que a su vez es la milésima parte de un milímetro).

Los principales procesos para fabricar industrialmente el negro de humo, son el de horno y proceso térmico.

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Las materias primas para hacer negro de humo pueden incluir desde gas natural hasta aceites pesados.

La diferencia básica entre los dos procesos, es que el proceso de horno se obtiene el producto quemando parcialmente los materiales usados como materia prima, mientras que el proceso térmico consiste en descomponer los productos por medio de calor.

Antes de 1945, el negro de humo se fabricaba a partir del gas natural usando cualquiera de los dos procesos mencionados. Después de esta fecha se modificó el proceso de horno para de esta forma poder usar hidrocarburos líquidos como materia prima.

Los hidrocarburos líquidos que se utilizan como carga deben tener un alto porcentaje de aromáticos pesados y un bajo contenido de azufre. Además deben producir un mínimo de ceniza mineral.

El negro de humo contiene de 88 a 99.3% de carbono, 0.4 - 0.8% de hidrógeno, y 0.3 a 17% de oxígeno.

Las variedades de negro de humo comercial tienen una amplia gama de propiedades físicas y químicas, similares a las del grafito; pero como contiene grupos superficiales, las características de los productos finales en donde se usan son diferentes.

El negro de humo se usa en neumáticos, en la fabricación de tintas, lacas, pinturas, en cierto tipo de polietileno.

Esquema – Principales derivados petroquímicos del metano

METANO

Amoníaco Metanol

Formaldehido

Anhídrido Amonico

+ Acido

Nítrico+

Acido Sulfúrico

Sulfato de Amónio

Nitrato de Amonio

Urea

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3- Productos procedentes del Etano – Etileno

El etano (C2H6) es importante tanto como materia prima y como fuente del etileno (C2H4), olefina que sirve para obtener una enorme variedad de productos petroquímicos.

La doble ligadura olefínica que contiene la molécula nos permite introducir dentro de la misma muchos tipos de heteroátomos como el oxígeno para hacer óxido de etileno, el cloro que nos proporciona el dicloroetano, el agua para darnos etanol, etc.

Asimismo permite unir otros hidrocarburos como el benceno para dar etilbenceno, y otras olefinas útiles en la obtención de polímeros y copolímeros del etileno.

Para entender mejor estas reacciones, haremos un análisis breve de las mismas y describiremos algunas de las aplicaciones de los productos intermedios obtenidos.

Oxidación del etileno

En este caso el etileno reacciona con el oxígeno en fase gaseosa y en presencia de un catalizador.

El petroquímico más importante que se fabrica por medio de esta reacción es el óxido de etileno, el cual como materia prima de uso petroquímico son innumerables.

Los principales usos de los productos últimos de los derivados del óxido de etileno son: anticongelantes para los radiadores de autos, fibras de poliéster para prendas de vestir, polímeros usados en la manufactura de artículos moldeados, solventes y productos químicos para la industria textil.

También se utiliza el óxido de etileno en la producción de poliuretanos para hacer hule espuma rígido y flexible (el primero se usa para hacer empaques y el otro para colchones y cojines).

Otro uso de los derivados del óxido de etileno lo constituye la fabricación de adhesivos y selladores que se emplean para pegar toda clase de superficies como cartón, papel, piel, vidrio, aluminio, telas, etc.

Otro de los productos petroquímicos fabricados por oxidación del etileno es el acetaldehído.

El acetaldehído es un intermediario muy importante en la fabricación de ácido acético y del anhídrido acético. Estos productos encuentran una enorme aplicación industrial como agentes de acetilación para la obtención de ésteres, que son compuestos químicos que resultan de la reacción de un alcohol, fenol, o glicol con un ácido.

También se emplean como materia prima para la fabricación de pieles artificiales, tintas, cementos, películas fotográficas y fibras sintéticas como el acetato de celulosa y el acetato de vinilo.

El acetaldehído no sólo sirve para fabricar ácido acético, sino que también es la materia prima para la producción de un gran número de productos químicos.

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Adición de cloro al etileno

El etileno reacciona con el cloro cuando se encuentra en presencia de un catalizador de cloruro férrico y una temperatura de 40-50 °C y 15 atmósferas de presión.

El principal producto de la reacción es el dicloroetileno, que encuentra su aplicación en la fabricación de cloruro de vinilo que sirve para hacer polímeros usados para cubrir los asientos de automóviles y muebles de oficina, tuberías, recubrimientos para papel y materiales de empaque, fibras textiles, etc.

El dicloroetileno también se utiliza para fabricar solventes como el tricloroetileno, el percloroetileno y el metilcloroformo, que se usan para desengrasar metales y para el lavado en seco de la ropa. Otras de las múltiples aplicaciones del dicloroetetileno son la fabricación de cloruro de etilo, tetraetilo de plomo (TEP), etilendiamina y otros productos aminados.

Adición de benceno al etileno

El etilbenceno se puede obtener por medio de dos procedimientos: extracción de los aromáticos de las reformadoras, y síntesis a partir del etileno con benceno. La reacción del etileno con benceno para obtener etilbenceno se lleva a cabo en presencia de catalizadores. El etilbenceno se usa casi exclusivamente para hacer estireno, que a su vez es la materia prima para hacer plásticos de poliestireno.

Este producto se usa para fabricar artículos para el hogar, tales como las cubiertas de los televisores, licuadoras, aspiradoras, secadores de pelo, radios, muebles, juguetes, vasos térmicos desechables, etc. También se emplea para empaques y materiales de construcción.

Hidratación del etileno

Alcohol etílico o etanol, se obtiene por hidratación catalítica del etileno o por absorción del etileno en ácido sulfúrico, produciendo una mezcla de sulfato de etilo que se hidroliza para dar alcohol etílico.

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Esquema - Principales derivados petroquímicos Etano – Etileno

ETILENO + BENCENO

ETILBENCENO

ESTIRENO POLIESTIRENO

OXIDO de ETILENO

POLIETILENOS Baja y Alta Densidad

ACETALDEHIDO

ETANOL

DICLOROETANO

ACIDO ACETICO

CLORURO DE VINILO

ETANO

ETILENGLICOL ETALONAMINA

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4- Productos procedentes Propano – Propileno

El propano (C3H8) es un hidrocarburo sencillo de cadena más larga, empleando como materia prima en la petroquímica.. La mayor parte del propano se emplea como combustible, pero también en la conversión de propileno (C3H6); Su doble ligadura nos permite introducir dentro de la misma una gran variedad de heteroátomos como el oxígeno, nitrógeno, agua, y otros hidrocarburos.

Las moléculas de propileno poseen una reactividad mayor que las del etileno.

Algunas de las reacciones que se hacen con el etileno, como la hidratación con ácido sulfúrico para la obtención de etanol, se pueden hacer con el propileno pero en condiciones menos severas.

Oxidación del propileno

Óxido de propileno. El principal producto petroquímico derivado de la oxidación del propileno es el óxido de propileno.

Por lo general se usa diluido con bióxido de carbono para reducir al máximo su inflamabilidad. También se ha encontrado que las fibras de algodón tratadas con óxido de propileno presentan mejores propiedades de absorción, de humedad y de teñido.

Pero la importancia del óxido de propileno se debe, sobre todo, a las múltiples aplicaciones que tienen sus derivados, algunos de los cuales se mencionan a continuación.

Polioles poliéster. Estos productos son la base de los poliuretanos.

Cuando su peso molecular es de 3 000 sirven para hacer poliuretanos flexibles como los que emplean en cojines y colchones. Pero si éste se encuentra entre 300 y 1 200, el poliuretano obtenido será rígido como el que se usa para hacer salvavidas.

Propilenglicol. Este producto derivado del óxido de propileno no es tóxico por lo que encuentra aplicación como solvente en alimentos y cosméticos.

Su principal aplicación industrial es el de la fabricación de resinas poliéster. También se usa como anticongelante y para hacer fluidos hidráulicos.

El dipropilenglicol se usa en la fabricación de lubricantes tanto hidráulicos como en la industria textil. Otros usos incluyen el de solvente, aditivo en alimentos y fabricación de jabones industriales.

El tripropilenglicol se usa en cosmetología para hacer cremas de limpieza. También entra en la composición de algunos jabones textiles y lubricantes.

Polipropilenglicoles. Estos productos de bajo peso molecular son líquidos que se obtienen a partir del óxido de propileno y agua o propilenglicol.

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Las aplicaciones más importantes se encuentran en el terreno de los lubricantes de máquinas, antiadherentes y fluidos hidráulicos.

El propileno, si se oxida en presencia de amoniaco, produce en primer lugar acrilonitrilo y como productos secundarios de la reacción se obtienen el acetonitrilo y el ácido cianhídrico.

El acrilonitrilo se usa principalmente para hacer fibras sintéticas..

Acroleína es otro producto que se obtiene por oxidación del propileno. Sirve como intermediario en la fabricación de glicerina.

Hidratación del propileno

Isopropanol. El isopropanol o alcohol isopropílico se obtiene industrialmente haciendo reaccionar el propileno con ácido sulfúrico.

La mayor parte del isopropanol se usa para hacer acetona, un conocido quitaesmalte para las uñas. Otra aplicación del alcohol isopropílico es la fabricación de agua oxigenada, misma que se encuentra en los tintes para el pelo, y que además se emplea como desinfectante en medicina.

Este alcohol también se emplea para hacer otros productos químicos tales como el acetato de isopropilo, isopropilamina, y propilato de aluminio.

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Esquema – Principales derivados petroquímicos Propano – Propileno

PROPILENO

POLIPROPILENO

+ Acido sulfídrico

ISOPROPANOL

ACETONA

ACRILONITRILO

+ Amoníaco

PROPILENGLICOL

OXIDO de PROPILENO

PROPANO

CLORURO DE ALILO

cloración

EPICLORHIDRINA

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5- Productos procedentes Butano – Butileno

En la industria petroquímica, la fracción de los hidrocarburos que contienen cuatro átomos de carbón es de vital importancia. A ésta se le conoce como la fracción de los butilenos

Los butilenos e isobutileno se obtienen por deshidrogenación catalítica del butano.

Principales usos de los butilenos (C4H8)

Los n-butenos están compuestos principalmente por el buteno-1 y el buteno-2. El uso más común de estas olefinas es la fabricación de butadieno.

El polibuteno obtenido por la polimerización del buteno-1 es un producto que posee características físicas muy superiores a las del polietileno y del polipropileno.

El alcohol butílico secundario sirve para hacer acetato de butilo cuyo uso principal es el de solvente.

Este alcohol, al deshidrogenarse, da la metil etil cetona, la cual encuentra una amplia aplicación como solvente en la fabricación de lacas y en la recuperación de cera y parafinas en las refinerías.

El buteno-1 se emplea en la copolimerización con el etileno para la obtención de polietileno de baja densidad lineal (LLDPE). Las películas plásticas obtenidas a partir de este polímero poseen una resistencia mayor que las del polietileno de alta presión (LDPE).

El ácido acético también se puede fabricar a partir de los butenos.

El anhídrido maleico es otro derivado de los butenos, que se obtiene por oxidación de los mismos. Sus principales usos son para la fabricación de poliésteres insaturados, ácido fumárico, insecticidas como el malatión, resinas alquídicas, y también se usa para modificar las propiedades de los plásticos pues se copolimeriza fácilmente con las olefinas.

El óxido de butileno sirve principalmente para hacer butilenglicol en la producción de plastificantes poliméricos, y también sirve para hacer productos farmacéuticos, surfactantes y productos usados en la agricultura.

El isobuteno con ácido sulfúrico a baja temperatura nos da el alcohol terbutílico que sirve como intermediario para muchos productos y como solvente.

También se puede usar como petroquímico en la obtención de terbutil fenol o teroctil fenol, que son intermediarios importantes para la preparación de inhibidores de oxidación y otros aditivos, así como en la preparación de detergentes.

Los polímeros de alto peso molecular obtenidos a partir del isobuteno tienen gran aplicación en recubrimientos y plastificantes. Cuando se mezclan con ceras polietilénicas y ceras parafínicas, mejoran el índice de viscosidad de los aceites lubricantes y permiten que las mezclas retengan su viscosidad a temperaturas elevadas.

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El isobuteno también sirve para hacer el alcohol terbutílico que se usa principalmente para hacer p-terbutil fenol, principal intermediario en la fabricación de las resinas fenol-formaldehído.

La principal apliación del isobuteno es la producción de metil-terbutil-éter. Esto se logra haciéndolo reaccionar con metanol.

Este derivado del isobuteno es de gran importancia pues tiene un índice de octano de 115, por lo que se usa mezclado con el secbutanol para subir el octanaje de las gasolinas sin plomo. Otra propiedad que el isobuteno imparte a las mezclas es la de reducir el consumo de combustible y las emisiones de monóxido de carbono sin tener que modificar el sistema de combustible.

El óxido de isobutileno es otro derivado del isobuteno. De este producto se hace ácido metacrílico (MAA), que sirve para hacer metil metacrilato (MMA), usado para producir polímeros que encuentran una amplia aplicación en odontología.

El isobuteno, al igual que el butadieno, encuentra su principal aplicación en la producción de hules y resinas sintéticas.

Sin embargo, el butadieno también tiene otras aplicaciones: una de las más interesantes es la fabricación de la hexametilendiamina, que es el producto clave para la fabricación del nylon.

El cloropreno es otro derivado importante del butadieno. Al polimerizarse este derivado clorado, se obtiene un hule que posee alta resistencia a los aceites, solventes y al ozono. Los empaques de válvulas y conectores hechos de cloropreno son excelentes para resistir los gases como el freón y el amoniaco (usados en refrigeración).

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Esquema – Principales productos procedentes Butano – Butileno

BUTANO

Por deshidrogenación

ISOBUTENO BUTILENO

ISOBUTILENO BUTANOL

Por oxidación

Acido acético y propiónico Alcohol propílico y butílico

BUTANOL Secundario

BUTADIENO

Hexametilendiamina

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6- Principales aplicaciones de productos petroquímicos

Productos Petroquímicos Aplicación

METANO

Amoníaco

Urea, fertilizantes, refrigeración e industria química

Urea Fertilizantes e industria química y plástica

Metanol MTBE, solvente industria plástica, química y farmacéutica

Formaldehído Resinas, textiles y curtiembres, y pinturas

Nitrato de Amonio Fertilizantes, explosivos y pirotecnia

Sulfato de Amonio Fertilizantes

ETANO

Acido Acético

Acetatos, cueros, industria textil, farmacéutica y química

Acetaldehído Acido acético

Etileno Polietileno de baja y alta densidad, etanol, estireno y polipropileno

Estireno Caucho, poliestireno expandible, resina poliéster, emulsiones

Etilénglicol Anticongelante y refrigerante, explosivo, secado de gases

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Productos Petroquímicos Aplicación

Etalonamina Agroquímicos, fármacos, cosmética, aceites solubles, textil y limpieza

Polietieno de baja y alta densidad Film, extrusión e inyección

Poliestireno Envases descartables, refrigeración, extrusión en láminas, cosmética

PROPANO

Alcrilonitrilo

Fibra acrílica y polímeros

Epiclorhidrina Resina epoxi y polieléctrolitos (tratamiento de agua)

Isopropanol Acetona, tintas gráficas, pinturas, laboratorios y agroquímicos

Polipropileno Fibras y filamentos, película, rafia, soplado e inyección

Propilenglicol Resinas poliéster, tabaco (humectante), fármacos y saborizantes (vehículo)

Propileno Polipropileno e isopropanol

Polioxi-peopilenglicoles Espuma flexible de poliuretano, espuma rígida, espuma moldeada y espuma semi rígida

BUTANO

Anhídrido Maleico

Resinas poliéster, aditivos para lubricantes y papel, resinas maleicas

n – Butanol

Acetatos (tintas, pinturas, cosmética

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cueros, thinners), solventes y pinturas

Butanol Secundario

Metil – Etil - Cetona y tintas gráficas

Butadieno

Polimerización con estireno y acrilonitrilo (caucho nitrilo) – envases lacteos, automotores, electrodomésticos, otros

Butileno MTBE, poliisobuteno y butanol secundario

Caucho Butadieno Autoparte y piezas industriales

Caucho Butílico Cámaras para neumáticos y cubiertas sin cámaras, selladores y piezas industriales

Hexametilendiamina

Nylon 66: fibra textil indumentaria y fibra textil industrial: neumáticos, sogas, cintas transportadoras, alfombras y plásticos de ingeniería

Poliisobuteno Aditivos para lubricantes, adhesivos y selladores, masillas plastificantes y lubricantes


CAPITULO XI

ASPECTOS REGULATORIOS Y ECONOMICOS DE LA COMERCIALIZACION DEL GAS NATURAL

1- Introducción

La liberalización del mercado del gas

Durante las últimas dos décadas los mercados de gas natural se han caracterizado por la liberalización, tanto en países desarrollados como en países en desarrollo. Este proceso se denomina a menudo desregulación, aunque esto no signifique una ausencia de reglas en el mercado.

Tradicionalmente, los gobiernos han considerado al sector de la energía como un sector estratégico y demasiado importante como para dejarlo a las fuerzas del mercado. El mercado del gas natural era considerado como un monopolio natural y generalmente las empresas de Estado controlaban esta industria. Como consecuencia de las crisis energéticas de los años setenta, el sector pasó por reformas estructurales que tenían como objetivo la apertura del mercado a la competencia para reducir los costos y mejorar los rendimientos económicos y la eficiencia. Estas políticas de liberalización se desarrollan de diferentes formas y a distintas velocidades según los países. Pueden incluir la privatización, la introducción de competencia basada en el acceso de terceras partes a la infraestructura de oferta de gas, el desmantelamiento del monopolio de Estado o reformas legislativas. El objetivo es la reducción de la intervención directa de los gobiernos sobre los mercados y el suministro de gas natural a bajos precios, transparentes y competitivos. (El impacto de este proceso de liberalización a nivel de la estructura del mercado de gas a natural ha sido presentado en la sección sobre Cadena del Producto)

El proceso de liberalización empezó, hace algunos años en países como Estados Unidos, Canadá, el Reino Unido o Australia. Este movimiento hacia la liberalización del mercado se está produciendo todavía en la Unión Europea y en otros países.

a- En Estados Unidos la industria del gas natural pasó por una fase de profunda mutación con el establecimiento del "Natural Gas Policy Act" en 1978. La industria pasó de un mercado casi totalmente regulado a un mercado liberalizado. Fue también de gran importancia en este proceso la Orden 636 de 1992 de la "Federal Energy Regulatory Commission", donde se exigía que los empresas de gasoductos separasen sus servicios de transporte, de venta y de almacenamiento. Las empresas que explotan los gasoductos se vieron obligadas a reducir su campo de actividad, pasando de ser vendedoras a transportadoras de gas. Además los productores, las filiales de empresas de gasoductos y los vendedores (marketers) tuvieron la posibilidad de jugar un papel en materia de suministro de gas natural a los usuarios.

b- En la Unión Europea, los gobiernos están revisando el marco jurídico que se le debe dar al gas natural. En el contexto de la Directiva del Gas Natural 98/30 relativa a la apertura de mercados, han sido establecidas reglas comunes para la transmisión, la distribución, el suministro y el almacenamiento del gas natural. En el transcurso de la

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siguiente década, la industria debería progresivamente abrirse a la competencia y alcanzar en el 2008 al menos el 33% del consumo total de gas. La primera etapa debía aplicarse el 10 de agosto 2000, implicando la apertura de al menos 20% del mercado a la competencia. Los niveles de liberalización en Europa difieren de un país al otro. Por ejemplo, el Reino Unido es el país con mayor grado de liberalización y Francia con el menor (junio 2001).

Referencia y mecanismos de formación de precios

El mercado internacional de gas natural se compone de diferentes mercados regionales por lo que no es posible hablar de un mercado mundial para este producto. Aunque exista una tendencia hacia una cierta liberalización del mercado en todo el mundo, éste sigue estando muy regulado en muchas regiones. Los distintos grados de liberalización explican una parte de las diferencias de precio que existen entre los diferentes países. En América de Norte, por ejemplo, donde el mercado está altamente liberalizado, los precios son muy competitivos y fluctúan en función de la oferta y la demanda. Tras la apertura del mercado a la competencia, los precios disminuyeron significativamente. Por el contrario, en el seno de la Federación de Rusia, donde existe una situación de monopolio, los precios internos se han mantenido artificialmente bajos mientras que el gas es vendido en los mercados extranjeros a precios más elevados, lo que permite compensar las perdidas. En Europa, el precio del gas natural está más a menudo influenciado por la competencia con combustibles alternativos.

Se pueden evaluar los precios en diferentes etapas de la cadena. Al principio, el precio que se considera es el precio en la boca del pozo. Los precios pueden también ser medidos por tipo de usuarios. Se distinguen entonces los precios para los consumidores domésticos, comerciales, industriales o para las compañías de electricidad. Los precios en la boca del pozo muestran una volatilidad elevada en función de las condiciones meteorológicas y de otros diversos factores del mercado. La eficacia creciente del transporte, del almacenamiento y de la distribución permite a los consumidores reducir el impacto de esta volatilidad de precios.

Generalmente los principales componentes del precio del gas natural son: - el precio en la boca del pozo (el costo del gas natural mismo) - el costo de transporte - el costo de la distribución local

En América del Norte, los precios en la boca del pozo fueron los primeros en ser liberalizados. Los costos de transporte siguen siendo administrados por oficinas gubernamentales, mientras que los órganos locales, los llamados "local regulatory boards" regulan los precios locales de distribución.

Según la AIE (Agencia Internacional de la Energía) en el año 2000, el precio en la boca del pozo representó 34% del precio final del gas natural para el consumidor doméstico, mientras que el transporte representó 19% y la distribución el 47%. Es este último factor el que representa la mayor parte del precio final pagado por el comprador final. Adquiriendo el gas natural directamente ante los productores o los vendedores de gas (marketers), los usuarios industriales y comerciales pueden reducir considerablemente su precio.

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http://r0.unctad.org/infocomm/espagnol/gas/politicas.htm#top






































Los principales factores que determinan la demanda son la actividad económica y las condiciones climáticas. Dada la importancia de este último factor la demanda de gas natural se caracteriza por fuertes variaciones estacionales. Los cambios poblacionales y las preferencias de los usuarios de gas natural afectan igualmente la demanda. Las evoluciones legislativas relativas a la contaminación atmosférica podrían conducir a un crecimiento de la demanda de este combustible considerado como limpio. La oferta de gas natural depende de la disponibilidad y el acceso al transporte, de la cantidad física de gas natural producido y del nivel de las reservas..

El gas natural compite con otras formas de energía tales como el petróleo, la electricidad o el carbón. Siendo el gas y el petróleo productos muy cercanos y substituibles, sus ofertas están muy relacionadas y sus precios fuertemente correlacionados.

Como la mayoría de los productos de base, los precios del gas natural son cíclicos. Sus movimientos al alza son consecuencia de una fuerte demanda, que alientan la exploración y la perforación (como ocurrió en el 2000). El tiempo de reacción de la industria al efecto inducido por el precio puede ser más o menos largo y cuando la producción comienza a crecer, los precios tienden a bajar. Los fundamentos del mercado parecen indicar que en el futuro los precios del gas natural no alcanzarán los bajos niveles de precio alcanzados durante estos últimos años.

Las principales referencias a nivel internacional son: - en Norte América: : Henry Hub (New York Mercantile Exchange) en los Estados Unidos y AECO (Natural Gas Exchange) en Canadá - en Europa : el índex Heren (British National Balancing Point) y el Zeebruge Hub (Bélgica). Se espera que como consecuencia del desarrollo de mercados de gas más competitivos en Europa, el precio de los futuros del gas natural del IPE (International Petroleum Exchange) se convertirá en un precio de referencia.

Principales mercados físicos

El gas natural puede ser intercambiado por medio de contratos para una entrega física. En este caso, existen ventas al contado (spot) o contratos a largo plazo.

Tradicionalmente, los contratos sobre el gas natural se hacen a largo plazo entre las compañías de gas natural y los usuarios. Con la liberalización de la industria, el mercado al contado han acentuado su presencia. Estos últimos permiten una mayor flexibilidad en materia de compensación de la oferta y de la demanda para una mejor adaptabilidad a las condiciones del mercado cambiantes. Los agentes del mercado pueden entonces hacerse con una cartera de contratos a corto o a más largo plazo. Sin embargo, hay que notar la mayor parte del comercio internacional todavía se lleva a cabo en el marco de contratos a largo plazo. Los mercados al contado se crean generalmente en las zonas donde se concentran un gran número de compradores, vendedores y transportistas. Las interconexiones de gas están situadas cerca de las grandes regiones de consumo o de producción de gas natural. En consecuencia, los precios al contado son fijados en distintos lugares. Las principales referencias en materia de precios al contado en América son:

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-New York City Gate,-Henry Hub Louisiana, - Chicago City Gate, - Katy Hub Texas,-So.Calif. Border - AECO Hub (Canadá).

2- Principales Características de la Regulación

En el Reino Unido y en la Argentina el servicio de transporte y distribución de gas está controlado por un ente regulador y las leyes que regulan dicho servicio son específicas. En otros países como en Estados Unidos y Brasil, las comisiones reguladoras son extensivas a otros servicios energéticos. También se dan casos de agrupación de servicios públicos para su regulación tales como en algunos estados de Estados Unidos o de Canadá donde están agrupados en forma global (gas, electricidad, agua, etc.), bajo el control de una comisión única de regulación.

Por otra parte, en países grandes donde prevalece el concepto federal , suelen existir comisiones reguladoras en cada una de las provincias o estado cuando el gas tiene una fuerte presencia tal el caso de Estados Unidos y Brasil; en países con un proceso de gasificación y más chicos que los mencionados, las comisiones reguladoras tienen un alcance nacional. Cuando el marco regulatorio está aprobado por una Ley Nacional aprobada por el Congreso, los inversores se sienten atraídos, porque consideran que sus derechos están amparados por un sistema jurídico consistente; si la regulación está sostenida por leyes y/o reglamentos provinciales, estaduales o municipales, los inversores prestan atención a estos negocios cuando son de gran envergadura, ya sea procesos de privatización o grandes obras, dado que si son los primeros, luego se podrá negociar con el gobierno respectivo los aspectos esenciales faltantes del marco regulatorio.

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http://r0.unctad.org/infocomm/espagnol/gas/politicas.htm�
























3- Descripción Sintética de Concesiones y Licencias En líneas generales las concesiones y licencias en la industria del gas se refieren casi exclusivamente a los segmentos transporte y distribución, dado que el segmento de producción se encuentra encuadrada en la Ley de Hidrocarburos vigente. 3-1 Transporte

Título Prestador Plazo Tarifa IntegraciónVertical

Compra y Venta de Gas

Tipo de Servicio

Unbundling Inversiones Regulador

Licencia concursada

Privados 35 + 10

Reguladas por

precios máximos

Limitada Prohibida salvo el

line pack inicial

No exclusivo

Efectivo Obligatorias y

voluntarias

ENERGAS

3- 2 Distribución

Título Prestador Plazo Tarifa IntegraciónVertical

Compra y Venta de Gas

Servicio mercado minorista

Unbundling Inversiones Regulador

Licencia concursada

Privados 35 + 10

Reguladas por

precios máximos

Limitada Efectivo Tiene prioridad con riesgo

de subdistrib.

Riesgo by pass:

comercial y físico

Obligatorias y

voluntarias

ENARGAS

Las licencias se complementan con el:

Reglamento de Servicio – reglas bajo las cuales el operador debe prestar el servicio

Normas Técnicas y Seguridad – en el caso argentino es la NAG 100

3-3 Régimen permiso de exportación

Autorizados Dd

L Vn n

Oto

isponibilida ímites olume Informaciórgante

Productores y Comercializador

es

Lautorización

R

que

abastecimiento interno

Cupos Mdesotrany mercado

ecretaaergía.

ibre previa eservas certificadas

no afecten el

uy tallada

bre gas, sporte

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En

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5


4- Argentina – Autoridad Regulatoria

asada n el modelo americano de un Directorio asistido por cinco áreas fundamentales:

ión

o y Economía Regiones

ntre las funciones principales del Ente regulador, se destacan las siguientes:

la

or. Para contratos de capacidad de transporte y/o distribuc

rde con los servicios que el operador debe ofrecer

nsumidor aquellos elementos de la tarifa que la lice

de impuestos aplicables al servicio

o que establece la ley, cada 5

erciales diseñados para medir la

tienen en cuanto al servicio que presta

El Ente Nacional Regulador del Gas Argentino (ENARGAS), fue creado en 1992 como consecuencia de la promulgación de la denominada Ley del Gas Argentina que precedió a la privatización de Gas del Estado. Este Ente regula la industria del gas y está be

Transmisión Distribuc Legales Desempeñ

E

Auditorias Técnicas y de Seguridad: inspección y auditorias sobreaplicación de normas técnicas y de seguridad, por parte de las licenciatarias.

Autorizar Expansiones: en sistemas de gasoductos y redes de distribución. Autorizar Cambios en la Composición Accionaria: se verifica que no se

vulnere el principio de posición dominante en ningún punto de la cadena de gas. Revisar Contratos: además de dar a conocer a los consumidores contratos tipo

para casos simples, se revisan los contratos de mayor envergadura con el fin de que se respeten los derechos del consumid

ión el Ente verifica: o Duración del convenio o Condiciones de suministro o Tarifa aplicable concue

Administrar el Sistema Tarifario: proceso de revisión semestral de tarifas,

también denominado Pass – Through, que significa pasar al conciataria no puede controlar:

• Gas en boca de pozo • Estructura

Revisión Tarifaria : quinquenal: de acuerdo a l

años el Ente debe realizar una revisión de tarifas. Controlar la Calidad del Servicio: el control se realiza mediante los

denominados Standards de Calidad de Servicio, que es un conjunto de índices que abarcan aspectos técnicos y comperformance de las licenciatarias.

Recibir y Resolver Reclamos: los reclamos de los consumidores constituyen un índice del grado de satisfacción que ellos la licenciataria regional correspondiente.

Aplicar Sanciones: todo los controles pueden dar lugar a la detección de anormalidades o incumplimientos que se traducen en sanciones; como el

6


servicio no se puede interrumpir las sanciones son multas que se gradúan en función de la gravedad del incumplimiento.

yacimiento hasta las instalaciones del usuario final, el gas natural experimenta ambios físicos en su composición y volumen, siendo los principales eslabones de la

n en los conductos ión que se realiza en los

e zonas de consumo ntos de destino

Almacenamiento si es posible

l es el resultado de la gregación de una serie de valores a cada uno de los segmentos de la cadena gasífera,

pozo: es uniforme para toda las categorías de clientes

te Impuestos federales y municipales: que gravan a los distintos elementos de

ricas que han optado por el sistema de by – pass. Las transacciones están mparadas por contratos de compra – venta de gas que responden a formatos ya

os puntos más sobresalientes de todo contrato de compra – venta de gas son los que se

na temperatura de quince (15) grados Celsius y a una presión absoluta de 101.325 kilopascales ocupe el volumen correspondiente a un (1)

la primera entrega (“FPE”), para los acuerdos en el

5- Precios en la Cadena Gasífera Desde elccadena:

Extracción a través de los pozos de producción Acondicionamiento para su transporte por gasoducto. Separación del agua y de

los hidrocarburos líquidos para evitar su condensació Separación de los hidrocarburos superiores, operac

centros de producción o cerca d Transporte por gasoducto hasta los pu

Distribución a consumidores finales El precio que paga el consumidor residencial e industriaapor lo que el precio final está formado de la siguiente manera:

Precio gas en boca de Tarifa de transporte y distribución: son distintos según la categoría de

cliente de que se tra

la cadena gasífera 6- Contratos de Compra – Venta de Gas Los productores venden su gas a los distribuidores o grandes usuarios industriales y centrales eléctaestablecidos. Lenuncian a continuación:

Cantidades: Todas las cantidades de gas natural casi siempre están expresadas en metros cúbicos estándar corregidos a metros cúbicos equivalentes de 9300 Kilocalorías de poder calorífico superior por metro cúbico (“m 3 de 9300 Kcal/m3”). Gas natural en condición estándar significará la cantidad de gas natural que a u

metro cúbico.

Duración o Vigencia: la duración de los contratos fluctua entre 5 meses y 7 años desde la fecha de

7


mercados loscal, mientras que los contratos de exportación en general se pactan a no menos de 15 años.

Precio de Venta: En la Argentina el precio del gas en boca de pozo se establece generalmente en $ o en u$s (dólares) por MMBTU, lo que significa que se está vendiendo energía y no volúmenes. En general el precio es un precio base, promedio de cuenca, ajustado por un factor de ajuste estacional, y el mismo puede tener un precio techo y piso también afectado por algún factor de ajuste. En los contratos de exportación el precio del gas en boca de pozo es común que

ubicado/s, sobre el

los Punto/s de

be ser tomada o si no es tomada deberá ser igualmente pagada

pagado por

al comprador por los volúmenes mensuales que no

Otros puntos: mantenimiento, forma de pago y facturación, fuerza mayor, plicable y arbitraje.

versiones que ha realizado durante el período de concesión, a una sa establecida, más la recuperación de los costos operativos de mantenimiento en

del servicio. Un operador eficiente es cuando sus costos operativos y de mantenimiento son los que corresponden, los excesos, no significa una mejora de los servicios.

esté sujeto a un sistema de reajuste basado en las fluctuaciones de los combustibles líquidos alternativos.

Punto de Entrega: El/los Punto/s de Entrega estará/ngasoducto troncal y será el lugar donde se efectuará la medición y la transferencia de responsabilidad y riesgos del gas natural.

Especificaciones de Calidad: El gas natural deberá cumplir en el/Entrega con los estándares de calidad establecidos en la Resoluciónes correspondientes o la que en el futuro la sustituyan o reemplacen.

Obligación de Tomar o Pagar: La cantidad mínima quincenal, mensual, etc, de gas natural que depor el Comprador (“Cantidad Take or Pay”), será un porcentaje de la sumas de todas las CMD.

Gas de Recuperación: El Comprador podrá recuperar las cantidades de gas natural que no ha tomado, pero que le fueron facturadas y que haaplicación del Take or Pay. Las cantidades de gas natural que el Comprador tenga derecho a recuperar, se denominarán “Cantidades Diferidas”.

Incumplimiento de los Vendedores (deliver or pay): si los Vendedores no pusieran a disposición del Comprador la Cantidad Adecuadamente Nominada, y su incumplimiento no se debiera a razones de fuerza mayor y/o mantenimiento, deberá usar sus mejores esfuerzos para suministrar al Comprador gas natural proveniente de fuentes alternativas (“Gas Natural Sustituto”), asumiendo los Vendedores los eventuales mayores costos que le pudiera representar al Comprador tomar dicho Gas Natural. En caso contrario el productor deberá compensar económicamentepudo suministrar, pese a que fueron debidamente nominados por el comprador con suficiente anticipación.

rescisión, lesgilación a 7- Regulación deTarifas En general las tarifas de gas se construyen asegurandoal operador eficiente un retorno sobre las intaque ha incurrido. No debe haber sobreinversiones ni tampoco déficit de inversiones que hagan peligrar la calidad

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Resumiendo y para el caso de la Argentina, se tiene:

a) Precio de gas en punto de ingreso al Sistema de Transporte es libre b) Los servicios de Transporte y Distribución tienen tarifas reguladas c) Los servicios de comercialización tienen precios libre d) Las tarifas deben ser justas y razonables, deben cubrir los costos

administrativos, de O&M y una rentabilidad equivalente a la de actividades similares en otros países

e) El sistema tarifario es de precios máximo (Price-cap) por períodos de 5 años, con ajustes preestablecidos por variaciones de costos de transporte, gas, impuestos e indicador de precios internacionales

f) Las categorías tarifarias a distancias, zonificaciones, volumen y tipo de servicio

g) Las licenciatarias presentan al Ente el cuadro tarifario que pretenden aplicar, y si aquel no lo observa en un plazo determinado se consideran tácitamente aprobados y pueden ser publicados

8- Demanda Firme e Interrumpible La demanda firme es una característica del servicio brindado a los clientes que no prevé interrupción, salvo en situaciones de emergencia o fuerza mayor. Para atender la demanda ininterrumpible de los clientes residenciales y comerciales, la distribuidora está obligada por licencia a tener contratos de compra de gas y capacidad de transporte contratada en los volúmenes necesarios para atender la demanda pico. La porción no utilizada en los meses de verano puede ser ofrecida a los clientes interrumpibles a una tarifa menor. Los mismos han contratado un servicio que prevé y permite interrupciones mediante el correspondiente aviso de la distribuidora al cliente. La secuencia de corte del servicio está determinada por reglas de despacho y aprobadas por la autoridad regulatoria. 9- Diseño de un Sistema Tarifario 9- 1 Costos En primer lugar se debe identificar claramente los costos que serán aplicados al cuadro tarifario, entre los cuales hay dos que son netamente independientes:

1. Costo de capital: es la cuata anual de retorno sobre el capital empleado en una inversión a una tasa promedio ponderado.

2. Costo de O & M: el costo de operación y mantenimiento comprende una serie de ítems comunes a toda la industria:

Operación del sistema Mantenimiento del sistema Ventas Facturación y cobranzas Contabilidad y administración Dirección

9


Para el segmento de distribución debemos adicionar:

Precio de compra del gas en boca de pozo

Cargo por reserva de capacidad de transporte

9-2 Clasificación de los Costos Según su naturaleza los costos se dividen en:

1. Costos Fijos (demand costs): estos están vinculados a la capacidad del sistema para mantener la demanda pico, donde el consumo residencial tiene mucha importancia durante la época de invierno. Estos costos se reparten preponderantemente sobre los clientes firmes, entre los cuales se encuentran los cautivos (residenciales y comerciales), por no tener acceso a combustibles alternativos.

2. Costos Variables (commodity costs): estos funcionan en forma proporcional a los volúmenes despachados y se los adjudican principalmente a los clientes interrumpibles, clientes industriales y centrales eléctricas.

9-3 Repartición de los Costos

Sistemas de transmisión: el factor de repartición es la distancia utilizada por el cargador en el gasoducto, diferencia zonal entre punto de ingreso del gas al gasoducto y el punto de entrega del mismo.

Sistema de distribución: en este sistema se utiliza generalmente el factor de carga (load factor) de cada categoría de cliente. Este factor de carga resulta de la división en el consumo promedio anual de cada categoría de clientes y el consumo pico de invierno (mínimo tres días picos consecutivos), cuando más estable es la demanda mayor es el factor de carga; generalmente el consumo industrial tiene un factor de carga del 90 % mientras que en el consumo residencial, el factor de carga se encuentra en un 35 %, esto para países templados o fríos.

10- Reajuste Tarifario La práctica tarifaria internacional ha desarrollado dos sistemas o mecanismo de reajuste tarifario:

1. Costo de Servicio (Cost of service): parte de la base que la tarifa ha sido calculada originalmente compensado de la manera más precisa posible el costo de capital y los costos de operación y mantenimiento para brindar un buen servicio. Se argumenta:

o No estimula la eficiencia, limitándose a recomponer la ecuación económica del operador, perdida por ahogo financiero o insuficiencia de management.

o Es fácil de aplicar.

10


o Regulador necesita contar con un banco de datos completo de índices comparativos, que le permitan juzgar si la calidad del servicio y la eficiencia se compara adecuadamente con operadores del mismo tipo y tamaño.

2. Precios Máximos (Price cap): este mecanismo parte de la premisa de que las

tarifas han sido originalmente calculadas holgadamente como para permitir al operador mejorar sensiblemente su rentabilidad mediante expansiones o mejoras de productividad Se argumenta:

o Estimula la eficiencia, ya que los operadores retienen para si gran parte de las utilidades que logran por aumento de volumen o mejora de productividad.

o Complicado proceso de aplicación. o Gran esfuerzo durante largo tiempo en el período de revisión. o Indices comparativos. o Información estandarizada suministradas por la compañías,

que permita verificar la imputación de costos que cada operador a efectuado.

Por otra parte, se cuenta con los ajustes periódicos de rutina necesarios para mantener el equilibrio tarifario.

Semestral, también llamado pass – through, que significa pasar el ajuste al cliente. En este caso se tiene en cuenta los cambios producidos en el período, de acuerdo a los siguientes ítems:

• Inflación, medida por variación de índice. • Precio del gas en boca de pozo. • Variación de impuestos.

También el sistema prevé una revisión tarifaria quinquenal que abarca la totalidad de la industria regulada que opera bajo este sistema. Para ello se utiliza dos factores diferentes que deben ser analizados por el ente regulador para cada operador.

Factor K de Inversión: destinado a, mediante incremento de tarifas, al concesionario por las inversiones no redituables que debería realizar en el próximo período quinquenal para mantener la confiabilidad del sistema.

Factor X de eficiencia: destinado a compensar al consumidor mediante rebaja de tarifa por los excesos de rentabilidad que el operador ha tenido y por su falta de aplicación de medidas de incremento de productividad.

El reajuste por price – cap es necesariamente complejo porque requiere un largo tiempo de maduración y desarrollo, con gran aporte de información de parte de las empresas y un esfuerzo considerable de la autoridad regulatoria. El aspecto crítico de este sistema, consiste en la prudencia con que se aplica el factor x, ya que una disminución de tarifa estimula la eficiencia, no debe llegar a constituir un elemento de desaliento para las compañías, traduciéndose en un freno en las inversiones y con ello el deterioro de la calidad del servicio.

11


12

Precio del Gas Natural en Boca de Pozo El precio del gas natural en la Argentina no está influenciado por el precio de otras regiones del mundo; pero, en el caso de los grandes usuarios, el techo en el precio del gas está dado por el precio del fuel-oil. Un cliente con contrato interrumpible puede aprovechar alguna oferta conveniente y compre toda una carga de un buque petrolero de productos pesados. El almacenaje no es un problema, dado que se puede tomar en alquiler de terceros. Es probable que ese cliente no vuelva la gas, hasta no haber finalizado con el consumo del combustible líquido; por tal motivo, las empresas distribuidoras deben estimular continuamente su creatividad para encontrar modalidades contractuales que resulten beneficiosas para ambas partes. Debido a esta competencia entre el gas y fuel-oil, uno de los índices tenidos en cuenta en los contratos de compra – venta gas, es el precio del fuel-oil o del petróleo; las curvas de variación en el tiempo de estos dos productos tienen prácticamente la misma forma. El costeo directo del precio en boca de pozo, sería posible calcularlo en caso de yacimientos exclusivamente gasíferos, lo que incluye costos de exploración, desarrollo y producción, y tomar un promedio en función de la productividad media y declinación que estos yacimientos muestran en determinadas circunstancias. Pero, en general los yacimientos no son exclusivamente gasíferos, ya que en la gran mayoría se produce petróleo y condensados. Esta situación no solo dificulta el cálculo sino que también lo hace impreciso o aún arbitrario, ya que es necesario repartir gastos indirectos comunes entre los dos productos finales, y a ello hay que adicionarle, que estos yacimientos exhiben productividades y ritmos de declinación diferentes en la gran mayoría de los casos. En general la aplicación del costo directo no es conveniente y se utiliza algún método indirecto. Uno de ellos es la técnica del net-back, que es el precio de sustitución de los combustibles alternativos. El mecanismo funciona de la siguiente manera: en el caso argentino, un gran usuario tiene posibilidad a dos opciones de combustibles: gas natural y fuel-oil. Este gran usuario consumirá gas natural solo cuando el precio de este combustible se sitúe por debajo del fuel-oil. Suponiendo que el gran usuario se encuentre bajo un régimen de by-pass físico, es decir que no debe pagar tarifa de distribución por estar conectado al gasoducto de transporte, bastará descontar desde el ramal de alimentación a la fábrica hasta el punto de inyección de la cuenca de entrega, lo que permite determinar el precio promedio en boca de pozo en ese origen. En el caso argentino, cuando se diseñó el sistema tarifario que se aplica en la actualidad, se aprovechó el sistema radial de transporte, cuencas gasíferas en las fronteras que abastecen a un gran polo consumidor en la zona metropolitana de Buenos Aires. Se partió de la premisa que el precio city-gate debería ser uniforme cualquiera fuera el origen del gas que llegaba al anillo de la ciudad, y se calcularon los precios de boca de pozo de las tres cuencas principales en función de las tarifas de transporte de la misma hasta el nodo de Buenos Aires. Si bien, el mecanismo de fijación de precios en boca de pozo parece relativamente estable, en la práctica sufren variaciones estacionales que depende de la demanda.


1

CONTRATO STANDARD DE COMPRA-VENTA DE GAS NATURAL

En la Ciudad --------------------------------, entre (vendedor), con domicilio en -----------, representada en este acto por el Sr. en su carácter de Apoderado, y por la otra (Comprador”), con domicilio en -------------------------------representada.

El Vendedor------- y el Comprador---------, en adelante denominados conjuntamente las partes, han decidido celebrar el presente CONTRATO DE COMPRA VENTA DE GAS NATURAL N° ----sujeto a los siguientes términos y condiciones:

1 - Vigencia y Duración

1.1 El presente Contrato entrará en vigencia a partir de su firma y tendrá una duración

de ----- años, desde la fecha de la primera entrega (“FPE”), la cual se establece a las -----am del -----.

1.2 Se define como “Año” a los sucesivos periodos de 365 o 366 días en caso de años bisiestos, que transcurran a partir del día en que se produjo la Fecha Primera Entrega. Cuando año no está escrito en mayúsculas, significará o bien un año calendario o bien un periodo de un (1) año, como requiera el contexto.

2. Cantidades 2.1 Todas las cantidades de gas natural objeto del presente Contrato serán expresadas

en metros cúbicos estándar corregidos a metros cúbicos equivalentes de 9300 Kilocalorías de poder calorífico superior por metro cúbico (“m 3 de 9300 Kcal/m3”). Gas natural en condición estándar significará la cantidad de gas natural que a una temperatura de quince (15) grados Celsius y a una presión absoluta de 101.325 kilopascales ocupe el volumen correspondiente a un (1) metro cúbico.

2.2 El Vendedor se obliga a poner a disposición del Comprador en el Punto de Entrega

hasta las siguientes cantidades diarias: ------------- de m3 de 9300 Kcal/rn3/dia. 2.3 Las cantidad de gas natural diaria establecida en el punto.2.2 será la Cantidad

Máxima Diaria, denominada en adelante “CMD”. 2.4 EL Vendedor pondrá diariamente a disposición del Comprador la Cantidad

Adecuadamente Nominada según se define en el punto 4.1 ., más un cinco porciento más / menos un tres porciento (+5%/-3%) de tolerancia operativa.

3. Obligación de Tomar o Pagar

La cantidad mínima mensual de gas natural que debe ser tomada o si no es; tomada deberá ser igualmente pagada por el Comprador (“Cantidad Take or Pay”), será un porcentaje de la sumas de todas las CMD, durante cada mes calendario, según los valores que para cada mes se indican a continuación, con las deducciones de: (i) las cantidades que correspondan a Caso Fortuito o Fuerza Mayor, (H) las cantidades que habiendo sido debidamente nominadas por el Comprador, no fueran puestas a disposición de éste por EL Vendedor por causas distintas a Caso Fortuito y/o Fuerza


2

Mayor, y/o(iii) las reducciones en la CMD con motivo de un Mantenimiento Anual Programado.

85% - 75% - 70% - según el acuerdo entre vendedor y comprador

4. Nominaciones 4.1 Las Partes realizarán sus actividades de acuerdo con los Procedimientos de los

Reglamentos Internos de los Centros de Despacho emitidos por el Ente Regulador del Gas en su Resolución N° --------, que las Partes manifiestan conocer y aceptar en todas sus partes, o la que en el futuro la sustituya o reemplace.

4.2 La nominación para cualquier Día Operativo entendiéndose por tal al período de veinticuatro (24) horas, que comienza a las ------a.m. de cada día y finaliza a las -------a.m. del día siguiente, deberá ser realizada por una cantidad igual o menor a la CMD (“Cantidad Adecuadamente Nominada”).

4.3 El Comprador realizará sus mejores esfuerzos para nominar diariamente una cantidad

de gas natural que supere el cincuenta porciento (50%) de la CMD (“Nominación Mínima Diaria”).

Cualquier Nominación igual a cero (0) y la siguiente Nominación positiva de gas natural deberán ser notificadas por el Comprador al Vendedor con una anticipación no menor a veinticuatro (24) horas.

A solicitud del Comprador, EL Vendedor podrá optar por entregar, en cualquier día Operativo, cantidades de gas natural en exceso de la CMD.

4.4 Tanto la entrega del gas natural por parte, del Vendedor, como la recepción por

parte del Comprador en el Punto de Entrega en defecto o en exceso a la Cantidad Adecuadamente Nominada y que haya sido autorizada por el transportista configura un desbalance, las multas, penalidades o cargos originados por desbalances, serán a cargo de [a parte que los origine. Si el desbalance se debiese al Vendedor, este deberá emitir una nota de Crédito, a favor del Comprador, de conformidad con el procedimiento de facturación establecido.

5. Gas de Recuperación 5.1 El Comprador podrá recuperar las cantidades de gas natural que no ha tomado, pero

que le fueron facturadas y que ha pagado por aplicación del punto 3 del presente Contrato. Las cantidades de gas natural que el Comprador tenga derecho a recuperar, se denominarán “Cantidades Diferidas”.

5.2 El Comprador podrá tomar las Cantidades Diferidas durante los----- meses inmediatos

siguientes y siempre que previamente el Comprador haya tomado todo el gas natural correspondiente a la Cantidad Take or Pay durante el mes en el cual tome Cantidades Diferidas. Siempre que existan Cantidades Diferidas, las cantidades tomadas por el Comprador en exceso de la Cantidad Take or Pay serán computadas automáticamente como recuperación de Cantidades Diferidas.

5.3 Si al vencimiento de la duración del presente Contrato, existiesen Cantidades

Diferidas, los Vendedores deberán poner diariamente a disposición del Comprador las siguientes cantidades:--------------------------------durante los------------meses hasta un máximo de ------------m3/día


3

5.4 Si el Vendedor, no pusiera a disposición [as cantidades solicitadas por el Comprador conforme a lo establecido en el punto 5.3., el Vendedor a su sola opción podrá: (i) extender el período de recuperación previsto en el punto 5.3., adicionando al período de recuperación un día Operativo por cada día Operativo en que el Vendedor no hubiese puesto a disposición del Comprador toda o parte de las cantidades solicitadas ó (ii) reembolsar al Comprador los montos equivalentes en $---, que resulten de multiplicar las cantidades que no fueron puestas a disposición del Comprador por el Precio de la Cuenca correspondiente para el período Estacional en el que dichas cantidades no hubieran sido puestas a disposición según el punto 5.3.

6. Carry Forward 6.1 Si a la finalización de cada Periodo Estival las cantidades de gas natural tomadas y

pagadas por el Comprador, sin incluir las eventuales Cantidades Diferidas que el Comprador pudiera haber tornado, según lo indicado en el punto 5. del presente Contrato, superasen la Cantidad Take or Pay establecida en el punto 3., se reducirán las obligaciones Take or Pay del Comprador para el Periodo Estival inmediato siguiente en una cantidad porcentual igual al excedente de gas natural tornado por el Comprador respecto del porcentaje de Take or Pay previsto en el punto 3, hasta un máximo de ----- puntos porcentuales (--%).

7. Incumplimiento del Vendedor 7.1 Si el Vendedor no pusiera a disposición del Comprador la Cantidad Adecuadamente

Nominada, y su incumplimiento no se debiera a las causales Caso Fortuito o Fuerza Mayor deberá:

7.1.1 Usar sus mejores esfuerzos para suministrar al Comprador gas natural proveniente de

fuentes alternativas (“Gas Natural Sustituto”), asumiendo el Vendedor los eventuales mayores costos que le pudiera representar al Comprador tomar dicho Gas Natural Sustituto.

7.1.2 En el caso de no poder suministrar Gas Natural Sustituto, el Vendedor, como único

remedio, deberá pagar al Comprador el ---- por ciento (---%) del Precio de Venta establecido para el Periodo Estacional correspondiente, respecto de la cantidad de m 3 de 9300 Kcal/m 3 que el Vendedor no hubiera entregado en cada día por razones ajenas a las causales previstas de Caso Fortuito o Fuerza Mayor

7.2 El pago del monto establecido en el punton 7.1.2, será el único resarcimiento al

Comprador originado en el incumplimiento del suministro por parte del Vendedor y deberá instrumentarse mediante la emisión de una Nota de Crédito a favor del Comprador, de conformidad con el procedimiento de facturación establecido.

8. Punto/s de Entrega 8.1 El/los Punto/s de Entrega estará/n ubicado/s en ----------, sobre el gasoducto troncal

-----------y será el lugar donde se efectuará la medición y la transferencia de responsabilidad y riesgos del gas natural objeto del presente Contrato.

8.2 El Vendedor será responsable por todos los costos, gastos (incluyendo costos

fiscales de cualquier naturaleza) por el gas natural objeto del presente Contrato hasta el/los Punto/s de Entrega.


4

8.3 El Comprador será responsable por todos los costos, gastos (incluyendo costos fiscales de cualquier naturaleza) y obligaciones relacionadas con el transporte del gas natural después del/los Punto/s de Entrega.

8.4 El Vendedor, de común acuerdo con el Comprador, podrán cambiar el/los Punto/s de

Entrega a otra cuenca distinta de la cuenca ------------, para todo o parte de las cantidades de gas natural objeto del presente Contrato, siempre que tal cambio no represente mayores costos, ni genere situaciones operativas adversas para el Comprador en el/los Punto/s de Entrega para su transporte. EL Vendedor deberá comunicar al Comprador, con ---------tantos días de preaviso, su intención de variar el/los Punto/s de Entrega. El Comprador realizará sus mejores esfuerzos para facilitar lo previsto en este punto.

9. Especificación de Calidad

El gas natural objeto del presente Contrato deberá cumplir en el/los Punto/s de Entrega con los estándares de calidad establecidos en la Resolución del ------------ o la que en el futuro la sustituya o reemplace y que el Vendedor manifiesta conocer y aceptar en todas sus partes.

10. Procesamiento 10.1 Antes del/de los Punto/s de Entrega el Vendedor se reserva el derecho de extraer

del gas natural cualquier componente, con excepción del metano (“Procesamiento”), estableciéndose que en tal caso no se reducirá el poder calorífico a valores inferiores a los necesarios para cumplir con las Especificaciones de Calidad establecidas en el punto 9 del presente Contrato.

Después del/de los Punto/s de Entrega, el Comprador se reserva el derecho al

Procesamiento de las cantidades de gas natural efectivamente entregadas.. 11. Precio de Venta 11.1 El Comprador pagará al Vendedor el Precio de Venta por las cantidades de gas

natural entregadas y tomadas, o las puestas a disposición del Comprador en el/los Punto/s de Entrega y no tomadas (Cantidad Take or Pay), conforme a los términos del presente Contrato.

11.2 El Precio de Venta estará expresado hasta con tres (3) decimales, en Dólares

Estadounidenses por millón de unidades térmicas británicas (U$S/MMBtu). 11.3 El Precio de Venta ajustado será el resultado de aplicar la siguiente fórmula:

PVa = Pb * Fa

donde:

PVa : Precio de Venta ajustado para el Periodo Estacional correspondiente.

Pb : Precio Base según se define a continuación.

Fa: Factor de Ajuste Estacional según se define a continuación.


5

11.3.1 Se define como “Precio Base” a los siguientes valores:

Periodo Invernal: ------ U$S/MMBtu.

Periodo Estival: -------- U$S/MMBtu.

11.3..2 Se define como “Factor de Ajuste Estacional” ó “Fa” a un factor numérico, expresado hasta con tres (3) decimales, que será determinado para cada Período Estacional de acuerdo con la siguiente fórmula:

Fa= 0.5 * (VVTI / VVTIo) + 0.5 * (GO / GOo)

donde:

VVTI: Promedio semestral del promedio de los precios de cierre diario correspondiente al West Texas Intermediate Crude Oil (“WTI”) Fuente Platt’s Oilgram Market Price Report - U.S. MTI, primera línea, unidad Dó1ares por barril (“$/Bbl”), (1) para el semestre que finaliza el último día del mes de febrero inmediato anterior a cada Periodo Invernal, y (ii) para el semestre que finaliza el último día del mes de agosto inmediato anterior a cada Periodo Estival.

WTlo: Promedio de los precios de cierre diario correspondiente al WTI para el Periodo de Referencia, Fuente Platt’s Historical Data - U.S. VVTI, primera línea, unidad $/Bbl.

GO: Promedio semestral del promedio de los precios de cierre diario correspondiente al Heating Oil NO 2, Fuente Platt’s Oilgram Market Price Report - U.S. Gulf Coast - LS NO 2, unidad centavos por galón (“C/Gal.”),(!) para el semestre que finaliza el á1timo día del mes de febrero inmediato anterior a cada Periodo Invernal, y (!I) para el semestre que finaliza el ó1timo día del mes de agosto inmediato anterior a cada Periodo Estival.

GOo: Promedio de los precios de cierre diario correspondiente al Heating Oil Nº 2 para el Periodo de Referencia, Fuente Platt’s Historical Data - U.S. Gulf Coast - LS. Nº 2, unidad c/Gal.

11.3..3 Periodo de Referencia: será el comprendido entre el día/mes/año ------------------y ----------------día/mes/año

11.3.4 El Precio de Venta calculado según el punto 13.3. no excederá de un valor máximo

(el “Precio Techo”) y no será inferior a un valor mínimo (el “Precio Piso”). 11.3.5 El Precio Techo y el Precio Piso se ajustarán estacionalmente, de la siguiente forma:

PTa: Precio Techo Ajustado = PTb * (PPI / PPlo)

PPa: Precio Piso Ajustado= PPb * (PPI / PPlo)

Donde para el:

Periodo Invernal: PTb= ----------U$S/MMBtu.

PPb= -----------U$S/MMBtu

Periodo Estival: PTb= ------------ U$S/MMBtu.

PPb= ------------- U$S/MMBtu.

PPI= Producer Price Index Industrial Commodities, publicado por el Bureau of Labor Statistics (-----=100), para: (i) el mes de febrero inmediato anterior al Periodo


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Invemal relevante, ó (ii) el mes de julio inmediato anterior al Periodo Estival relevante, según corresponda.

PPlo= Producer Price Index Industrial Commodities, publicado por el Bureau of Labor Statistics de los Estados Unidos de Norteamérica (-------= 100), para el mes de julio de 1998.

11.3.6 Si durante cualquier Periodo Estacional, el Precio de Venta resultante de la aplicación de la fórmula establecida se encuentra dentro de los limites definidos, será de aplicación el Precio de Venta que resulte de la aplicación de dicha fórmula.

11.3.7. Si durante cualquier período Estacional, el Precio de Venta resultante de la aplicación

de [a fórmula establecida se encuentra fuera de los limites definidos , será de aplicación el Precio Techo Ajustado o Precio Piso Ajustado, según corresponda.

11.4 Revisión del Precio de Venta 11.4.1 Cualquiera de las Partes podrá requerir la revisión del Precio de Venta, una vez por

año. 11.4.2 La revisión prevista, deberá realizarse, como máximo, durante un periodo de ---------

---tantos días contados a partir de la recepción de la notificación de la Parte interesada en la revisión. Si las Partes no logran acordar un nuevo Precio de Venta en el plazo previsto, precedentemente, la diferencia será sometida a arbitraje. Hasta que la diferencia sea resuelta y durante el plazo previsto en este punto, el Precio de Venta será calculado según lo establecido en los puntos anteriores referidos al precio de venta.

11.5 El Vendedor será responsable de la totalidad de los impuestos, gravámenes, regalías

y demás cargos aplicables hasta el/los Puntos de Entrega. El Comprador será responsable de la totalidad de los impuestos, gravámenes y demás cargos aplicables a partir del/los; Punto/s de Entrega. El Precio de Venta incluye todos los gastos de transporte hasta el/los Punto/s de Entrega, incluyendo el tratamiento de gas, compresión, equipo de medición del Vendedor y gastos de conexión. En caso de controversias, las Partes deberán reunirse para discutir durante un periodo de ----------------tantos meses, las modificaciones que consideren necesarias introducir en el presente Contrato. En caso de falta de acuerdo la controversia será sometida a arbitraje.

12. Desplazamiento

Si algún Cliente del Comprador comprara gas natural o combustibles alternativos, con excepción del Propano y/o Butano, en forma directa o indirecta, al Vendedor , el Comprador tendrá derecho pero no la obligación de reducir la cantidad de gas natural máxima diaria. Se define como “Cliente” a cualquier persona física o jurídica que compre gas natural al Comprador y que tenga instrumentado un acuerdo de suministro de gas natural con el Comprador con una duración superior a un año.

13. Ventas a Terceros

El Comprador podrá, previo acuerdo con el Vendedor, quien no podrá negarse irrazonablemente, vender directa o indirectamente gas natural objeto del presente Acuerdo a Clientes ubicados fuera de su zona de Distribución.

14. Facturación y Pagos


7

14.1 El Comprador deberá efectuar mensualmente los pagos, tipo de moneda---------------

en cuenta a designar por el Vendedor, con fecha de pago dentro de los 15 días de recibida cada factura emitida por el Vendedor, o el último día hábil (lo que sea posterior), del mes siguiente al mes en que las entregas de gas natural en cuestión fueron realizadas. Se entiende por fecha de pago al día de la efectiva acreditación de fondos.

14.2 Si el último día de vencimiento del pago fuese sábado, domingo o feriado bancario en

la plaza donde deberá efectivizarse el pago, el mismo deberá hacerse efectivo el día hábil inmediato anterior.

14.3 Las sumas debidas por el Comprador al Vendedor por aplicación del punto 3. del

presente Contrato, (Cantidad Take or Pay), serán facturadas al Precio de Venta de cada mes en cuestión, junto con la facturación de dicho mes. Las Cantidades Diferidas, serán contabilizadas al final de cada mes.

14.4 En caso de existir desacuerdos con respecto a cualquiera de las facturas, el

Comprador pagará puntualmente el importe no sujeto a controversia y notificará fehacientemente y de inmediato al Vendedor las razones de su objeción.

14.5 Cuando la suma en disputa sea igual o mayor a, dicha suma deberá ser, a opción del

Comprador (i) abonada por el Comprador, sujeto a un posterior recupero; o (11) depositada en una cuenta de depósito (“Escrow Account”) que devengue intereses en un banco, u otra institución financiera designada por el Vendedor, hasta que se resuelva la controversia.

14.6 Las Partes negociarán de buena fe inmediatamente después de cualquier notificación

relativa a cualquier factura que sea objeto de controversia, con la finalidad de resolver la disputa en forma mutuamente aceptable. Si la disputa no fuese resuelta dentro de los--------tantos días posteriores a haberse recibido la notificación fehaciente, entonces, a pedido de a1guna de las Partes, la disputa será sometida a arbitraje. Luego de la resolución de la controversia, la Parte que prevalezca tendrá derecho a recibir el importe objeto de controversia con más un interés igual a la Tasa----------+ tantos puntos porcentuales desde la fecha del vencimiento del plazo de pago (o desde la fecha que se hubiera invocado como la del vencimiento), hasta el día de pago efectivo. Los importes generados por los; intereses devengados en virtud de la opción prevista en el apartado (11) del punto 14.5 serán descontados de los intereses previstos en este punto.

14.7 Sin perjuicio de otros recursos que el Vendedor tenga disponible, el incumplimiento

en el pago de las sumas debidas en virtud del presente Contrato, que no sea el resultado de una objeción efectuada de buena fe, será objeto de un interés igual a la tasa -----------, durante los días que dure la mora.

15 Caso Fortuito o Fuerza Mayor 15.1 Serán de aplicación los alcances y efectos jurídicos previstos en el Código Civil -------,

y los Reglamentos del Servicio del Comprador y de la Transportador, y los efectos jurídicos del Caso Fortuito o Fuerza Mayor previstos en las siguientes situaciones:

15.2 Respecto del Comprador, serán considerados Caso Fortuito o Fuerza Mayor los

siguientes casos: 15.2.1 Cualquier evento de Fuerza Mayor que afecte físicamente las instalaciones del

Comprador, siempre que el Comprador distribuya el impacto de la Fuerza Mayor en


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forma proporcional entre sus diferentes proveedores sobre la base de la distribución promedio registrada en los ---------tantos días inmediatos anteriores al evento de Fuerza Mayor.

15.2.2 Cualquier evento de Fuerza Mayor que afecte físicamente al gasoducto que impida al

Comprador utilizar su capacidad de transporte contratada en firme, siempre que el Comprador distribuya cualquier capacidad disponible en forma proporcional entre el gas natural suministrado por sus diferentes proveedores sobre la base de la distribución promedio registrada en los-----------tantos días inmediatos anteriores al evento de Fuerza Mayor.

15.3 A los efectos clarificatorios, se indica que Caso Fortuito o Fuerza Mayor no incluirá, cualquiera sea la causa, la ausencia o reducción de la demanda o la Fuerza Mayor de el/los clientes del Comprador, o situaciones relacionadas con riesgos crediticios del Comprador y/o de su/s cliente/s.

15.4 Respecto al Vendedor, serán considerados Caso Fortuito o Fuerza Mayor los

siguientes casos: 15.4.1 Cualquier evento de Fuerza Mayor que afecte físicamente las instalaciones; del

Vendedor y/o aquellas instalaciones de terceros utilizadas para entregar gas natural en el/los Punto/s de Entrega.

15.4.2 Disposiciones o decisiones de cualquier autoridad gubernamental que impidan o

prohiban a al Vendedor vender el gas natural objeto del presente Contrato. 15.5 La Fuerza Mayor no podrá ser invocada por ninguna de las Partes para justificar el

incumplimiento en el pago de sumas de dinero liquidas y exigibles. 15.6 La Parte afectada deberá cursar debida notificación fehaciente (aceptándose como

tal al fax), de todo acontecimiento de Fuerza Mayor, debiendo describir el acontecimiento, las causas, la duración de la afectación y la mejor estimación del tiempo que demandare el restablecimiento de la operación normal de las instalaciones (dentro de las 48 horas de acontecido y finalizado). Las Partes tendrán derecho a constatar dichos acontecimientos de Fuerza Mayor.

16. Tareas de Mantenimiento

Previa notificación al Comprador con una anticipación no menor a -------tantos días, el Vendedor, en cualquier Periodo Estival, podrá designar uno o más lapsos, los cuales en conjunto no superarán los ---------tantos días Operativos por cada Período Estival, en los cuales la CMD podrá ser reducida para efectuar trabajos mayores y/o el mantenimiento de su instalaciones (“Mantenimiento Anual Programado”). En la medida de lo posible, el Vendedor procurará que el Mantenimiento Anual Programado se lleve a cabo entre los meses de------ de un año y ------ del año siguiente.

17. Rescisión 17.1 El Comprador podrá rescindir el presente Contrato si el Vendedor, por cualquier causa

que no sea Caso Fortuito o Fuerza Mayor, no le suministrara al Comprador gas natural aceptable para su transporte por un plazo mayor de -------tantos días Operativos consecutivos durante cualquier Periodo Invernal y/d de -----------tantos días Operativos consecutivos durante cualquier período Estival, sin perjuicio de hacer efectivas las responsabilidades que correspondan conforme del presente Contrato que se hubieran


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devengado hasta el momento de la rescisión. La rescisión del presente Contrato por el Comprador conforme a este punto, será sin perjuicio del derecho de reclamar cualquier suma adeudada por el Vendedor, quien no tendrán derecho a reclamar compensación alguna en razón de la referida rescisión.

17.2 Si el Comprador incumple su obligación de pagar la totalidad o parte de la factura que

le emita el Vendedor, y la misma no es objeto de un procedimiento de resolución de disputas, el Vendedor, luego de-----------tantos días contados a partir del vencimiento de la fecha de pago de la factura, podrán suspender las entregas de gas natural, hasta el efectivo pago. Si dentro de los -----------------tantos días del vencimiento de la factura el Comprador no paga el monto debido más los intereses correspondientes, el Vendedor podrá rescindir el presente Contrato, sin necesidad de intimación o notificación adicional alguna. La rescisión del presente Contrato por el Vendedor conforme a este punto, será sin perjuicio del derecho de reclamar cualquier suma adeudada por el Comprador, quien no tendrá derecho a reclamar compensación alguna en razón de la referida rescisión ni a solicitar la recuperación de Cantidades Diferidas.

17.3 Las Partes, podrán rescindir el presente Contrato sin indemnización alguna cuando, debido a la Fuerza Mayor del transportista, Fuerza Mayor del Comprador y/o Fuerza Mayor del Vendedor, cuando las Partes se vean imposibilitadas de entregar o aceptar la entrega de gas natural, según corresponda, por un periodo que supere los ----------tantos meses consecutivos.

18. Legislación Aplicable y Arbitraje 18.1 El presente Contrato será regido e interpretado conforme las leyes de la------------

país. 18.2 Todas las disputas, con excepción de las que se acuerden someter a un experto,

serán sometidas a un arbitraje de derecho en --------------- ante un tribunal de----------tantos árbitros y en idioma----------, conforme a las Reglas de------------------------.

19. Cesión 19.1 Cesión del Vendedor 19.1.1 Previo consentimiento escrito del Comprador, el que sólo podrá ser denegado por

razones debidamente fundadas, el Vendedor podrá ceder total o parcialmente sus intereses, derechos y obligaciones en virtud del presente Contrato. Cuando tal cesión tenga lugar, el cesionario deberá presentar las garantías que le sean requeridas por el Comprador, y asumirá su parte de todos los derechos y obligaciones conforme al presente Contrato.

19.1.2 Cesión del Comprador Previa notificación escrita al Vendedor, el Comprador podrá ceder, total o

parcialmente, a cualquier sociedad controlada en forma directa por el Comprador (con la misma solvencia crediticia que el Comprador), sus intereses, derechos y obligaciones en virtud del presente Contrato. Cuando tal cesión tenga lugar, el cesionario asumirá su parte de todos los derechos y obligaciones conforme al presente Contrato.

19.2. Nada del presente punto impedirá a las Partes ceder en garantía sus respectivos derechos en virtud del presente Contrato.

20. Confidencialidad


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20.1 Las Partes mantendrán la confidencialidad del presente Contrato en todo momento.

La difusión o propagación de información tendrá lugar sólo en la medida necesaria para avanzar con la transacción propuesta. Ningún comunicado de prensa será efectuado sin el previo consentimiento por escrito de las Partes.

21.2 Independientemente de lo indicado en el punto 20.1, se establece que la

confidencialidad no impedirá a ninguna de las Partes cumplir con cualquier solicitud o requerimiento de divulgación realizada en virtud de a1guna disposición o conforme al requerimiento del Ente Regulador------- o de la Secretaria---------------, u organismo/s que lo/s reemplace/n, o de algún tribunal con jurisdicción, o de toda otra agencia gubernamental u organismo con jurisdicción en el asunto, o según fuese requerido por ley.

22. Notificaciones 22.1 A todos los efectos legales derivados del presente Contrato, las Partes establecen

sus respectivos domicilios en los siguientes lugares, donde se tendrán por válidas todas las notificaciones que las Partes se cursar en:

22.2 Cualquiera de las Partes podrá modificar el domicilio especial constituido, debiendo para ello notificar en forma fehaciente a la otra Parte con una anticipación no menor a los diez (10) días. 23.3 Las notificaciones referidas a la operatoria diaria del presente Contrato podrán ser

efectuadas por fax u otro medio electrónico. Las referidas a incumplimiento, hechos y/o actos que impliquen imputación o alteración de la responsabilidad derivada del presente Contrato, deberán ser efectuadas por escrito y notificadas en forma fehaciente.

En señal de conformidad se firman --------------tantos ejemplares del presente Contrato, de

un mismo tenor y a un solo efecto.

19659754 Diseno de Proceso Del Gas Natural

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