El Gas Natural

GAS NATURAL PROMO 2006

EL GAS NATURAL REVOLUCIONARA A BOLIVIA EN EL FUTURO EN LO TECNICO

Y EN LO ECONOMICO

El conocimiento científico y tecnológico es unfactor principal de producción industrial en el

mundo y la capacidad de crear, dominar ymovilizar ese conocimiento permitirá a laseconomías industriales tener excelentes

perspectivas competitivas en este milenio.

En Bolivia debe existir un nexo vital entre eldominio del conocimiento, la innovación

tecnológica (mediante la aplicación de Ciencia y Tecnologia)

y lacompetitividad industrial del país.

Se entiende como “desarrolloindustrial basado en el uso de Ciencia Y Tecnologia”

a una estrategia nacional que radicaprincipalmente en la posesión de una

capacidad regional de realizar Industria y Desarrollo,en la existencia de relaciones

eficientes entre las universidades, laindustria y el gobierno y la existencia

de mercado para talentos del país.

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TODOS LOS DIAS ESCUCHAMOS HABLAR DEL GAS, Y NO ENTENDEMOS DE LO QUE SE TRATA...

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El gas natural es un componente vital para suplir al mundo de energía. Se convirtió en un combustible de significación solo a partir de la decada del 60, debido a las dificultades que existían para almacenarlo y transportarlo.

A diferencia del petróleo, que es el commodity de mayor comercio en los mercados del mundo, el gas no tiene un mercado único: sus precios se regulan en diferentes mercados regionales, siendo uno de ellos el incipiente mercado de Argentina, Brasil, Bolivia, Chile y Uruguay.

Desde 1964 el gas natural licuado (-162 °C) empezó a ser transportado en embarcaciones especiales (el 4% de la producción mundial de gas natural se comercializa como LNG).

Sus recursos abundantes en todo el mundo garantizan que será usado para cubrir la demanda de energía en el futuro.

Nuestra cantidad de gas pareciera que no es importante para el mundo, pero podría ser ... Saca tus propias conclusiones.

Es reconocida su importancia como fuente de energía del futuro.

Es un recurso mas limpio para el medio ambiente que el carbón o diesel

Las reservas de gas natural se miden en Trillones de Pies Cúbicos (TCF)

1 TCF = 286 barcos de 165.000 m3 de Gas Natural Liquado (GNL o LNG)

Un barco de 165.000 m3 mide tres canchas de futbol juntas.

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¿QUE ES EL GAS NATURAL?

• Es un gas combustible que no tiene olor, color ni forma.

• Cuando se lo quema da mucha energía, es usado en plantas térmicas para producir electricidad.

• Cuando el gas es usado en plantas termoeléctricas y es quemado, sus emisiones son bajas en gases dañinos.

• Es una mezcla de gases de hidrocarburos, compuesta mayormente por metano. La mezcla del gas natural difiere mucho de un lugar a otro, de un pais a otro.

• El gas natural es un combustible de fósiles y usualmente se encuentra debajo de la tierra. Por su baja densidad tiende a elevarse, saliendo a la superficie y evaporandose.

• No todo lo que llamamos gas es gas natural, existen malos entendidos:

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• Gas para el auto: gasolina es muy diferente del gas natural.

• El gas de las cocinas es propano, aunque se encuentra con el gas natural, no es lo que llamamos “gas natural”.

• La composición del gas natural es muy importante, ya que otros negocios se derivarán de el.

• Se debe saber la composición exacta del gas natural para poder decidir que tipo de industrialización se puede hacer.

CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL GAS NATURAL

Restos dejados por las plantas y animales que habitaban nuestro planeta hace millones de años.

Bajo la influencia del calor y la presión durante un largo período de tiempo se convierten en una mezcla de hidrocarburos que forman el petróleo y el gas natural.

No es cierto que el petróleo y el gas se encuentran bajo la tierra en grandes “cavernas”. En realidad se encuentran embebidos en cierto tipo de rocas, a las que se denominan reservorios.

Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro de sí, denominada poros, que son capaces de contener petróleo o gas.

CARACTERÍSTICAS QUIMICAS DEL GAS NATURAL

El gas natural es una mezcla combustible de gases de hidrocarburos. El gas natural está formado básicamente de metano, pero puede también incluir etano, propano y butano. El siguiente recuadro describe la composición habitual del gas natural:

Características Químicas del gas natural

Metano 95.9 - 97.8%

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Etano 0.6 - 1.6%

Propano 0- 0.2%

Butano 0%

Pentano 0%

Dióxido de carbono 0.4 - 1.2%

Nitrógeno 0.8 - 1%

En su forma más pura, tal como el que se entrega en su hogar, el gas natural es casi solo metano. El metano es una molécula compuesta por un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno y se designa por la fórmula CH4. El etano, el propano, y los otros hidrocarburos más pesados que también se encuentran en el gas natural tienen fórmulas químicas levemente diversas.

Se considera que el gas natural es 'seco' cuando es metano casi puro, sin la presencia de los otros hidrocarburos comúnmente asociados. Cuando otros hidrocarburos están presentes, el gas natural es 'húmedo'.

Encontrado en depósitos subterráneos, el gas natural aparece asociado generalmente a yacimientos de petróleo. Las compañías de prospección buscan estos depósitos usando sofisticadas tecnologías que ayudan a localizar el gas natural y perforar la tierra donde podría ser encontrado.

Extraído del subsuelo, el gas natural se trata para quitarle las impurezas como el agua, otros gases, arena y otros compuestos. Algunos hidrocarburos se remueven y se venden por separado, como el propano y el butano. Otras impurezas también se quitan, como el ácido sulfídrico (la refinación del cual puede producir azufre, que entonces también se comercializa por separado).

Después de tratarse, el gas natural limpio se distribuye a través de una red de tuberías, listo para ser usado por los consumidores.

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El gas natural se puede medir de diversas maneras. Como gas, puede ser medido por el volumen que ocupa a temperaturas y presiones normales, siendo expresado comúnmente en metros cúbicos. Las compañías de producción y distribución miden comúnmente el gas natural en miles de metros cúbicos, millones de metros cúbicos, o trillones de metros cúbicos.

A pesar que medir por su volumen es útil, el gas natural se puede también medir como fuente de energía. Como otras formas de energía, el gas natural se mide y se expresa comúnmente en calorías. Una caloría es la cantidad de energía necesaria para calentar en un grado Celcius un gramo de agua, a presión ambiente y al nivel de mar (1 atmósfera). Un metro cúbico de gas natural contiene cerca de 9.300.000 calorías o 9.300 kilo calorías.

ORIGEN DEL GAS NATURAL

El gas natural es un combustible fósil. Como el petróleo y el carbón, resulta de la descomposición de restos de plantas, animales y microorganismos que vivieron hace millones de años atrás. ¿Pero cómo estos organismos pasan a convertirse en una mezcla inanimada de gases?

Hay varias teorías en cuanto al origen de los combustibles fósiles.

La teoría más comúnmente aceptada dice que los combustibles fósiles se forman cuando la materia orgánica -como lo son restos de animales y plantas- se comprime bajo la tierra a una presión muy alta por un largo periodo de tiempo.

Esto se denomina metano termogénico. Similar al proceso de formación del petróleo, el metano termogénico se forma por las partículas orgánicas que son cubiertas por el fango y otros sedimentos. Transcurrido el tiempo, más sedimento, más fango y otros restos se amontonan sobre la materia orgánica.

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Este sedimento y otros residuos hacen una gran presión sobre la materia orgánica, la cual queda comprimida. Esta compresión, combinada con las altas temperaturas encontradas en las profundidades de la corteza terrestre, forma el gas natural. A mayor profundidad bajo la corteza terrestre, las temperaturas son más elevadas.

A menores temperaturas se forma petróleo y en los depósitos más profundos bajo la tierra se forma principalmente gas natural y en muchos casos metano puro; esto explica por qué generalmente el gas natural se asocia a los depósitos de petróleo que están a 1.5 a 4 kilómetros de profundidad por debajo de la corteza terrestre.

El gas natural se puede formar también por la transformación de la materia orgánica gracias a la acción de microorganismos. Este tipo de metano se denomina metano biogénico.

Los microorganismos producen el metano descomponiendo la materia orgánica. Estos microorganismos son comúnmente encontrados en áreas cerca de la superficie terrestre que no tienen oxígeno. Estos microorganismos también viven en los intestinos de la mayoría de los animales, incluyendo también los de seres humanos. La formación del metano biogénico ocurre generalmente cerca de la superficie de la tierra, y el metano producido se pierde generalmente en la atmósfera.

Sin embargo, en ciertas circunstancias, este metano puede ser atrapado bajo la tierra, por lo que es recuperable como gas natural. Un ejemplo de metano biogénico es el gas que emana de los rellenos sanitarios. Los desechos contenidos en los vertederos producen una cantidad relativamente grande de metano, por la descomposición de los materiales de desecho que contienen. Las nuevas tecnologías están permitiendo acumular y utilizar este gas como fuente alternativa de energía.

Otra tipo de formación de metano (y gas natural) es por medio de los procesos biogénicos. En lo profundo, debajo de la corteza de la tierra, existen gases ricos en hidrogeno y moléculas de carbono. Debido a que estos gases emergen gradualmente hacia la superficie de la tierra, pueden

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interactuar con los minerales que también existen subterráneamente, en ausencia de oxígeno. Esta interacción puede dar lugar a una reacción, formando elementos y compuestos que se encuentran en la atmósfera (incluyendo nitrógeno, oxígeno, dióxido de carbono, argón y agua). Si estos gases están bajo muy altas presiones mientras emergen hacia la superficie de la tierra, son capaces de formar depósitos de metano similares a los de metano termogénico.

DERIVADOS DEL GAS

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USO DEL GAS NATURAL

Por centenares de años, el gas natural se ha conocido como una sustancia muy útil. En China se descubrió hace mucho tiempo que la energía proveniente del gas natural podía ser utilizada para calentar el agua.

En los inicios de la industria del gas natural, este combustible fue utilizado principalmente para encender las luces de las calles y ocasionalmente de las casas. Sin embargo, con los adelantos de los actuales canales de distribución y con el avance de la tecnología, el gas natural se está utilizando de maneras nunca antes pensadas.

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Hay muchas aplicaciones diferentes para este combustible, lo que hace difícil proveer una exhaustiva lista con todos sus posibles usos. Pese a ello, algunos de los usos que se señalan a continuación, pueden ayudar a mostrar las utilidades que ofrece el gas natural :

RESIDENCIAL DOMESTICO

El gas natural es una de las formas más baratas de energía disponibles para el consumidor residencial. De hecho, el gas natural ha sido históricamente mucho más barato que la electricidad como fuente de energía.

Según la Asociación Americana del Gas (AGA), por medio del gas natural pueden calentarse 2 bañeras completas de agua por el mismo costo que tendría calentar solamente una tina llena de agua usando electricidad.

El gas natural, además de ser más barato para el consumidor residencial, ofrece variadas aplicaciones, entre las que destacan la entrega de calor y la cocción de alimentos.

Cocinar con gas natural puede proporcionar una serie de ventajas, tales como: control de la temperatura, ignición y limpieza fácil de quemadores, además del ahorro de aproximadamente la mitad del costo empleado en cocinar usando energía eléctrica.

Otra práctica aplicación del gas natural es su capacidad de acondicionar el aire, uso que fue descubierto en la década de los cuarenta.

Gracias a los nuevos adelantos en tecnología y mayor eficacia, el aire acondicionado de gas natural está experimentando un resurgimiento. Aunque las unidades de aire acondicionado a gas natural son inicialmente más costosas en comparación a una unidad eléctrica, las de gas natural son consideradas más eficientes y requieren de un menor mantenimiento.

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http://www.aga.org/


El uso residencial moderno de unidades de acondicionadores de aire ocupa cerca del 30 por ciento menos de energía que hace algunos años y tiene una vida útil prevista de 20 años con un reducido mantenimiento.

Algunos ejemplos de otras aplicaciones del gas natural incluyen las estufas, las secadoras de ropa, los calentadores de piscinas y jacuzzis, las chimeneas, los hornos, los calentadores de garaje y las luces a la intemperie.

Todas estas aplicaciones ofrecen una alternativa segura, eficiente y más económica que la electricidad y otras fuentes combustibles.

Casi el 70 por ciento de las nuevas viviendas en Estados Unidos utilizan el gas natural para la calefacción, dado que ya tienen la infraestructura de suministro de gas natural. Las mismas cañerías del gas natural que proveen el gas para un horno se pueden utilizar para proveer la energía para todas las aplicaciones enumeradas anteriormente, siendo la instalación simple y fácil.

Aunque el gas natural tiene muchos usos y puede suplir energía para un vasto número de aplicaciones residenciales, hay algunos requerimientos eléctricos en el hogar que no pueden ser satisfechos por el gas natural. Es el caso de un televisor, el mezclador o batidora, el microondas, etc. Estos probablemente nunca serán accionados directamente por el gas natural; requerirán de la electricidad. Sin embargo, el gas natural puede proporcionar la energía para estas aplicaciones en el hogar alimentando generadores eléctricos que produzcan esa energía, lo que se conoce como "generación distribuida" de electricidad. Se denomina así debido a que con el gas natural se puede generar la electricidad. Las baterías y los generadores de gas natural ofrecen al consumidor residencial la capacidad de desconectarse de su distribuidor local de electricidad y generar la energía suficiente para cubrir sus necesidades. Aunque esta tecnología está aún desarrollándose, es muy factible que se pueda popularizar su uso de manera confiable, eficiente y en un ambiente acorde con las necesidades eléctricas residenciales.

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INDUSTRIAL

Las aplicaciones industriales comunes de gas natural son muchas: estas incluyen las mismas aplicaciones encontradas en las áreas residenciales y comerciales - calefacción, aire acondicionado y cocina. El gas natural también se utiliza para el tratamiento de desperdicios e incineración, la fusión de metales (particularmente el hierro y acero), para secar y para deshumedecer, para la producción de cristal, el procesamiento de alimentos y como combustible de calderas industriales.

También se puede utilizar la energía del gas natural como materia prima para la fabricación de un gran número de químicos y otros productos, como plásticos, anticongelantes y telas. Los gases tales como el butano, etano, y propano que se pueden extraer del gas natural, se utilizan como base para fertilizantes y productos farmacéuticos.

El gas natural como materia prima es una pieza fundamental para producir metanol, el cual a su vez tiene muchas aplicaciones industriales. El gas natural se convierte en lo que se conoce como gas de síntesis, que es una mezcla de óxido de hidrógeno y de carbono formados en un proceso conocido como reforma del vapor. En este proceso, el gas natural es expuesto a un catalizador que causa la oxidación del gas natural cuando éste entra en contacto con el vapor. Este gas de síntesis, una vez formado, se puede utilizar para producir el metanol (o alcohol metílico), que se utiliza para producir sustancias tales como el formaldehído, el ácido acético, y MTBE (éter butílico terciario metílico) que se usa como aditivo para una gasolina más limpia. El metanol también se puede utilizar como fuente de combustible para las "celdas de combustible".

Además de estas aplicaciones, hay un número de usos industriales específicos e innovadores para el gas natural.

Los sistemas deshidratantes del gas natural, que se utilizan para deshumedecer, son cada vez más populares en las siguientes áreas: los plásticos, área farmacéutica, la industria de los caramelos y en las industrias de reciclaje. Además, los sistemas deshidratantes de gas natural para el secado del medioambiente permiten a los usuarios

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industriales regular más precisamente la cantidad de humedad en el aire, principalmente para darle una mayor consistencia y mejor calidad al producto.

Los sistemas de absorción de gas natural también se están utilizando extensivamente en la industria para calentar y refrescar el agua de una manera eficiente, económica y sana para el medio ambiente. Estos sistemas industriales de absorción son muy similares a los usados en áreas comerciales.

Unidades de calefacción infrarrojas. Las unidades de calefacción infrarrojas constituyen una forma innovadora y económica de usar gas natural en la industria. Son particularmente prácticas en la industria metalúrgica, en la que proveen una forma nueva de aumentar la eficiencia de procesos, en los que hace recubrimiento epóxico de superficies (powder- coatine). Los calentadores infrarrojos que utilizan gas natural calientan más eficiente y rápidamente los materiales usados en este proceso. El gas natural se combina con un panel de fibras de cerámica que contienen un catalizador de platino, desencadenando una reacción con oxígeno que aumenta dramáticamente la temperatura, sin siquiera producir llama. Usar el gas natural de este modo ha permitido que la industria aumente la rapidez de su proceso de fabricación. Además, proporciona una alternativa más económica a los calentadores eléctricos.

Calentadores de agua de contacto directo. La calefacción de agua de contacto directo se realiza a través de la energía generada por la combustión del gas natural transferida directamente de la llama al agua. Estos sistemas son increíblemente eficientes en la calefacción del agua. Los calentadores de agua industriales normales funcionan en un 60 a 70 por ciento en el rango del eficiencia energética. Sin embargo, los calentadores de agua de contacto directo pueden alcanzar una eficacia de hasta 99.7 por ciento. Obviamente, esto conduce a enormes ahorros de costos para industrias donde es esencial el agua caliente.

Calor y Energía combinados en la industria. Los clientes industriales pueden obtener grandes beneficios de operar sistemas de cogeneración, en alguna de sus dos versiones: - Generación de calor y energía eléctrica (o "C P según sus

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siglas en inglés, la aplicación más común de la cogeneración) y - Generación de calor, frío y energía eléctrica (o "COHP", según sus siglas en inglés), de manera similar a aquellos que se usan en aplicaciones comerciales.

El exceso de vapor y calor producido en los procesos de cogeneración se pueden utilizar para satisfacer otros usos industriales, incluyendo la calefacción de espacios, la calefacción de agua y el accionar de las calderas industriales. Dado que la industria usa grandes cantidades de energía y particularmente consume electricidad, el uso de una alternativa de gas natural puede ahorrarle grandes cantidades de dinero. El sector industrial también valora el que este combustible alternativo ayude a cumplir con exigentes regulaciones medioambientales, reduciendo sus emisiones contaminantes.

Encendido industrial. Las tecnologías de encendido de gas natural también están ayudando a aumentar la eficienciaa de la energía industrial y reduciendo las emisiones atmosféricas dañinas.

Co-encender es el proceso en que se usa el gas natural como un combustible complementario en la combustión junto a otros combustibles, como carbón, madera, y energía proveniente de la biomasa. Por ejemplo, en la industria tradicional que usa calderas a leña, se quemaría simplemente madera para generar la energía. Sin embargo, en este tipo de caldera, se pierde una cantidad significativa de energía. El gas natural agregado a la mezcla de la combustión puede tener un efecto de ahorro energético. Además, emite menos substancias dañinas al aire que un combustible como la madera.

Además, la operación de una caldera, incluyendo una mayor eficacia en el uso de su energía, puede mejorarse complementando otros combustibles con el gas natural. Por ejemplo, en calderas de madera combustible, el agregar gas natural facilita una combustión más rápida y completa. Este tipo de encendido también puede usarse en la generación de electricidad en una planta generadora de energía.

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El gas natural tiene usos innumerables en la industria y están desarrollándose nuevas aplicaciones todos los días. El gas natural es, así, una fuente limpia y eficiente de energía.

COMERCIAL

Los usos comerciales del gas natural son muy similares a los usos residenciales. El sector comercial incluye el sector público y las empresas privadas, como los edificios de oficinas, escuelas, iglesias, hoteles, restaurantes y los edificios gubernamentales.

Los usos principales del gas natural en este sector incluyen calefacción de espacios, la calefacción de agua y aire acondicionado. Para los restaurantes y otros establecimientos que requieren cocinar alimentos, el gas natural es una muy buena opción para cumplir con estas necesidades.

Es un combustible sumamente eficaz y barato para calentar todo tipo de edificios comerciales. Aunque mayoritariamente se usa para el calentamiento de espacios y de agua en el ámbito comercial existen otras posibilidades de uso. Las áreas de mayor crecimiento serán las de enfriamiento y la preparación de alimentos.

Hay tres tipos de procesos a gas natural que manejan el enfriamiento de ambientes. El primero de ellos se hace a través de un motor a gas natural, en lugar de un motor eléctrico, que maneja un compresor. Con este sistema, el calor que emana del motor a gas puede ser utilizado para aplicaciones caloríficas, incrementando la eficiencia de la energía.

El segundo es un dispositivo refrescante que se basa en la absorción que proporciona el aire frío por la evaporación de un refrigerante como agua o amoníaco. Estos dispositivos son los que mejor satisfacen las necesidades de enfriamiento de grandes edificios, como torres de oficinas y centros comerciales.

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El tercer tipo de sistema de enfriamiento en el ámbito comercial consiste en un sistema deshidratante que refresca reduciendo la humedad del aire. Enfriar el aire seco requiere menos energía que enfriar el aire húmedo.

Otra área de potencial crecimiento en el uso comercial del gas natural es la de la industria de servicios alimenticios o preparación de comida. El gas natural es una opción excelente para los requerimientos de esta industria, al ser una fuente de energía flexible, que puede suministrar a estos establecimientos aparatos que cocinen los alimentos de muchas maneras diferentes.

El gas natural también es una opción barata, eficaz para los establecimientos comerciales de preparación de comida en forma masiva. Los restaurantes no tradicionales que utilizan artefactos de cocina compactos y multifuncionales en locales más pequeños, como aquéllos de los centros comerciales y aeropuertos, están extendiendo también el uso comercial del gas natural. En ellos se puede integrar un sartén a gas, una plancha, hornos y áreas de almacenamiento calientes y frías, o sea, múltiples opciones en áreas relativamente pequeñas.

El gran número de avances tecnológicos ha permitido usar el gas natural para aumentar la eficiencia de la energía dentro del ámbito comercial. Es así como muchos edificios de gran consumo de electricidad tienen generadores propios. Artefactos como motores, turbinas y células de combustible o baterías, obtienen su energía del gas natural para generar electricidad. Estas aplicaciones de la generación distribuida de electricidad ofrecen más independencia a los establecimientos comerciales por la facilidad de control del suministro energético.

Otra innovación tecnológica es la combinación de la energía y poder calorífico y la combinación de sistemas de enfriamiento y suministro de energía. Estos sistemas integrados se usan en el ámbito comercial para aumentar la eficiencia energética. Éstos integran sistemas que pueden usar energía que normalmente se perdería. Por ejemplo, el calor que emana de los generadores de electricidad a gas natural, puede ser aprovechado para calentar un espacio, o para calentar agua o para las calderas comerciales.

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CONSUMO Y PRODUCCION DEL GAS NATURAL

El gas natural, es la fuente de energía primaria de más rápido crecimiento en los años recientes, con 4.7 trillones de m3 en 1997 y su proyección, se estima en más del doble para el período entre 1997 al 2020. En cuanto a su participación en el total de consumo de energía, se estima crecerá desde un 22% en 1997 a un 29% en 2020.

Su mayor incremento ha sido en la generación de electricidad. Las turbinas de gas de ciclo combinado en las plantas de generación, ofrecen algunos de las más altas eficiencias económicas disponibles y además el gas natural es ambientalmente atractivo pues emite menos dióxido de sulfuro, dióxido de carbono, y participado que el petróleo y el carbón. En los países industrializados dadas estas ventajas económicas y ambientales la proyección de crecimiento en su consumo, es la más alta entre los combustibles tradicionales. Para los países en desarrollo se espera que el gas natural, se utilice para la generación eléctrica y otros usos tales como gas de ciudad y combustible para la industria.

Consumo mundial de gas natural,

historia y proyecciones en trillones de pies

cúbicos.

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NORTE AMÉRICA

Para Estados Unidos y Canadá, se estima un crecimiento en el consumo de gas natural de 1.6% anual entre 1997 y 2020 y un 2.4% para México. Lo anterior debido principalmente a su uso para generar electricidad. En Estados Unidos, cerca del 90% de la nueva capacidad para la generación, entre 1997 y el 2020 será por ciclo combinado y/o combustión de gas natural en turbinas.

En 1998, aproximadamente, el 55% de la producción canadiense fue exportada a Estados Unidos. Se están haciendo importantes inversiones en infraestructuras, entre los dos países para satisfacerla demanda estadounidense.

Para México, se estima un aumento en la demanda del 9.2% anual entre 1998 y 2007, estando el mayor porcentaje en la demanda para generación eléctrica, pero también se espera un crecimiento en el uso de gas natural en la manufactura y las plantas de ensamblado localizadas cerca de la frontera con Estados Unidos.

EUROPA

Las reservas de gas europeas están principalmente en Holanda, Noruega y el Reino Unido. La producción en esos países corrientemente sobrepasa la producción de otras regiones, con reservas más grandes como el Oriente Medio. Pero cerca de un tercio de la demanda de gas europea es satisfecha por gaseoductos desde la ex Unión Soviética y Algeria.

Los recientes incrementos en la demanda reflejan el aumento del uso del gas natural para la generación eléctrica y para el sector industrial. Las inversiones europeas en infraestructura en 1998 incluyen la construcción de cuatro nuevos gaseoductos para transportar el gas natural desde el norte de Africa.

En Europa del Este el consumo de gas natural ha tenido una continua declinación. La Federación Rusa continua dominando el comercio mundial de gas natural exportando 0.1 trillones de m3 al resto de Europa.

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SUD AMÉRICA Y AMÉRICA CENTRAL

Los mercados en América Central y América del Sur, son pequeños en términos de los volúmenes totales manejados, pero continúan mostrando crecimiento; entre los años 1990 y 1997, el consumo de gas de la región creció un promedio de más de un 5% anual. Las reservas estimadas, en la región, son menos del 5% de las reservas globales de gas, pero aún existen grandes porcentajes de territorio sin explorar, existiendo prometedores avances en los descubrimientos y tecnologías de explotación.

La producción y consumo de gas natural en la región fueron alrededor de 0.08 trillones de m3 en 1998. En 1999, el comercio de gas natural se extendió fuera de la región con la exportación desde Trinidad y Tobago. Hasta ese año el único gaseoducto internacional en la región, operaba desde Bolivia a Argentina y desde Argentina a Chile.

Según estimaciones el uso de gas en la región, promovido por la construcción de nuevos gaseoductos, crecerá a 0.4 trillones de m3 para el 2020, con un promedio anual de crecimiento del 5.7%.

En Sur América el más importante mercado para el gas natural es Brasil, con un estimado de crecimiento en su demanda de 0.006 trillones de m3 en 1997 a 0.07 m3 en el 2020. Por otro lado se han producido importantes descubrimientos en Bolivia, pero problemas económicos y políticos han retrasado su explotación.

El gaseoducto GasAtacama comenzó a operar a mediados de 1999, enviando gas desde Argentina a Chile. Este fue construido por CMS Energy y Endesa para la generación de electricidad.

ASIA

Para los países industrializados del continente, se espera que el consumo de gas natural crezca de 0.09 trillones de m3

en 1997 a 0.14 m3 en el 2020. Según las estimaciones el principal consumidor seguirá siendo Japón, aún más dado que en Septiembre de 1999 ocurrió un grave accidente

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relacionado con la energía nuclear, para la generación de electricidad, donde el principal competidor es el gas natural.

Geográficamente cercano está Australia, que es un importante exportador de gas para la zona, desde el Norte del país. Se espera que su consumo interno crezca en los próximos años.

Para los países en desarrollo, existen grandes expectativas con lo que ocurrirá con los dos más grandes países de la región China e India, los que actualmente tienen muy bajos porcentajes de uso del gas. En países como Singapur, se han hecho importantes inversiones en infraestructura para transportar el gas desde Indonesia.

MEDIO ORIENTE

Considerada como una región el Medio Oriente tiene la segunda mayor reserva de gas natural después de la ex Unión Soviética, las que están estimadas en 49.5 trillones de m3. Así la región es un fuerte productor y exportador, pues su consumo interno es bastante bajo, esperándose un aumento desde 0.16 m3 a 0.32 m3 entre los años 1997 y 2020.

AFRICA

Las reservas en el continente equivalen a un 8% del stock mundial. Actualmente más del 80% de su producción es en Argelia y Egipto, lugares donde también se concentra el mayor consumo. El bajo crecimiento en éste refleja la falta de crecimiento económico como resultado de la inestabilidad política de región.

Se estima que el crecimiento en el consumo será muy lento, desde 0.05 m3 a 0.08 m3 entre 1997 y 2020. Los planes para exportar gas desde Nigeria a Ghana, han tenido progresos aunque lentos

¿QUE HACEMOS CON LA PRODUCCION DE GAS NATURAL EN BOLIVIA?

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¿CUANTO GAS HAY EN EL MUNDO Y BOLIVIA?

RESERVAS MUNDIALES.

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Las reservas mundiales de gas natural han aumentado en más del doble en los últimos 20 años (por descubrimientos geográficos y desarrollos tecnológicos), sobrepasando el crecimiento del 62% en las reservas de petróleo, en el mismo periodo. Según Oil & Gas Journal, las reservas mundiales de gas natural eran de 145.7 trillones de m3. En estos 20 años, las reservas estimadas han crecido rápidamente en la Ex Unión Soviética, y en los países en desarrollo del Medio Oriente, América Central y América del Sur, y en el área pacífica de Asia. En 1999, las reservas crecieron en 1.05 trillones de m3, debido a descubrimientos en la región Pacífica de Asia, y en Africa, especialmente en Algeria y Egipto.

PaísReservas

(Trillones de m3)

Porcentaje mundial.

Mundial 5.451 100.0

Países con reservas mayores.

129.5 88.8

Federación Rusa.

48.1 33.0

Irán 22.9 15.8

Katar 8.5 5.8

Emiratos Arabes Unidos

6.0 4.1

Arabia Saudita. 5.8 4.0

Estados Unidos. 4.6 3.2

Algeria 4.5 3.1

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Venezuela 4.0 2.8

Nigeria 3.5 2.4

Iraq 3.1 2.1

Turkmenistán 2.8 2.0

Malasia 2.3 1.6

Indonesia 2.0 1.4

Uzbekistan 1.9 1.3

Kazakhstan 1.8 1.3

Canadá 1.7 1.2

Holanda 1.7 1.2

Kuwait 1.5 1.0

China 1.4 0.9

México 0.85 0.6

Resto del mundo

16.3 11.0

Fuente:" Oil & Gas Journal, Vol. 97, No. 51.

En términos regionales, las reservas mundiales de gas están más ampliamente distribuidas que las reservas de petróleo. El Medio Oriente, que tiene cerca del 65% de las reservas mundiales de petróleo, cuenta con sólo el 34% de las reservas de gas. Así, algunas regiones con reservas limitadas de crudo cuentan con grandes reservas de gas.

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La ex Unión Soviética, en particular, cuenta con alrededor del 6% de las reservas mundiales de petróleo, pero tiene alrededor del 40% de las reservas probadas de gas, estando la mayor parte (33%), en la Federación Rusa. Las reservas rusas son las más grandes en el mundo, más del doble, del que la sigue, Irán. Incluso dentro del Medio Oriente las reservas de gas están más ampliamente distribuidas que las de petróleo, donde Katar, Iraq, Arabia Saudita y Los Emiratos Arabes Unidos, cuentan con volúmenes importantes de gas.

Las tasas Reserva/Producción (R/P), exceden los 100 años en el Medio Oriente y Africa. Para la ex Unión Soviética la tasa es de 83.4 años, y para Centro y Sud América de 71.5 años. Norte América y Europa tienen tasas más bajas, con 11.4 años y 18.3 años respectivamente. La tasa R/P del gas natural en el mundo es de 63.4 años, superior a la del petróleo de 41 años.

TCF %

MUNDO 5.451 100 %

BOLIVIA* 24 0.44 %

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NUESTRO GAS TAN SOLO OCUPA EL 0.4% DE LAS RESERVAS MUNDIALES, PERO ES IMPORTANTE.

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RUSIA 1680,0

IRAN 812.3

ARGELIA159,7

BOLIVIABOLIVIA24,024,0

EEUU177,4

HOLANDA62,5

INDONESIA92,5


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TCF Año 2006

7%

3%

33%

40%

8%

5% 4%

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

FederacionRusa

Iran Qatar Arabia Sau Emiratos Argelia Venezuela Nigeria Indonesia Malasya Bolivia

Existen 20 paises no incluidos en este cuadro, con tanto o más gas que Bolivia

TCF30%

14,8%

9,2%

4,1% 3,9%2,9% 2,7%

2,3% 1,7% 1,4%0,4%


BOLIVIA

Disminuyen reservas de gas Bolivia a 52,3 billones pies cúbicos. Las reservas probadas y probables de gas de Bolivia, que fueron calculadas el año pasado en 54,9 billones de pies cúbicos, fueron revisadas hoy a la baja hasta los 52,3 billones de pies cúbicos, según un informe oficial.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) explica que la variación del 4,74 por ciento se explica por los resultados negativos en la exploración del campo Itaú-X3, del departamento de Tarija y controlado por la empresa franco belga Total Fina Elf.

Las reservas probadas de gas de Bolivia están en 27,6 billones de pies cúbicos y las probables en 24,7 billones, lo que suma los 52,3 billones que hacen de este país la segunda reserva de ese energético más importante de Suramérica, después de Venezuela (147 billones de pies cúbicos).

Según YPFB, adicionalmente se ha calculado que las "reservas posibles" están en 24,1 billones de pies cúbicos, que junto a la anterior cifra dan un potencial de 76,4 billones de pies cúbicos del hidrocarburo.La certificación de las tres categorías de reservas fue realizada por la empresa DeGolyer & MacNaughton sobre 77 yacimientos de gas y petróleo, de los que 41 están en producción y otros 36 en reserva.

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La consultora también estableció que las reservas probadas y probables de petróleo se sitúan en 908 millones barriles, un 5,04 por ciento menos que el cálculo realizado el año pasado, cuando la cifra era de 976 millones barriles.Esta baja también se explica por el resultado negativo de la exploración en el campo Itaú.

El informe difundido por YPFB establece además que las "reservas posibles" de petróleo pueden alcanzar a 437 millones de barriles, con lo cual la cifra global alcanzaría a 1.336 millones de barriles.Las reservas de gas y petróleo de Bolivia son explotados por un grupo de empresas trasnacionales entre las que están, además de Total Fina Elf, Repsol YPF, Petrobras, British Gas y British Petroleum.

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LOS MEGACAMPOS EN BOLIVIA

De acuerdo a un informe de la OLADE, Bolivia cuenta con una superficie potencialmente hidrocarburífera de aproximadamente 450.000 km2 que equivale al 42% de su territorio. De esta superficie se ha explorado aproximadamente un 20%. Dicha área se encuentra dividida en ocho provincias geológicas, como se muestra en el siguiente mapa, extraído del mismo informe: Madre de Dios, Beni, Subandino Norte, Subandino Sur, Pie de Monte, Chaco, Altiplano y Pantanal. Los primeros yacimientos importantes de gas natural de Bolivia fueron descubiertos en el Departamento de Santa Cruz a partir de 1960.

La actividad se concentró históricamente en las provincias del Subandino Sur y de Pie de Monte, zonas consideradas tradicionales. Como sostuve anteriormente, gran parte de los importantes yacimientos de Bolivia fueron descubiertos en la segunda mitad de la década del noventa, más específicamente entre 1997 y 2000, momento en el cual, tras la capitalización del sector hidrocarburífero nacional, se inició una intensa actividad exploratoria. Los principales yacimientos fueron hallados en el Departamento de Tarija, al sur de Bolivia, en campos explorados previamente por YPFB.

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En 1998, fue descubierto el campo Margarita donde opera la empresa Maxus Bolivia. La reserva con la que cuenta el yacimiento se estima en 141500 MMm3. Al año siguiente, las reservas se incrementaron nuevamente con dos importantes descubrimientos realizados por la empresa Petrobras: los campos de San Alberto y San Antonio, que suman unos 220870 MMm3.

Finalmente, también en 1999, la empresa Total Exploration Production Bolivie confirmó un volumen de reservas probadas de 85000 MMm3, en el campo Itaú, en el Departamento de Tarija. En base a informes oficiales de YPFB, puede afirmarse que estos descubrimientos produjeron un incremento de las reservas probadas de gas natural del 665% entre 1997 y 2003. De acuerdo a datos de año 2003 del Ministerio de Minería e Hidrocarburos, el 87.1% de las reservas de gas natural se encuentran en el departamento de Tarija, es decir, 695.180 millones de metros cúbicos aproximadamente. Santa Cruz, por su parte, aloja el 9.6% de las reservas con un volumen de 80.986,62 millones de metros cúbicos; Cochabamba un 2.1%, con 20.388,24 MMm3 y Chuquisaca un 1.2%, con 14.724,84 MMm3.

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En el siguiente gráfico se muestra el notable crecimiento de las reservas de gas producido en Bolivia en la segunda mitad de la década del noventa, así como los volúmenes absolutos probados y el ligero decrecimiento que tuvo lugar de 2003 a 2004. De esta forma las reservas se ubicarían actualmente en el orden de los 781.500 millones de metros cúbicos. Cabe destacar además que, de acuerdo al informe de la OLADE al que hice referencia anteriormente Bolivia, siendo poseedora de la segunda reserva de gas natural más importante de Sudamérica, tiene el mayor volumen de gas no asociado de la región.

De los 82 contratos de riesgo compartido en ejecución en la actualidad, 38 de ellos son de exploración. En los mismos participan las siguientes empresas: BG Exploration & Production Ltd., BHP Boliviana de Petróleo Inc., Bolipetro S.A., Don Wong Corporation Bolivia, Elf Petroleum Bolivia B.V., Empresa Andina S.A., Empresa Chaco S.A., EPEC Ventures Bolivia Corporation, Exxon Bolivia Tuichi Ltd., Maxus Bolivia,

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Área de trabajo actual es solo el

4% de todo el territorio nacional.

Los 4 mega pozos:Margarita Sabalo San Alberto Itau

Área sombreada tiene el potencial de tener gas natural y otros hidrocarburos


Mobil Boliviana de Petróleos Inc., Petrobras Bolivia S.A., Petrolera Argentina San Jorge S.A., Pluspetrol Bolivia Corporation, Repsol Exploración Securé S.A., Tecpetrol de Bolivia S.A., Tesoro Bolivia Petroleum Company, Total Exploration Production Bolivia, Unión Texas de Bolivia Ltd. y Vintage Petroleum Boliviana Ltd (84).

De acuerdo a datos del Ministerio de Hidrocarburos y Minas de Bolivia las reservas certificadas (probadas y probables) se dividían entre las empresas, al 1 de enero de 2003, de la siguiente forma:

- Andina S.A. (Repsol YPF): 25.7%

- British Gas Exploration & Production: 14.9%

- Petrobras: 14.5%

- Total (ex TotalFinaElf): 14%.

- Maxus Bolivia Inc.-Repsol YPF: 9.4%

- Exxon Mobil: 6.4%

- Panamerican Energy: 6.4%

- Chaco S.A. (BP): 4%

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- Otras empresas: 4.6%

Sin embargo, es importante completar este cuadro de la distribución de reservas por empresa teniendo en cuenta que Maxus Bolivia Inc. está controlada en un 100% de su capital accionario por Repsol YPF, junto al 50% de Andina S.A., y que la empresa Chaco S.A. está controlada por British Petroleum.

LA EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN GASÍFERA

Como ha podido verse, Bolivia ha tenido tradicionalmente un bajo nivel productivo, que aún habiendo experimentado un aumento a partir del año 2000, en 2003 representaba solamente el 4.46% del total regional. Esta situación contrasta notablemente con el caso de países como Trinidad y Tobago que, como lo reflejan los gráficos del Anexo I, a partir del crecimiento de sus reservas gasíferas da cuenta de casi el 35% del incremento productivo producido entre 1993 y 2003.

Este bajo nivel productivo responde en parte al reducido tamaño de su mercado interno, que en la actualidad a falta de políticas públicas sectoriales aún presenta poca potencialidad de crecimiento. Esta situación da lugar a que la mayor parte de la producción boliviana de gas natural se destine a los mercados de exportación, en particular Brasil. Como lo demuestran datos del SIEE, YPFB e INE (Instituto Nacional de Estadística), entre los años 1990 y 2002 sólo un promedio del 27% de la producción gasífera de Bolivia fue destinada al mercado interno, con considerables variaciones. Puede observarse una fuerte disminución a partir de la segunda mitad de la década del noventa de un 51% en 1999 a 18 y 19% en 2001 y 2002, respectivamente. Por otra parte, el crecimiento productivo, en especial en los últimos cinco años, ha estado asociado al aumento de las exportaciones a Brasil y en menor medida a Argentina, como se observa en el gráfico 3.

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Como indica el informe de la OLADE al que hice referencia anteriormente, en Bolivia, desde el inicio de las exportaciones de gas a Argentina en 1972, la capacidad de producción del gas natural fue superior tanto a los requerimientos de la demanda interna como de la externa debido a la necesidad de producir hidrocarburos líquidos para abastecer las refinerías de petróleo. En virtud de esta situación fue posible, durante un tiempo aumentar la exportación del gas sin un incremento de inversiones en campos de producción.

De los 82 contratos de riesgo compartido a los que hice referencia en el apartado anterior, 44 son contratos de explotación. Algunas de las empresas que operan en esta fase de la cadena productiva hidrocarburífera son las siguientes: BG Bolivia Corporation, BHP Boliviana de Petróleo Inc., Canadian Energy Enterprises, Don Wong Corporation Bolivia, Empresa Andina S.A., Empresa Chaco S.A., Maxus Bolivia Inc., Petrobras S.A., Pluspetrol Bolivia Corporation y Vintage Petroleum Boliviana Ltd.. Una vez más destaco que las empresas Maxus Bolivia y Pluspetrol Bolivia están controladas en un 100% por Repsol YPF, junto con el 50% del capital accionario de Andina S.A. En 1997, 1998 y 2000, se suscribieron tres, dos y un contrato respectivamente.

De la observación de los volúmenes de producción en Bolivia, de 1993 a 2003, puede notarse que la misma experimentó una disminución hasta el año 1999, llegando a

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un 17% de 1998 a 1999. A partir del año 2000 comienza a crecer significativamente con incrementos del 40% de 1999 a 2000 y de 46% de 2000 a 2001, para luego desacelerar esta evolución positiva en los últimos años. El decrecimiento producido en los primeros años del período de referencia puede atribuirse a la incertidumbre generada por el proceso de capitalización del sector hidrocarburífero y al hecho de que la inversión extranjera inicial estuvo altamente volcada a actividades de exploración como lo demuestran los importantes descubrimientos realizados en 1999. De acuerdo a datos del BP Statistical Review of World Energy 2004, la producción anual en 2003 se ubicaba en el orden de 5.2 billones de metros cúbicos.

EMPRESAS ENCARGADAS DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL (ANTES Y

AHORA)

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La empresa Andina S.A.M. fue capitalizada por tres empresas de origen argentino que luego fueron adquiridas por la empresa española REPSOL YPF S.A.: YPF (20,25%), Pérez Companc (20,25%) y Pluspetrol (9.5%). Las mismas se comprometieron a realizar inversiones que ascenderían a U$S 264.77 millones en un plazo máximo de 8 años. Posteriormente, REPSOL-YPF pasa a controlar en un 100% tanto a YPF como a Pluspetrol y adquiere la participación de Pérez Companc, con lo cual se convierte en la propietaria del 50% de las acciones de Andina S.A.M., quedando el 50% restante bajo la gestión de las Administradoras de Fondos de Pensión.

Chaco S.A.M, fue capitalizada por Amocco Bolivia (30%) y por Bridas (20%), empresa luego adquirida por British Petroleum, con un compromiso de inversión de U$S 306.6 millones, a realizarse en un período de ocho años.

Posteriormente se realiza la capitalización de Transredes S.A.M. que, como afirmaba anteriormente, tendría injerencia en las actividades de transporte de hidrocarburos y distribución de gas natural por redes. Esta empresa fue capitalizada por un consorcio compuesto por ENRON (25%) - Shell (25%) también 1996, por un monto de U$S 263.5 millones de dólares. Cabe destacar que estas dos empresas cuentan actualmente con una importante participación en el gasoducto Bolivia-Brasil como se verá posteriormente.

En 1997 se inicia el proceso de privatización de las dos refinerías y las dos redes de poliductos con las que contaba la empresa estatal: la Refinería Gualberto Villlarroel, la Refinería Guillermo Elder Bell, el Poliducto Palmasola-Viru-Viru y el Poliducto -Refinería Villarroel-Aeropuerto, que fueron vendidas como una sola unidad económica, la Empresa Boliviana de Refinación, al único postor, el consorcio Petrobras (70%) - Pérez Companc (30%) por un monto de U$S102 millones. Con la adquisición del 100% de las acciones de Pecom por parte de Petrobras, esta última empresa controla al presente totalmente la Empresa Boliviana de Refinación.

De esta forma puede observarse como se produjo una afluencia de inversión extranjera directa sólo con motivo de la capitalización de YPFB que llegó a casi 937 millones de

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dólares en el período de ocho años que se extienden a partir del inicio de este proceso de capitalización y privatización.

Estas inversiones se vieron incrementadas simultáneamente, en primer lugar, por el incremento de las actividades de exploración que permitió el notable aumento de las reservas probadas certificadas de Bolivia a fines de la década de 1990, y posteriormente con los proyectos de exportación desarrollados, en especial la construcción del gasoducto a Brasil, que constituye hasta el momento uno de las obras de infraestructuras más importantes del subcontinente.

Luego de la capitalización de YPFB tiene lugar entre los años 1997 y 1999 la conversión de los antiguos contratos de asociación y operación, por los nuevos contratos de riesgo compartido que YPFB, de acuerdo a lo establecido por la Ley Nº 1689, subscribe a nombre del Estado boliviano con las empresas adjudicatarias de los campos en licitación para la exploración y explotación de hidrocarburos.

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Los modalidades de contrato establecidas por la Ley Nº 1194, a diferencia los contratos de riesgo compartido previstos en la Ley Nº 1689 y normados también en la Ley Nº 1182 de Inversiones entre sus artículos 16 a 19. presentan las siguientes características diferenciadoras. Las empresas que hubieran suscripto un contrato de operación debían realizar las operaciones de exploración y explotación a su propia cuenta y riesgo, debiendo aportar la totalidad de los capitales, instalaciones, equipos y materiales. Al contratista se le reconocía derecho exclusivo de las actividades de exploración realizadas a nombre y en representación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. Una vez finalizada la exploración, el Contratista debía seleccionar una determinada área para la explotación y, ya iniciada la producción tenía la obligación de entrega en propiedad a YPFB la totalidad de los hidrocarburos producidos, con derecho a una retribución establecida en el contrato.

Los contratos de asociación también afectan a las fases de Exploración y Explotación de hidrocarburos. Esta modalidad prevé que YPFB pueda ejercer su opción a asociarse con los mismos derechos y deberes que el contratista si se produce algún descubrimiento considerado comercial, en cuyo caso deberá reembolsar a la empresa contratista la cuota parte de los costos directos de exploración. YPFB también podrá celebrar contratos de asociación para la ejecución de las fases de refinación, industrialización y comercialización.

La Ley de Hidrocarburos todavía vigente establece, en primer lugar, que para la participación en actividades de exploración, explotación y comercialización deberá necesariamente suscribir contratos de riesgo compartido por un tiempo determinado con personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras. Mientras la Ley establece la extensión de tiempo máxima de un contrato y la superficie máxima sobre la que puede realizarse la exploración y explotación del recurso no se delimita el número máximo de contratos de riesgo compartido que puede suscribir una misma empresa. Por otra parte, las empresas que con las que se asocie YPFB tendrán el derecho de explorar, explotar y comercializar libremente los recursos, con la excepción de aquellos volúmenes requeridos para la satisfacción de la

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demanda interna de gas natural y para el cumplimiento de los contratos de exportación que hubiera suscripto YPFB con anterioridad a la vigencia de la Ley.

Campodónico indica en un informe elaborado en 2004 que las empresas debieron establecer compromisos de inversión para poder llevar a cabo la conversión de los contratos. De acuerdo a los datos consignados por el autor, los montos comprometidos ascendieron a 56.8 millones de dólares entre 1997 y 1999.

Once contratos de operación o asociación en exploración fueron convertidos a la modalidad de riesgo compartido. Los operadores de esos contratos eran Maxus Bolivia Inc. en cuatro contratos, Petrobras en dos, Dong Wong Corporation Bolivia, Repsol Exploration Sécure S.A., Tesoro Bolivia Petroleum Company, Total Exploration Production Bolivie y Vintage Petroleum Boliviana Ltd. con un contrato cada uno.

Además otros ocho contratos de operación o asociación en explotación fueron convertidos a la modalidad prevista por la Ley Nº 1689, siendo los operadores: British Gas Bolivia Corporation y Vintage Petroleum Boliviana Ltd. con dos contratos cada uno, Maxus Bolivia Inc., Don Wong Corporation, Pérez Companc S.A. y Pluspetrol Bolivia Corporation con un contrato.

Con el proceso de capitalización fueron suscriptos siete contratos de riesgo compartido de explotación: siete con Andina S.A. y cinco con Chaco S.A., y catorce contratos de explotación: siete con Andina S.A. y siete con Chaco S.A. De los 82 contratos de riesgo compartido vigentes en la actualidad 38 son contratos de exploración y los restantes 44 de explotación.

Las actividades de downstream merecen algunas consideraciones por separado y serán desarrolladas también en el capítulo siguiente. Como comentaba anteriormente, la desestructuración vertical de YPFB dio lugar a la creación de la Empresa Transporte de Hidrocarburos S.A. o Transredes que, tras el proceso de capitalización en el cual adquirieron el 50% de las acciones el consorcio conformado por Enron y Shell, se haría cargo del transporte de hidrocarburos y la distribución del gas natural por redes.

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A pesar del limitado acceso de los ciudadanos bolivianos a las redes de distribución del gas natural el país cuenta con un mapa de gasoductos troncales que llega a los 3676 km.

PASOS DE LA CADENA DE PRODUCCION DE GAS

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EXPLORACION

La práctica de localizar el gas natural y se han transformado los depósitos de petróleo dramáticamente en los últimos 15 años con el advenimiento de tecnología sumamente avanzada, ingeniosa. En los días tempranos de la industria, la única manera de localizar petróleo subterráneo y los depósitos de gas naturales era buscar evidencia de la superficie de estas formaciones subterráneas. Esos buscando los depósitos de gas naturales fueron obligados a fregar la tierra, mientras buscando filtraciones de aceite o gas emitieron del subsuelo antes de que ellos tuvieran cualquier pista que había depósitos debajo. Sin embargo, porque tal una proporción baja de petróleo y el gas natural realmente deposita rezúmese a la superficie, esto constituyó un proceso de exploración muy ineficaz y difícil. Como la demanda para la energía de combustible de fósil ha aumentado dramáticamente durante los últimos años, para que tiene la necesidad por los métodos más exactos de localizar estos

depósitos.

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La Exploración sísmicaBraveó en el Artico

La tecnología ha permitido un aumento increíble en la proporción de éxito de localizar los depósitos de gas naturales. En esta sección, se perfilará cómo geólogos y geofísico usan la tecnología, y conocimiento de las propiedades de depósitos de gas naturales subterráneos, para recoger datos que pueden interpretarse después y hacían las suposiciones educadas acerca de dónde los depósitos de gas naturales existen. Sin embargo, debe recordarse que el proceso de explorar para el gas natural y los depósitos de petróleo son corrientes con la incertidumbre y ensayo-y-error, absolutamente debido a la complejidad de buscar algo que es a menudo miles de pies debajo de la tierra. LOS ESTUDIOS GEOLÓGICOS

La exploración para el gas natural empieza típicamente con geólogos que examinan la estructura de la superficie de la tierra, y determinando áreas dónde probablemente es el geologically ese petróleo o los depósitos de gas podrían existir. Se descubrió en el medio 1800 que las cuestas del anticlinal tenían una oportunidad particularmente aumentada de contener petróleo o depósitos de gas. Estas cuestas del anticlinal son áreas dónde la tierra ha plegado a en sí mismo, mientras formando la forma del domo que es característico de un gran número de depósitos. Para aprender más sobre la formación y entrampando de gas natural bajo la tierra, haga clic aquí.

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La Geología de la superficie

Inspeccionando y trazando la superficie y características de la subalterno-superficie de una cierta área, el geólogo puede extrapolar qué áreas el más probablemente son contener un petróleo o el depósito de gas natural. El geólogo tiene muchas herramientas a su disposición hacer para que, del outcroppings de piedras en la superficie o en los valles y gargantas, a la información geológica lograda de las cortes de la piedra y muestras obtenidas del excavar de regueras de la irrigación, pozos, y otro aceite y pozos de gas. Esta información es que todos combinaron para permitirle al geólogo hacer las inferencias debajo acerca del volumen fluido, porosidad, permeabilidad, edad, y sucesión de la formación de las piedras la superficie de una área particular. Por ejemplo, en el cuadro mostrado, un geólogo puede estudiar el outcroppings de piedra para ganar la visión en la geología de las áreas del subsurface.

Una vez el geólogo ha determinado una área dónde es el geologically posible para un gas natural o formación de petróleo existir, pueden realizarse las pruebas extensas para ganar los datos más detallados sobre el área del depósito potencial. Estas pruebas permiten la cartografía más exacta de formaciones subterráneas, el más notablemente esas formaciones que son normalmente asociado con el gas natural y depósitos de petróleo. Estas pruebas normalmente se realizan por geofísico, uno que usa la tecnología para encontrar y trazar las formaciones de la piedra subterráneas.

LA EXPLORACIÓN SÍSMICA

Discutiblemente el descubrimiento más grande en el petróleo y la exploración de gas natural pasó por el uso de sismología básica. La sismología se refiere al estudio de cómo la energía, en el formulario de olas sísmicas, los movimientos a través de la corteza de la Tierra y actúa recíprocamente diferentemente con los varios tipos de formaciones

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subterráneas. En 1855, L. Palmiere desarrolló el primero 'el sismógrafo', un instrumento descubría y grababa los terremotos. Este dispositivo pudo recoger y grabar las vibraciones de la tierra que ocurre durante un terremoto. Sin embargo, no era hasta las 1921 que esta tecnología se aplicó a la industria de petróleo y se ayudó localice subterráneo engrase las formaciones.

Un Sismógrafo Geophones poniendo

El concepto básico de sismología es bastante simple.

Cuando la corteza de la Tierra está compuesta de capas diferentes, cada uno con sus propias propiedades, la energía (en el formulario de olas sísmicas) de viaje bajo tierra actúa recíprocamente diferentemente con cada uno de estas capas. Estas olas sísmicas, emitidas de una fuente, viajarán a través de la tierra, pero también se refleje atrasado hacia la fuente por las capas subterráneas diferentes. Es esta reflexión que permite el uso de sismología descubriendo las propiedades de geología subterránea. Geofísico pueden crear las vibraciones artificialmente en la superficie y registro cómo estas vibraciones se reflejan atrasado a la superficie.

Una analogía que tiene el sentido intuitivo es eso de hacer botar una pelota de caucho. Una pelota de caucho que se deja caer en el hormigón hará botar de una manera muy diferente que una pelota de caucho dejó caer en arena. De la misma manera, las olas sísmicas enviaron el subsuelo reflejará diferentemente fuera de de capas densas de piedra mucho que las capas sumamente porosas de piedra, permitiéndole al geólogo inferir exactamente de los datos

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sísmicos qué capas existen bajo tierra y a qué profundidad. Mientras el uso real de sismología en la práctica es un

pedazo real más complicado y técnico, este concepto básico todavía sostiene. LA SISMOLOGÍA DE ONSHORE

En la práctica, usando la sismología por explorar las áreas del onshore involucra creando las olas sísmicas artificialmente, la reflexión de que se escoge entonces a por los pedazos sensibles de equipo llamó 'el geophones', el imbedded en la tierra. Se transmiten los datos recogidos por estos geophones entonces a un camión magnetofónico sísmico que graba los datos para la interpretación extensa por geofísico e ingenieros de depósito de petróleo. El dibujo muestra los componentes básicos de una tripulación sísmica. La fuente de olas sísmicas (en este caso una explosión subterránea) crea vibraciones que reflejan fuera de de las capas diferentes de la tierra, para ser metidose a por el geophones con la superficie y relevó a un camión magnetofónico sísmico a ser interpretado y anotó.

SISMOLOGIA EN PRACTICA

UN CAMIÓN DEL VIBRADOR SÍSMICO

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Aunque el sismógrafo fue desarrollado para medir los terremotos originalmente, fue descubierto tanto que la misma clase de vibraciones y las olas sísmicas podría producirse artificialmente y trazaba las formaciones geológicas subterráneas. En los días tempranos de exploración sísmica, se crearon las olas sísmicas usando la dinamita. Éstos planearon cuidadosamente, las explosiones pequeñas crearon las olas sísmicas requerido que se recogieron entonces por el geophones los datos generadores ser interpretado por geofísico, geólogos, e ingenieros de petróleo.

Recientemente, debido a las preocupaciones

medioambientales y la tecnología mejorada, no es a menudo ningún requisito más largo para usar los cargos explosivos para generar las olas sísmicas necesitadas. En cambio, más más de las tripulaciones sísmicas use la tecnología sísmica non-explosiva para generar los datos requeridos. Esta tecnología non-explosiva normalmente consiste de un grande fuertemente de ruedas o rastreó vehículo que lleva el equipo especial diseñó para crear un impacto grande o serie de vibraciones. Estos impactos o vibraciones crean las olas sísmicas similar a aquéllos creados por la dinamita. En el camión sísmico mostrado, el pistón grande en el medio se usa para crear las vibraciones en la superficie de la tierra, mientras enviando olas sísmicas que se usan para generar los datos útiles.

COSTANERO: LA SISMOLOGÍA

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COSTANERO LA EXPLORACIÓN SÍSMICA

La misma clase de proceso se usa en costanero exploración sísmica. Cuando explorando para gas natural que puede existir miles de pies debajo del lecho marino enlosan que se puede sea miles de pies debajo del nivel del mar, un método ligeramente diferente de exploración sísmica se usa. En lugar de los camiones y geophones, una nave se usa para recoger los datos sísmicos. Costanero en lugar del geophones, la exploración usa que hydrophones que se diseña para recoger sísmico ondea el underwater. Estos hydrophones se remolcan detrás de la nave en varias configuraciones que dependen de las necesidades del geofísico. En lugar de usar dinamita o impactos en el lecho marino enlose, la nave sísmica usa una escopeta de aire comprimido grande que suelta estallidos de aire comprimido bajo el agua mientras creando olas sísmicas que pueden viajar a través de la corteza de la Tierra y pueden generar las reflexiones sísmicas que son necesarias.

LOS MAGNETÓMETROS

Además de usar la sismología para recoger los datos acerca de la composición de la corteza de la Tierra, pueden medirse las propiedades magnéticas de formaciones subterráneas para generar los datos geológicos y geofísicos. Esto es cumplido a través del uso de magnetómetros que son dispositivos que pueden medir las diferencias pequeñas en el

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campo magnético de la Tierra. En los días tempranos de magnetómetros, los dispositivos eran grandes y voluminosos, y sólo capaz para inspeccionar una área pequeña en un momento. Sin embargo, en 1981, NASA lanzó un satélite, provisto con la tecnología del magnetómetro, capaz de toma las medidas magnéticas en una balanza continental. Este satélite, Magsat llamado, permite el estudio de formaciones de la piedra subterráneas y el manto de la Tierra en una balanza más grande, y proporciona las pistas acerca del movimiento del placa tectónico y la situación de depósitos de petróleo, gas natural, y otros valiosos minerales. LOS GRAVÍMETROS

Además de usar las variaciones en el campo magnético de la Tierra, geofísico pueden medir también y pueden grabar la diferencia en el campo gravitatorio de la Tierra ganar un entendiendo bueno de lo que es subterráneo. Las formaciones subterráneas diferentes y la piedra teclea todos tienen un efecto ligeramente diferente en el campo gravitatorio que rodea la Tierra. Midiendo estas diferencias diminutas con el equipo muy sensible, geofísico son capaces analice las formaciones subterráneas y tiene una visión más clara en exactamente qué tipos de mentira de las formaciones debajo de la tierra; y, si o no ellos tienen el potencial por contener los hidrocarburos gusta el gas natural. LOS POZOS EXPLORATORIOS

La manera mejor de ganar una comprensión llena de geología del subsurface y el potencial por los depósitos de gas naturales existir en una área dada es taladrar un exploratorio bien. Esto consiste en realmente excavar en la corteza de la tierra para permitirles a geólogos estudiar la composición de las capas de la piedra subterráneas en detalle. Además de buscar el gas natural y el petróleo deposita taladrando un exploratorio bien, geólogos también examinan las cortes del taladro y fluidos para ganar un entendiendo bueno de los rasgos geológicos del área. Anotar, explicado debajo, es otra herramienta usada en desarrollada así como los pozos exploratorios. Taladrando un exploratorio bien es un caro, tiempo que consume el esfuerzo. Por consiguiente, sólo se taladran los pozos exploratorios en

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áreas dónde otro datos ha indicado una probabilidad alta de formaciones de petróleo.

ANOTANDO

Anotando se refiere a realizar las pruebas durante o después del proceso taladrando para permitirellos a geólogos y a operadores del taladro supervisar el progreso del taladrar bien y ganar un cuadro más claro de formaciones del subsurface. Hay muchos tipos diferentes de anotar, de hecho,; pueden realizarse encima de 100 pruebas anotando diferentes, pero esencialmente ellos consisten en una variedad de pruebas que iluminan la verdadera composición y características de las capas diferentes de piedra que el bien los pasos a través de. Anotar también es esencial durante el proceso taladrando. Supervisando los leños pueden asegurar que el equipo taladrando correcto se usa y que taladrar no es continuado si las condiciones desfavorables desarrollan.

Está más allá del alcance de este website entrar en el detalle acerca de los varios tipos de anotar pruebas que pueden realizarse. Los varios tipos de pruebas incluyen normal, eléctrico, acústico, la radioactividad, densidad, la inducción, el calibrador, el anotando direccional y nuclear, para nombrar pero unos. Dos del más prolífico y a menudo realizó las pruebas incluyen norma anotando y el anotando eléctrico.

El norma anotando consiste en examinar y grabar los aspectos físicos de un bien. Por ejemplo, las cortes del taladro (piedra que se cambia de sitio el taladrando del bien) es todos examinados y grabó, mientras permitiéndoles a geólogos examinar la piedra del subsurface físicamente. También, se toman las muestras del centro que consiste de levantamiento una muestra de piedra subterránea intacto a la superficie permitiendo las varias capas de piedra, y su espesor, ser examinado. Se examinan estas cortes y centros usando a menudo microscopios poderosos que pueden magnificar la piedra a a 2000 veces. Esto le permite al geólogo examinar la porosidad y volumen de fluido de la piedra del subsurface, y para ganar un entendiendo bueno de la tierra en que el bien está taladrándose.

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El anotando eléctrico consiste en amenazador un

dispositivo medía la resistencia eléctrica de las capas de la piedra en el 'abajo el agujero' la porción del bien. Esto se hace ejecutando una corriente eléctrica a través de la formación de la piedra y midiendo la resistencia que encuentra a lo largo de su manera. Esto les da una idea del volumen fluido y características a geólogos. Una más nueva versión de anotar eléctrico, la inducción llamada el anotando eléctrico, proporciona mucho los mismos tipos de lecturas pero se realiza más fácilmente y proporciona datos que se interpretan más fácilmente.

Un ejemplo de los datos obtenido a través de los varios formularios de anotar se muestra debajo. En esta representación, las columnas diferentes indican los resultados de tipos diferentes de pruebas. El datos se interpreta por geólogo experimentado, geofísico, o ingeniero de petróleo que pueden aprender de lo como que aparece 'el squiggly' las líneas en el bien la lectura de los datos.

UN EJEMPLO DE BUENOS DATOS

El taladrando de un exploratorio o en vías de desarrollo bien es el primer contacto que geólogo o ingeniero de petróleo tiene con los volúmenes reales de la geología del subsurface. Anotando, en su muchos formularios, consiste en usar esta oportunidad de ganar una comprensión más llena de eso que realmente las mentiras bajo la superficie. Además de proporcionar bien la información específico a ese

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particular, los inmensos archivos de leños históricos existen para geólogos interesados en los rasgos geológicos de un dado, o similar, área. LA INTERPRETACIÓN DE LOS DATOS

Hay muchas fuentes de datos e información para el geólogo y geofísico usar en la exploración para los hidrocarburos. Sin embargo, este datos crudos solo sería inútil sin la interpretación cuidadosa y metódica. A mucho le gusta reunir un enigma, el geofísico usa todas las fuentes de datos disponible crear a un modelo, o suposición educada, acerca de la estructura de las capas de piedra bajo la tierra. Algunas técnicas, mientras incluyendo la exploración sísmica, preste bien ellos a la construcción de una mano o computadora generó interpretación visual de formación subterránea. Otras fuentes de datos, como eso obtenido de las muestras del centro o anotando, se tiene en cuenta por el geólogo al determinar el subsurface las estructuras geológicas. Debe notarse, sin embargo, que a pesar de la evolución asombrosa de tecnología y técnicas de exploración, la única manera de estar seguro que un petróleo o el depósito de gas natural existe es taladrar un exploratorio bien. Geólogos y geofísico pueden hacer sus suposiciones más buenas acerca de la situación de depósitos, pero éstos no son infalibles.

2-D INTERPRETACIÓN SÍSMICA

El imaging sísmico bidimensional se refiere a geofísico que usan los datos coleccionados de las actividades de exploración sísmicas para desarrollar un cuadro cruz-particular de las formaciones de la piedra subterráneas. El geofísico interpreta los datos sísmicos obtenidos del campo, mientras tomando las grabaciones de vibración del sismógrafo y usándolos desarrollar a modelo conceptual de la composición y espesor de las varias capas de piedra bajo tierra. Este proceso normalmente usa traza las formaciones subterráneas, y para hacer estimaciones basadas en las estructuras geológicas para determinar donde es probable que los depósitos pueden existir.

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Allí también existe una técnica que usa los datos sísmicos básicos conocido como 'el descubrimiento directo'. En el medio-70, fue descubierto que las vendas blancas, llamó 'manchas luminosas, a menudo aparecidas en las tiras de la grabación sísmicas. Estas vendas blancas podrían indicar depósitos de hidrocarburos. La naturaleza o la piedra porosa que contienen el gas natural podrían producir a menudo reflejando las reflexiones sísmicas más fuertes que normal, el agua llenó la piedra. Por consiguiente, en estas circunstancias, el depósito de gas natural real podría descubrirse directamente de los datos sísmicos. Sin embargo, esto no sostiene universalmente. Muchos de éstos 'manchas luminosas no contenga los hidrocarburos, y muchos depósitos de hidrocarburos no son indicados por las tiras blancas en los datos sísmicos. Por consiguiente, aunque agregando una nueva técnica de localizar petróleo y los depósitos de gas naturales, el descubrimiento directo no es un método completamente fiable. LA COMPUTADORA AYUDABA LA EXPLORACIÓN Una de las más grandes innovaciones en la historia de exploración de petróleo es el uso de computadoras para compilar y congregar los datos geológicos en un coherente 'el mapa' del subsuelo. El uso de esta tecnología de la computadora es llamado 'CAEX' para que es corto 'la computadora ayudaba la exploración.'

Geólogo que Usa Interactivo 3-D Sísmico

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Con la proliferación del microprocesador, se ha puesto relativamente fácil de usar las computadoras para congregar datos sísmicos que son reunido del campo. Esto permite el proceso de cantidades muy más grandes de datos, mientras aumentando la fiabilidad y el volumen informativo del modelo sísmico. Hay que tres tipos principales de computadora ayudaban a modelos de exploración: 2-dimensional, 3-D, y el más recientemente, 4-D. Estas técnicas del imaging, mientras confiando en los datos sísmicos principalmente adquirieron en el campo, se sofistica cada vez más. La tecnología de la computadora ha adelantado hasta ahora que es ahora posible incorporar los datos obtenido de los tipos diferentes de pruebas, como anotar, la información de la producción, y gravimetric que prueba qué enlata todos se combine para crear un 'la visualización' de la formación subterránea. Así geólogos y geofísico pueden combinar todas sus fuentes de datos para compilar una imagen clara, completa de geología del subsurface. Un ejemplo de esto se muestra que donde un geólogo usa que una computadora interactiva generó visualización de 3-D datos sísmicos para explorar las capas del subsurface. 3-D IMAGING SÍSMICOS

Uno de los descubrimientos más grandes en la exploración computadora-ayudada era el desarrollo de tridimensional (3-D) el imaging sísmico. 3-D imaging utiliza los datos del campo sísmicos para generar un tres dimensional 'el cuadro' de formaciones subterráneas y los rasgos geológicos. Esto, en el ser, ellos permite al geofísico y a geólogo ver un cuadro claro de la composición de la corteza de la Tierra en una área particular. Obviamente, esto es tremendamente útil permitiendo la exploración de petróleo y el gas natural, cuando una imagen real pudiera usarse para estimar la probabilidad de formaciones que existen en una área particular, y las características de esa formación de potencial. Esta tecnología ha sido sumamente exitosa levantando la proporción de éxito de esfuerzos de exploración. ¡De hecho, usando 3-D sísmico se ha estimado para aumentar la probabilidad de situación del depósito exitosa por 50 por ciento!

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Un Ejemplo de 3-D Tecnología de Imaging Sísmica

Aunque esta tecnología es muy útil, también es muy costoso. 3-D imaging sísmicos pueden costar en cualquier parte a a $1 millón por 50 milla del cuadrado área. La generación de 3-D imágenes exige coleccionar los datos de varias mil situaciones, como opuesto a 2-D imaging que sólo requieren varios cientos puntos de los datos. El 3-D imaging como a tal es un muy más envuelto y prolongó el proceso. Por consiguiente, normalmente se usa junto con otras técnicas de exploración. Por ejemplo, un geofísico puede usar tradicional 2-D planeando y examen de rasgos geológicos para determinar si hay una probabilidad de la presencia de gas natural. Una vez estas técnicas básicas se usan, sólo pueden usarse 3-D imaging sísmicos en esas áreas que tienen una probabilidad alta de contener los depósitos.

Además de localizar los depósitos de petróleo ampliamente, 3-D imaging sísmico permite la colocación más exacta de pozos ser taladrado. Esto aumenta la productividad de pozos exitosos, mientras permitiendo más petróleo y el gas natural ser extraído de la tierra. De hecho, 3-D sísmico puede aumentar las proporciones de la recuperación de pozos productivos a 40-50 por ciento, como opuesto a 25-30 por ciento con las 2-D técnicas de exploración tradicionales.

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Imaging sísmico en la Práctica

3-D imaging sísmico se ha vuelto una herramienta sumamente importante en la búsqueda para el aceite y el gas natural. Por 1980, sólo 100 3-D pruebas del imaging sísmicas habían sido realizadas. Sin embargo, por el medio 90, estaban realizándose 200 a 300 3-D estudios sísmicos cada año. En 1996, en el Golfo de México, uno del más grande costanero el aceite y gas las áreas productores en el EE.UU., casi 80 por ciento de pozos taladrados en el golfo eran basado en 3-D datos sísmicos. En 1993, 75 por ciento de todo el onshore estudios exploratorios dirigidos usado 3-D imaging sísmicos. 2-D IMAGING SÍSMICOS

Dos computadora dimensional ayudaba que la exploración incluye generando una imagen de geología del subsurface mucho de la misma manera como en el normal 2-D interpretación de los datos. Sin embargo, con la ayuda de tecnología de la computadora, es posible generar mucho los mapas más detallados muy más rápido que el método tradicional. Además, con 2-D CAEX es posible usar los despliegues gráficos coloridos generado por una computadora para resaltar rasgos geológicos que no pueden ser los 2-D métodos del imaging sísmicos tradicionales usando claros.

Mientras 2-D imaging sísmico es menos complicado y menos detallado que 3-D imaging, debe notarse que se desarrollaron 3-D técnicas del imaging anterior a 2-D

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técnicas. Así, aunque no parece ser la progresión lógica de técnicas, las 2-D técnicas del imaging más simples realmente eran una extensión de 3-D técnicas, no al revés. Porque es que el 2-D imaging más simple es muy más barato, y más fácilmente y rápidamente realizó, que 3-D imaging. Debido a esto, pueden usarse 2-D imaging de CAEX en áreas que son algo probable contener los depósitos de gas naturales, pero no probablemente bastante para justificar el costo lleno y el compromiso de tiempo requirió por 3-D imaging.

Uno de los últimos descubrimientos en la exploración sísmica, y el planeando de formaciones de la piedra subterráneas, ha sido la introducción de cuatro-dimensional (4-D) el imaging sísmico. Este tipo de imaging es una extensión de 3-D tecnología del imaging. Sin embargo, en 4-D imaging se observan los cambios en las estructuras y propiedades de formaciones subterráneas con el tiempo en lugar de lograr una imagen simple, estática del subsuelo. Desde la cuarta dimensión en 4-D imaging tiempo está, también está llamado 4-D 'el lapso de tiempo' el imaging.

Geólogos y Geofísico: Los Datos congregando

Se tardan varias lecturas sísmicas de una área particular en los momentos diferentes, y esta sucesión de datos se alimenta en una computadora poderosa. Las imágenes diferentes se amalgaman, para crear una clase de 'la película' de qué está pasando bajo la tierra. A través de estudiar cómo las imágenes sísmicas cambian con el tiempo, geólogos

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pueden ganar un entendiendo bueno de muchas propiedades de la piedra, mientras incluyendo flujo de fluido subterráneo, viscosidad, temperatura y saturación. Aunque muy importante en el proceso de exploración, 4-D imágenes sísmicas pueden ser usadas también por geólogos de petróleo para evaluar las propiedades de un depósito, mientras incluyendo que cómo se espera que vacíe el extracto de petróleo una vez ha empezado. Los 4-D imaging usando en un depósito pueden aumentar las proporciones de la recuperación sobre lo que puede lograrse usando 2-D o 3-D imaging. Donde la recuperación tasa usando estos dos tipos de imágenes es respectivamente 25 a 30 por ciento y 40 a 50 por ciento, el uso de 4-D imaging puede resultar en recupere proporciones de 65 a 70 por ciento.

Ahora que nosotros hemos echado una mirada a que cómo se encuentran los depósitos de gas naturales, el próximo paso en la línea de gas natural es el proceso de extracción. EXTRACCION

Una vez un depósito de gas natural potencial se ha localizado por un equipo de geólogos de exploración y geofísico, depende de un equipo de taladrar a los expertos para realmente excavar abajo a dónde se piensa que el gas natural existe. Esta sección describirá el proceso de taladrar para el gas natural, onshore y costanero. Aunque el proceso de excavar profundamente en la corteza de la Tierra para encontrar depósitos de gas natural que puede o realmente no puede existir parece acobardando, la industria ha desarrollado varios innovaciones y técnicas que los dos la disminución el costo y aumenta la eficacia de taladrar para el gas natural. El adelanto de tecnología también ha contribuido grandemente a la eficacia aumentada y proporción de éxito por taladrar los pozos de gas naturales.

La decisión de si o para no taladrar un bien depende de una variedad de factores, no el menor de que es las características económicas del depósito de gas natural potencial. Cuesta mucho dinero para la exploración y compañías de la producción investigar y taladrar para el gas

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natural, y hay siempre el riesgo inherente que ningún gas natural se encontrará.

La fuente: La Anadarko Petróleo CorporaciónLa colocación exacta del sitio del taladro depende de

una variedad de factores, incluso la naturaleza de la formación potencial ser taladrado, las características de la geología del subsurface, y la profundidad y tamaño del depósito designado. Después de que el equipo geofísico identifica la situación óptima para un bien, es necesario para la compañía taladrando asegurar que ellos completan todos los pasos necesarios para asegurar que ellos pueden taladrar legalmente en ese área. Esto normalmente involucra afianzando los permisos para los funcionamientos taladrando, establecimiento de un arreglo legal para permitir a la compañía de gas natural extraer y vender los recursos bajo una área dada de tierra, y un plan por recoger líneas que conectarán el bien a la tubería. Hay una variedad de dueños potenciales de la tierra y derechos minerales de una área dada.

Si el nuevo bien, una vez taladró, entre de hecho en el contacto con los depósitos de gas naturales, se desarrolla para permitir el extracto de este gas natural, y es el termed un 'el desarrollo' o 'productivo' bien. A estas alturas, con los bien taladramos e hidrocarburos presente, el bien puede completarse para facilitar su producción de gas natural. Sin embargo, si el equipo de exploración estuviera incorrecto en su estimación de la existencia de cantidad comerciable de

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gas natural en un wellsite, el bien es el termed un 'seque bien', y la producción no procede.

Onshore y taladrando el presente costanero los únicos ambientes taladrando, requiriendo técnicas especiales y equipo.

PRODUCCION

Una vez un bien se ha taladrado, y la presencia de cantidades viables comercialmente de petróleo se ha verificado, el próximo paso está alzando el gas natural realmente o engrasa fuera de la tierra y procesándolo para el transporte.

La fuente: ChevronTexaco Corporation

El gas natural, como él existe bajo tierra, no está exactamente igual que el gas natural que pasa por las tuberías a nuestras casas y negocios. El gas natural, cuando nosotros lo usamos, es casi completamente el metano. El gas natural cuando nosotros lo encontramos que el subsuelo, sin embargo, puede venir asociado con una variedad de otros compuestos y gases, así como el aceite y riega que debe quitarse. Gas natural transportado a través de las tuberías debe encontrarse las especificaciones de pureza a ser permitidas en, tan más proceso de gas natural ocurre casi el bien.

Esta sección perfila el proceso de tomar el gas natural crudo de las formaciones subterráneas y procesarlo en el gas de calidad de tubería, prepare para el transporte.

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Finalización buena El Gas Natural procesando

FINALIZACIÓN BUENA

Una vez un gas natural o engrasa bien se taladra, y se ha verificado que las cantidades viables comercialmente de gas natural están presentes para el extracto, el bien debe ser 'completó' para permitir el flujo de petróleo o el gas natural fuera de la formación y a a la superficie. Este proceso incluye fortaleciendo el bien el agujero con embalar, evaluando la presión y temperatura de la formación, e instalar el equipo apropiado entonces para asegurar un flujo eficaz de gas natural fuera del bien.

La Fuente: Anadarko Petroleum Corporation

Hay tres tipos principales de pozos de gas naturales convencionales. Desde que el aceite es normalmente asociado con los depósitos de gas naturales, una cierta cantidad de gas natural puede obtenerse de pozos que se taladraron principalmente para la producción de aceite. Éstos están conocido como los pozos de aceite. En algunos casos, esto "asoció" se usa el gas natural ayudar en la producción de aceite, manteniendo la presión en la formación el extracto de aceites. El gas natural asociado también puede existir en grande bastantes cantidades para permitir su extracto junto con el aceite. Los pozos de gas naturales son pozos taladrados específicamente para el gas natural, y contiene pequeño o ningún aceite.

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Los pozos de Condensate son pozos que contienen el

gas natural, así como un condensate líquido. Este condensate es una mezcla del hidrocarburo líquida que está a menudo o separado del gas natural en el wellhead, o durante el proceso del gas natural. Dependiendo del tipo de bien eso está taladrándose, la realización puede diferir ligeramente. Es importante recordar ese gas natural, mientras siendo más ligero que el aire, subirá naturalmente a la superficie de un bien. Debido a esto, en muchos gas natural y pozos del condensate, alzando el equipo y bien el tratamiento no es necesario.

Completando un bien consiste en varios pasos; instalando el embalando bien, completando el bien, instalando el wellhead, e instalando el equipo del levantamiento o tratando la formación deben eso se requiera. Haga clic en los eslabones debajo aprender sobre estos aspectos del bien el proceso de la realización:

Embalando bien La realización El Wellhead Alzando y Bien el Tratamiento

Embalando bien

Instalando embalando bien es una parte importante del taladrar y proceso de la realización. Embalando bien consiste en una serie de tubos de metal instalada en el agujero frescamente taladrado. Embalando sirve fortalecer los lados del bien el agujero, asegure que ningún aceite o el gas natural se rezuma fuera del bien el agujero como él se trae a la superficie, y para impedir otros fluidos o gases rezumarse en la formación a través del bien. Un trato bueno de planear es necesario asegurar que la cubierta apropiada para cada uno se instale bien. Los tipos de embalar usados dependen de las características del subsurface del bien, incluso el diámetro del bien (qué es dependiente en el tamaño del pedazo del taladro usado) y las presiones y temperaturas experimentaron a lo largo del bien. En la mayoría de los pozos, el diámetro del bien las disminuciones del agujero el más profundo se taladra, mientras llevando a un tipo de

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forma cónica que debe tenerse en cuenta al instalar la cubierta. Hay cinco tipos diferentes de embalar bien. Ellos incluyen:

El conductor Embalando La superficie Embalando El intermedio Embalando El Cordón del transatlántico La producción Embalando

El conductor Embalando

El conductor embalando se instala primero, normalmente prior a la llegada del equipo taladrando. El agujero por el conductor embalar se taladra a menudo con un taladro de la barrena pequeño, montado en la parte de atrás de un camión. Conductor embalar que normalmente es ningún más de 20 a 50 pies largo, se instala para prevenir la cima del bien de excavar en y para ayudar en el proceso de circular el fluido taladrando a del fondo del bien. Onshore, esta cubierta normalmente es 16 a 20 pulgadas en el diámetro mientras normalmente embalando costanero mide 30 a 42 pulgadas. El conductor embalando es consolidado en el lugar antes de taladrar empieza.

Un Taladro de la Barrena Pequeño

La fuente: USGS

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La superficie Embalando

La superficie embalar es el próximo tipo de embalar para ser instalado. Puede ser en cualquier parte de unos centenares a 2,000 pies largo, y es más pequeño en el diámetro que el conductor embalando. Cuando instaló, la superficie que embala los ataques dentro de la cima del conductor embalar. El propósito primario de superficie embalar es proteger el agua fresca deposita cerca de la superficie del bien de contaminarse goteando hidrocarburos o agua de sal bajo tierra de más profundo. También sirve como una canalización por taladrar barro que devuelve a la superficie, y las ayudas protegen el agujero del taladro de dañarse durante taladrar. El superficie embalando, como el conductor embalar, también es consolidado en el lugar. Las regulaciones dictan a menudo el espesor del cemento ser usado, para asegurar que hay posibilidad pequeña de contaminación de agua dulce. El intermedio Embalando

El intermedio embalar normalmente es la sección más larga de embalar encontrada en un bien. El propósito primario de intermedio embalar es minimizar los riesgos que triunfan con formaciones del subsurface que pueden afectar el bien. Éstos incluyen las zonas de presión de subsuelo anormales, esquistos subterráneos, y formaciones que pueden contaminadas por otra parte el bien, como los depósitos de sal-agua de subsuelo. En muchos casos, aunque puede haber ninguna evidencia de una formación subterránea rara, el intermedio embalando se corre como seguro contra la posibilidad de tal una formación que afecta el bien. Éstos se interponen embalando las áreas también puede ser consolidado en el lugar para protección agregada. Los Cordones del transatlántico

A veces se usan las cuerdas del transatlántico en lugar del intermedio embalar. Normalmente se corren las cuerdas del transatlántico del fondo de otro tipo de embalar al abierto. Sin embargo, normalmente se atan simplemente las cuerdas del transatlántico a la cubierta anterior con 'perchas, en lugar

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de ser consolidado en el lugar. Este tipo de embalar es así menos permanente que el intermedio embalando. La producción Embalando

El producción embalando, alternativamente llamó el 'el cordón de aceite' o 'el cordón largo', se instala en último lugar y es la sección más profunda de embalar en un bien. Ésta es la cubierta de que proporciona una canalización de la superficie el bien al petróleo la formación productor. El tamaño del producción embalar depende de varios consideraciones, ser usado, el número de realizaciones exigió incluso el equipo del levantamiento, y la posibilidad de ahondar el bien en un momento más tarde. Por ejemplo, si se espera que el bien se ahondará a una fecha más tarde, entonces los producción embalar deben ser extensamente bastante para permitir el pasaje de un pedazo del taladro después.

Instalando Embalando BienLa fuente: La Corporación de ChevronTexaco

Embalar bien es bien una parte muy importante de los completamos. Además de fortalecer el bien el agujero, también proporciona una canalización para permitir los hidrocarburos ser extraído sin entremezclar con otros fluidos y formaciones encuentre bajo tierra. También es instrumental previniendo las rupturas, mientras permitiendo la formación para ser 'selló' de la cima los niveles de presión peligrosos deben alcanzarse. Para la información más técnica sobre las rupturas y su prevención, haga clic aquí. Una vez la cubierta ha sido fija, y en la mayoría de los casos consolidado en el lugar, se instala el equipo del levantamiento apropiado para

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traer los hidrocarburos de la formación a la superficie. Una vez la cubierta se instala, mientras entubando se inserta dentro de la cubierta, de la apertura bien a la cima, a la formación al fondo. Los hidrocarburos que se extraen la carrera a esta tubería a la superficie. Esta tubería también puede atarse a bombear los sistemas para el extracto más eficaz, si eso debe ser necesario. La realización

Bien la realización normalmente se refiere al proceso de terminar un bien para que esté listo producir aceite o el gas natural. En el ser, la realización consiste en decidir en las características de la succión divida del bien en la formación de hidrocarburo de targeted. Hay varios tipos de realizaciones, mientras incluyendo:

La Realización del Agujero abierta La Realización Perforada convencional Realización de la Exclusión de arena La Realización permanente La Realización de la Zona múltiple La Realización de Drainhole

El uso de cualquier tipo de realización depende de las características y situación de la formación del hidrocarburo ser minado. La Realización del Agujero abierta

Las realizaciones del agujero abiertas son el tipo más básico y sólo se usan en formaciones muy competentes que son improbable excavar en. Una realización del agujero abierta consiste en encontrarse directamente simplemente la cubierta abajo con la formación, mientras dejando el fin del agudo abierto, sin cualquier otro filtro proteccionista. Muy a menudo, este tipo de realización se usa en formaciones que se han tratado con hidráulico de ácido fracturar. La Realización Perforada convencional Las realizaciones perforadas convencionales consisten en producción embalar corriéndose a través de la formación. Se

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perforan los lados de esta cubierta, con los agujeros diminutos a lo largo de los lados que enfrentan la formación en que permite el flujo de hidrocarburos el bien el agujero, pero todavía proporciona una cantidad conveniente de apoyo y protección para el bien el agujero. El proceso de perforar la cubierta realmente involucra el uso de equipo especializado diseñó para hacer los agujeros diminutos a través de la cubierta, mientras consolidando, y cualquier otra barrera entre la formación y el abierto bien. En el pasado, 'perforadores de la bala se usó, qué era armas esencialmente pequeñas bajadas en el bien. Las armas, cuando disparó de la superficie, enviada fuera de balas pequeñas que penetraron la cubierta y cemento. Hoy, 'motor de reacción que perfora' se prefiere. Esto consiste en cargos pequeños, eléctricamente encendidos, bajó en el bien. Cuando encendió, estos cargos atizan los agujeros diminutos a través de a la formación, de la misma manera como el bala perforar. Realización de la Exclusión de arena Enarene se diseñan las realizaciones de la exclusión para la producción en una área que contiene una cantidad grande de arena suelta. Estas realizaciones se diseñan permitir el flujo de gas natural y engrasar en el bien, pero al mismo tiempo impide a arena entrar el bien. Enarene dentro el bien el agujero puede causar muchas complicaciones, incluso la corrosión de embalar y otro equipo. El método más común de guardar arena fuera del bien el agujero está protegiendo, o filtrándose los sistemas. Esto incluye analizando la arena experimentada en la formación e instalando una pantalla o se filtra para dejar fuera las partículas de arena. Este filtro o puede ser un tipo de pantalla colgado dentro de la cubierta, o agregando una capa de arena gruesa especialmente clasificada según tamaño fuera de la cubierta filtrarse fuera la arena. Los dos de estos tipos de barreras de arena pueden usarse en el agujero abierto y las realizaciones perforadas. La Realización permanente

Las realizaciones permanentes son aquéllos en que la realización, y wellhead, se congrega y sólo instaló una vez. Instalando la cubierta, consolidando, perforando, y otro trabajo de la realización se hace con las herramientas del

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diámetro pequeñas para asegurar la naturaleza permanente de la realización. Completando un bien de esta manera puede llevar a economías del costo significantes comparadas a otros tipos. La Realización de la Zona múltiple

La realización de la zona múltiple es la práctica de completar un bien tal que pueden producirse hidrocarburos de dos o más formaciones simultáneamente, sin mezclar entre sí. Por ejemplo, un bien puede taladrarse que los pasos a través de varios formaciones en su mucho subsuelo más profundo, o alternadamente, puede ser eficaz en un horizontal bien para agregar las realizaciones múltiples para agotar la formación el más eficazmente. Aunque es común separar las realizaciones múltiples que para que los fluidos de las formaciones diferentes no entremezclen, la complejidad de lograr la separación completa es a menudo una barrera. En algunos casos, las formaciones diferentes a taladrándose son cerca bastante en la naturaleza permitir los fluidos para entremezclar en el bien el agujero. Cuando es necesario separar las realizaciones diferentes, el caucho duro 'condensando' se usan los instrumentos para mantener la separación. La Realización de Drainhole

Las realizaciones de Drainhole son un formulario de taladrar horizontal o inclinado. Este tipo de realización consiste en taladrar horizontalmente fuera en la formación de un vertical bien, proporcionando esencialmente un 'el desagüe' para los hidrocarburos para correr abajo en el bien. En ciertas formaciones, taladrando una realización del drainhole pueden permitir extracto más eficaz y equilibrado de los hidrocarburos del targeted. Estas realizaciones se asocian más normalmente con los pozos de aceite que con los pozos de gas naturales. EL WELLHEAD El wellhead consiste en los pedazos de equipo montados a la apertura del bien regular y supervisar el extracto de

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hidrocarburos de la formación subterránea. También previene goteando de aceite o el gas natural fuera del bien, y previene las rupturas debido a las formaciones de presión alta. Formaciones que están típicamente bajo la presión alta requieren wellheads que puede resistir mucho presión ascendente de los gases escapando y líquidos. Estos wellheads deben poder resistir las presiones de a a 20,000 psi (las libras por la pulgada del cuadrado). El wellhead consiste en tres componentes: la cabeza de la cubierta, la cabeza de la tubería, y el 'los christmas obligan a refugiarse en un árbol.'

Un WellheadLa fuente: NETL - LA GAMA

La cabeza de la cubierta consiste en montajes pesados que proporcionan una foca entre la cubierta y la superficie. La cabeza de la cubierta también sirve apoyar la longitud entera de embalar eso ejecútese toda la manera abajo el bien. Este pedazo de equipo contiene un mecanismo conmovedor que asegura una foca firme entre la cabeza y la propia cubierta típicamente.

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El 'Árbol de Navidad'La fuente: NGSA

La cabeza de la tubería es mucho como la cabeza de la cubierta. Proporciona una foca entre la tubería que se corre dentro de la cubierta y la superficie. Como la cabeza de la cubierta, la cabeza de la tubería se diseña para apoyar la longitud entera de la cubierta, así como proporcione las conexiones a la superficie de que permite el flujo de fluidos fuera el bien para ser controlado. El árbol de navidad es un pedazo de equipo que encaja encima de la cubierta y entubando las cabezas, y contiene los tubos y válvulas que sirven controlar el flujo de hidrocarburos y otros fluidos fuera del bien. Normalmente contiene muchas ramas y se forma un poco como un árbol, así su nombre, el árbol de navidad. El árbol de navidad es la parte más visible de un producir bien, y permite la superficie que supervisa y regulación de la producción de hidrocarburos de un producir bien. Alzando y Bien el Tratamiento

Una vez el bien se completa, puede empezar a producir el gas natural. En algunos casos, los hidrocarburos que existen en las formaciones presurizadas subirán naturalmente a a través del bien a la superficie. Esto normalmente es la mayoría el caso con el gas natural. Desde que el gas natural es más ligero que el aire, una vez una canalización a la superficie se abre, el gas presurizado subirá a la superficie con pequeño o ninguna interferencia. Esto es muy común para formaciones que contienen el gas natural exclusivamente, o con un condensate ligero. Una vez en estos guiones, el árbol del christmas se instala, el gas natural fluirá a la superficie solo.

Para entender la naturaleza más totalmente del bien, una prueba potencial se corre típicamente en los días tempranos de producción. Esta prueba les permite bien a ingenieros determinar la cantidad máxima de gas natural que el bien puede producir en un 24 período de la hora. De esto, y otro conocimiento de la formación, el ingeniero puede hacer una estimación en eso que el MER, o 'más proporción de la

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recuperación eficaz' será. El MER es la proporción a que la más gran cantidad de gas natural puede extraerse sin dañar la propia formación. Otro aspecto importante de pozos productores es el 'la proporción de declive'. Cuando un bien se taladra primero, la formación está bajo la presión y produce el gas natural a una proporción muy alta. Sin embargo, como el gas más natural se extrae de la formación, la proporción de la producción del bien las disminuciones. Esto está conocido como la proporción de declive. Ciertas técnicas, incluso el equipo del levantamiento y bien el estímulo, puede aumentar la proporción de la producción de un bien.

En algunos pozos de gas naturales, y pozos de aceite que han asociado el gas natural, es más difícil de asegurar un flujo eficaz de hidrocarburos al bien. La formación subterránea puede ser misma 'firme', haciendo el movimiento de petróleo a través de la formación y al bien un proceso muy lento e ineficaz. En estos casos, alzando el equipo o bien el tratamiento se requiere.

Un Caballo la Bomba De cabezaLa fuente: La Corporación de ChevronTexaco

Alzando el equipo consiste en una variedad de equipo especializado ayudaba 'el alzamiento' el petróleo fuera de una formación. Esto normalmente es que la mayoría extraía el aceite de una formación. Porque se encuentra el aceite como un líquido viscoso, toma algunos halagando para extraerlo bajo tierra de. Los varios tipos de alzar el equipo están disponibles, pero el método del levantamiento más común es conocido como 'vara que bombea'. Rod que

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bombea se impulsa por una bomba de la superficie en que mueve un cable y vara de arriba abajo el bien, proporcionando la presión del levantamiento exigida traer el aceite a la superficie. El tipo más común de vara del cable que alza el equipo es el 'la cabeza del caballo' o la bomba de la viga convencional. Estas bombas son reconocibles por la forma distintiva del cable que alimenta adorno que se parece la cabeza de un caballo. BUEN TRATAMIENTO

Buen tratamiento es otro método de asegurar el flujo eficaz de hidrocarburos fuera de una formación. Esencialmente, este tipo de bien estímulo consiste en inyectar ácido, agua, o gases en el bien abrir la formación y permitir el petróleo para fluir más fácilmente a través de la formación. Acidizing un bien consiste en inyectar el ácido (el ácido normalmente clorhídrico) en el bien. En caliza o formaciones del carbonato, el ácido disuelve porciones de la piedra en la formación, mientras abriendo los espacios existentes para permitir el flujo de petróleo. Fracturando consiste en inyectar un fluido en el bien, la presión de que 'crujidos o ya abre las fracturas presente en la formación. Además del fluido inyectándose, 'sosteniendo agentes también se usa. Estos agentes sosteniendo pueden consistir en arena, cuentas de vaso, epoxy, o arena de sílice, y sirve sostener abierto las hendiduras recientemente ensanchadas en la formación. El fracturando hidráulico involucra la inyección de agua en la formación, mientras CO2 que fractura los usos el anhídrido carbónico gaseoso. Fracturando, el acidizing, y alzando el equipo pueden todos se use adelante el mismo bien para aumentar la permeabilidad.

Estas técnicas son principalmente aplicables engrasar los pozos, pero también se ha usado para aumentar la proporción del extracto para los pozos de gas. Porque es un gas de bajo-densidad bajo la presión, la realización de pozos de gas naturales normalmente requiere poco más de la instalación de embalar, mientras entubando, y el wellhead. Al contrario de engrase, el gas natural es muy más fácil de extraer de una formación subterránea. Sin embargo, como los pozos de gas naturales más profundos y menos

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convencionales se taladra, está poniéndose más común para usar las técnicas del estímulo en los pozos de gas.

El próximo paso en el proceso de producir el gas natural está procesando. Esto involucra la toma el 'crudo' el gas natural obtuvo del subsuelo, mientras quitando las impurezas, y asegurando que el gas está antes de listo para el uso a transportarse a su destino.

EL GAS NATURAL PROCESANDO

El gas natural, como él se usa por los consumidores, es muy diferente del gas natural que se plantea del subsuelo al wellhead. Aunque el proceso de gas natural está en muchos respetos menos complicado que el proceso y refinando de aceite crudo, es igualmente como el requisito antes de su uso por los usuarios finales.

El gas natural usado por los consumidores está casi

completamente compuesto de metano. Sin embargo, el gas natural encontró al wellhead, aunque todavía compuso principalmente de metano, está por ningún medios como puro. El gas natural crudo viene de tres tipos de pozos: engrase pozos, pozos de gas, y pozos del condensate. Gas natural que viene de los pozos de aceite es típicamente el termed 'el gas asociado'. Este gas puede existir separado del aceite en la formación (el gas libre), o disolvió en el aceite crudo (disolvió el gas). el gas Natural del gas y pozos del condensate en que hay pequeño o ningún aceite crudo, es el termed 'los nonassociated gasean'. los pozos de Gas producen el gas natural crudo típicamente solo, mientras los pozos del condensate producen el gas natural gratuitamente junto con un condensate de hidrocarburo de semi-líquido. Cualquier la fuente del gas natural, una vez separó del aceite crudo (si el presente) normalmente existe en las mezclas con otros hidrocarburos; principalmente el ethane, propano, butano, y pentanes. Además, el gas natural crudo contiene el vapor de agua, sulfide de hidrógeno (H2S), anhídrido carbónico, helio, nitrógeno, y otros compuestos. Para aprender sobre los elementos esenciales de gas natural, mientras incluyendo su composición, haga clic aquí.

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El proceso de gas natural consiste en separar todos los varios hidrocarburos y fluidos del puro gas natural, para producir lo conocido como que es 'la calidad de la tubería' el gas natural seco. Las tuberías de transporte mayores normalmente imponen las restricciones en el maquillaje del gas natural que se permite en la tubería. Eso significa que antes de que el gas natural pueda transportarse que debe purificarse. Mientras deben quitarse los ethane, propano, butano, y pentanes del gas natural, esto no significa que ellos son todos 'productos desechados.

De hecho, los hidrocarburos asociados, conocido como 'líquidos de gas naturales (NGLs) puede ser muy valiosos derivado de proceso de gas natural. NGLs incluyen ethane, propano, butano, iso-butano, y la gasolina natural. Estos NGLs se venden separadamente y tienen una variedad de usos diferentes; incluyendo reforzando la recuperación de aceite en los pozos de aceite, manteniendo los materiales crudos refinerías de aceite o plantas del petroquímico, y como las fuentes de energía.

Una Planta de Proceso de Gas NaturalLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

Mientras alguno del proceso necesitado pueden lograrse a o cerca del wellhead (campo que procesa), el proceso completo de gas natural tiene lugar en una planta del proceso, normalmente localizada en un gas natural la región productor. El gas natural extraído se transporta a estas plantas del proceso a través de una red de recoger tuberías que son el pequeño-diámetro las cañerías de presión bajas. Un sistema de la recolección complejo puede consistir en

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miles de millas de cañerías, mientras interconectando la planta del proceso a más de 100 pozos en el área. Según el Gas de la Asociación de Gas americana Hechos 2000, había un estimó 36,100 millas de recoger las tuberías del sistema en el EE.UU. en 1999.

Además de procesar hecho al wellhead y al proceso centralizado planta, unos último proceso también se logra a veces a 'plantas de extracto de montura. Estas plantas se localizan en los sistemas de la tubería mayores. Aunque el gas natural que llega a éstos monta las plantas del extracto ya es de calidad de la tubería, en ciertos casos allí todavía exista cantidades pequeñas de NGLs que se extrae en las plantas de la montura.

La práctica real de procesar el gas natural a la tubería la calidad de gas seca nivela puede ser bastante complejo, pero normalmente involucra cuatro procesos principales para quitar las varias impurezas:

El aceite y Levantamiento de Condensate El Levantamiento de agua La separación de Líquidos de Gas Naturales El azufre y Levantamiento del Anhídrido carbónico

Anteriormente, además de los cuatro procesos se instalan

calentadores y limpiadores, normalmente a o cerca del wellhead. Los limpiadores sirven quitar arena y otras impurezas de la grande-partícula principalmente. Los calentadores aseguran que la temperatura del gas no deja caer demasiado bajo. Con gas natural que contiene cantidades bajas de agua incluso, los hidratos de gas naturales tienen una tendencia a formar cuando la gota de temperaturas. Estos hidratos son sólidos o compuestos del semi-sólido, pareciéndose el hielo como cristales. Si estos hidratos deben aumentar, ellos pueden impedir el pasaje de gas natural a través de las válvulas y recogiendo los sistemas. Para reducir la ocurrencia de hidratos, se instalan típicamente dondequiera que las unidades caloríficas gas-disparadas naturales pequeñas a lo largo de la cañería de la recolección que es probable que los hidratos pueden formar. El aceite y Levantamiento de Condensate

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En el orden procesar y transportar el gas natural disuelto

asociado, debe separarse del aceite en que se disuelve. Esta separación de gas natural del aceite que usa el más a menudo equipo instalado a se hace o cerca del wellhead.

El proceso real separaba el aceite del gas natural, así como el equipo que se usa, puede variar ampliamente. Aunque la calidad de la tubería seca el gas natural es casi idéntico por las áreas geográficas diferentes, el gas natural crudo de las regiones diferentes puede tener composiciones diferentes y requisitos de la separación. Se disuelve el gas natural bajo tierra en el aceite principalmente debido a la presión bajo que la formación es en muchos casos. Cuando este gas natural y el aceite se produce, es posible que separe solo, absolutamente debido a la presión disminuida; a mucho le gusta abrir una lata de estallido del refresco permite el descargo de anhídrido carbónico disuelto. En estos casos, la separación de aceite y gas es relativamente fácil, y los dos hidrocarburos se envían las maneras separadas para más allá proceso. El tipo más básico de separador está conocido como un separador convencional. Consiste en un tanque cerrado simple dónde la fuerza de saques de gravedad para separar los líquidos más pesados como el aceite, y los gases más ligeros, como el gas natural.

Ingenieros de Proceso de gasLa fuente: La Corporación de ChevronTexaco

En ciertos casos, sin embargo, el equipo especializado es necesario separar aceite y el gas natural. Un ejemplo de este tipo de equipo es el Separador de Bajo-temperatura (LTX).

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Esto se usa el más a menudo para los pozos el gas de presión alta productor junto con aceite crudo ligero o condensate. Estos separadores usan los diferenciales de presión para refrescar el gas natural mojado y separar el aceite y condensate. El gas mojado entra en el separador, refrescándose ligeramente por un permutador de calor. El gas viaja entonces a través de un líquido de presión alta 'el knockout' que sirve quitar cualquier líquido en un separador de bajo-temperatura. El gas fluye entonces en este separador de bajo-temperatura a través de un mecanismo de ahogo que extiende el gas como él entra en el separador. Esta expansión rápida del gas permite el amenazador de la temperatura en el separador. Después del levantamiento de líquido, el gas seco viaja entonces atrás a través del permutador de calor y se calienta por el gas mojado entrante. Variando la presión del gas en las varias secciones del separador, es posible variar la temperatura que causa el aceite y un poco de agua ser condensado fuera del arroyo de gas mojado. Esta relación de presión-temperatura básica también puede trabajar en la marcha atrás, extraer el gas de un arroyo de aceite líquido. El Levantamiento de agua

Además del aceite de separación y algún condensate del arroyo de gas mojado, es necesario quitar la mayoría del agua asociada. La mayoría del líquido, agua libre asociada con el gas natural extraído está alejada por los métodos de la separación simples a o cerca del wellhead. Sin embargo, el levantamiento del vapor de agua que existe en la solución en el gas natural requiere un tratamiento más complejo. Este tratamiento consiste de 'deshidratando' el gas natural que normalmente involucra uno de dos procesos: cualquier absorción, o adsorción.

La absorción ocurre cuando el vapor de agua se saca por un agente deshidratando. La adsorción ocurre cuando el vapor de agua se condensa y coleccionó en la superficie. La Deshidratación de Glycol

Un ejemplo de deshidratación de absorción está conocido como la Deshidratación de Glycol. En este proceso, un dehydrator del desiccant líquido sirve absorber el vapor de

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agua del arroyo de gas. Glycol, el agente principal en este proceso, tiene una afinidad química por el agua. Esto significa que, cuando en el contacto con un arroyo de gas natural que contiene el agua, los glycol servirán a 'el robo' el agua fuera del arroyo de gas. Esencialmente, la deshidratación del glycol involucra usando una solución del glycol, normalmente cualquier glycol del diethylene (DEG) o glycol del triethylene (TEG) que se trae en el contacto con el arroyo de gas mojado en lo que se llama el 'el contactor'. La solución del glycol absorberá el agua del gas mojado. Una vez absorto, las partículas del glycol se puestas más pesado y hunde al fondo del contactor dónde ellos están alejados. El gas natural, se habido despojado de la mayoría de su agua satisfecho, se transporta entonces fuera del dehydrator. La solución del glycol, llevando todo la agua despojada del gas natural, se pone a través de una olla especializada diseñó para vaporizar sólo el agua fuera de la solución. Mientras el agua tiene un punto de ebullición de 212 grados Fahrenheit, el glycol no hierve hasta 400 grados Fahrenheit. Este diferencial del punto de ebullición lo hace relativamente fácil de quitar el agua de la solución del glycol, permitiéndolo se reuse en el proceso de la deshidratación.

Una nueva innovación en este proceso ha sido la suma de separador-condensadores de tanque de llamarada. Así como el agua absorbente del arroyo de gas mojado, la solución del glycol lleva de vez en cuando con él las cantidades pequeñas de metano y otros compuestos encontradas en el gas mojado. En el pasado, este metano se dio salida simplemente fuera de la olla. Además de perder una porción del gas natural que se extrajo, esto dando salida contribuye para airear polución y el efecto del invernáculo. Para disminuir la cantidad de metano y otros compuestos que están perdidos, los separador-condensadores de tanque de llamarada trabajan para quitar estos compuestos antes de la solución del glycol alcanza la olla. Esencialmente, un separador de tanque de llamarada consiste en un dispositivo que reduce la presión del arroyo de solución de glycol, mientras permitiendo el metano y otros hidrocarburos para vaporizar ('la llamarada'). La solución del glycol viaja entonces a la olla que también puede encajarse con aire o agua refrescó condensadores que sirven capturar cualquier compuesto orgánico restante que puede permanecer en la

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solución del glycol. En la práctica, según el Departamento de la Oficina de Energía de Energía Fósil, estos sistemas se han mostrado para recuperar 90 a 99 por ciento de metano que se señalaría con luz por otra parte en la atmósfera. . Sólido-Desiccant la Deshidratación

Sólido-desiccant la deshidratación es el formulario primario de deshidratar gas natural que usa la adsorción, y normalmente consiste en dos o más adsorción sobresale que está lleno con un desiccant sólido. Los desiccants típicos incluyen alúmina activada o un material de gel de sílice granular. Moje se pasa el gas natural a través de estas torres, de la cima para basar. Como los pasos de gas mojados alrededor de las partículas de material del desiccant, se retiene el agua en la superficie de estas partículas del desiccant. Atravesando la cama del desiccant entera, casi todos la agua es el adsorbed hacia el material del desiccant, mientras dejando el gas seco para terminar el fondo de la torre.

Las Torres de absorciónLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

Sólido-desiccant los dehydrators son típicamente más eficaces que el dehydrators del glycol, y normalmente se instala como un tipo de sistema de la montura a lo largo de las tuberías de gas naturales. Estos tipos de sistemas de la deshidratación están el mejor preparados para los volúmenes grandes de gas bajo la misma presión alta, y se localiza así normalmente en una tubería río abajo de una estación del compresor. Se requieren dos o más torres debido al hecho que después de un cierto período de uso, el desiccant en una torre particular se satura con el agua. A 'regenerado' el

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desiccant, un calentador de alto-temperatura se usa para calentar el gas a una temperatura muy alta. Pasando esto calentado el gas a través de una cama del desiccant saturada vaporiza el agua en la torre del desiccant, mientras dejándolo seco y permitiendo la deshidratación de gas natural extensa. La separación de Líquidos de Gas Naturales

La venida de gas natural directamente de un bien contiene muchos líquidos de gas naturales que están normalmente alejados. En la mayoría de los casos, los líquidos de gas naturales (NGLs) tiene un valor más alto como los productos separados, y es así barato quitarlos del arroyo de gas. El levantamiento de líquidos de gas naturales normalmente tiene lugar en una planta del proceso relativamente centralizada, y usa las técnicas similar a aquéllos deshidrataba el gas natural.

La Planta de Proceso de gas con las Torres de Absorción

La fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

Hay dos pasos básicos al tratamiento de líquidos de gas naturales en el arroyo de gas natural. Primero, los líquidos deben extraerse del gas natural. Segundo, estos líquidos de gas naturales deben separarse, abajo a sus componentes bajos. El Extracto de NGL

Hay dos técnicas del principio por quitar NGLs del arroyo de gas natural: el método de absorción y el proceso del

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expander criogénico. Según la Asociación de Procesadores de Gas, estos dos cuenta de los procesos para alrededor de 90 por ciento de producción de líquidos de gas natural total. El Método de Absorción

Las cañerías y Torres de AbsorciónLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

El método de absorción de extracto de NGL es muy similar a usar la absorción por la deshidratación. La diferencia principal es que, en la absorción de NGL, un aceite absorbente se usa como opuesto al glycol. Este aceite absorbente tiene un 'la afinidad' para NGLs en mucho la misma manera como el glycol tiene una afinidad por el agua. Antes de que el aceite haya recogido cualquier NGLs, es el termed 'delgado' el aceite de absorción. Cuando el gas natural se pasa a través de una torre de absorción, se trae en el contacto con el aceite de absorción que empapa a una proporción alta del NGLs. El 'rico' el aceite de absorción, conteniendo NGLs ahora, las salidas la torre de absorción a través del fondo. Es ahora una mezcla de aceite de absorción, propano, butanos, pentanes, y otros hidrocarburos más pesados. El aceite rico se alimenta en silencios de aceite de carne magra dónde la mezcla se calienta a una temperatura sobre el punto de ebullición del NGLs, pero debajo del del aceite. Este proceso permite la recuperación de alrededor de 75 por ciento de butanos, y 85 - 90 por ciento de pentanes y las moléculas más pesadas del arroyo de gas natural.

El proceso de absorción básico puede modificarse para mejorar su efectividad anteriormente, o al blanco el extracto de NGLs específico. En el método de absorción de aceite

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refrigerado dónde el aceite delgado se refresca a través de la refrigeración, la recuperación del propano puede estar más de 90 por ciento, y alrededor de 40 por ciento de ethane puede extraerse del arroyo de gas natural. El extracto del otro, más pesado NGLs puede estar cerca de 100 por ciento usando este proceso. El Proceso de la Expansión Criogénico

Los procesos criogénicos también usa extraen NGLs del gas natural. Mientras los métodos de absorción pueden extraer casi todos el NGLs más pesado, los hidrocarburos más ligeros, como el ethane, son a menudo más difíciles de recuperar del arroyo de gas natural. En ciertos casos, es económico dejar el NGLs más ligero simplemente en el arroyo de gas natural. Sin embargo, si es económico extraer ethane y otros hidrocarburos más ligeros, se requieren los procesos criogénicos para las proporciones de la recuperación altas. Esencialmente, los procesos criogénicos consisten en dejar caer la temperatura del arroyo de gas a alrededor de -120 grados Fahrenheit.

Hay varios maneras diferentes de enfriar el gas a estas temperaturas, pero uno del más eficaz está conocido como el proceso de expander de turbo. En este proceso, se usan los refrigerants externos para refrescar el arroyo de gas natural. Entonces, una turbina de la expansión se usa para extender los gases enfriados rápidamente que las causas la temperatura para dejar caer significativamente. Esta gota de temperatura rápida condensa ethane y otros hidrocarburos en el arroyo de gas, mientras manteniendo el metano en el formulario gaseoso. Este proceso permite la recuperación de aproximadamente 90 a 95 por ciento del ethane originalmente en el arroyo de gas. Además, la turbina de la expansión puede convertir alguna de la energía soltados que cuando el arroyo de gas natural se extiende en el recompressing el effluent del metano gaseoso, así los costes de energía salvadores asociaron con extraer el ethane.

El extracto de NGLs del arroyo de gas natural produce a ambos limpiador, el más puro gas natural, así como los valiosos hidrocarburos que son los NGLs ellos.

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El Gas natural Fraccionado Líquido

Una vez NGLs han estado alejados del arroyo de gas natural, ellos deben estropearse en sus componentes bajos para ser útiles. Es decir, el arroyo mixto de NGLs diferente debe separarse fuera. El proceso lograba que esta tarea se llama el fraccionado. Fraccionado trabaja basado en los puntos de ebullición diferentes de los hidrocarburos diferentes en el arroyo de NGL. Esencialmente, el fraccionado ocurre en fases que consisten uno por uno en la ebullición fuera de de hidrocarburos. El nombre de un fractionator particular da una idea acerca de su propósito, como él se nombra convencionalmente para el hidrocarburo fuera de que es hervido. El proceso del fraccionado entero está abajo roto en los pasos, empezando con el levantamiento del NGLs más ligero del arroyo. Los fractionators particulares se usan en el orden siguiente: Deethanizer - este paso separa el etano del arroyo de NGL. Depropanizer - el próximo paso separa el propano. Debutanizer - este paso hierve fuera de los butanos, mientras dejando los pentanos y los hidrocarburos más pesados en el arroyo de NGL. Hendedor del butano o Deisobutanizer - este paso separa los iso y los butanos normales.

Procediendo de los hidrocarburos más ligeros al más pesado, es posible separar el NGLs diferente bastante fácilmente. El azufre y Levantamiento del Anhídrido carbónico

Además del agua, aceite, y NGL quite, uno de las partes más importantes de gas procesar involucra el levantamiento de azufre y anhídrido carbónico. El gas natural de algunos pozos contiene cantidades significantes de azufre y anhídrido carbónico. Este gas natural, debido al olor podrido proporcionado por su volumen de azufre, normalmente se llama 'el gas agrio'. el gas Agrio es indeseable porque el azufre compone que contiene puede ser sumamente dañoso, incluso letal, para respirar. El gas agrio también puede ser sumamente corrosivo. Además, el azufre que existe en el

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arroyo de gas natural puede extraerse y puede comercializarse solo. De hecho, según el USGS, la producción de azufre americana del proceso de gas planta las cuentas para aproximadamente 15 por ciento de la producción americana total de azufre.

La Planta de Dulcificante de gasLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

El azufre existe en el gas natural como el sulfide de hidrógeno (H2S), y el gas normalmente es considerado agrio si el volumen de sulfide de hidrógeno excede 5.7 miligramos de H2S por el metro cúbico de gas natural. El proceso por quitar el sulfide de hidrógeno del gas agrio normalmente es llamado 'endulzando' el gas.

El proceso primario por endulzar el gas natural agrio es bastante similar a los procesos de deshidratación del glycol y absorción de NGL. En este caso, sin embargo, se usan las soluciones del amine para quitar el sulfide de hidrógeno. Este proceso simplemente es conocido como el 'los amine procesan', o alternativamente cuando los Girdler procesan, y se usa en 95 por ciento de gas americano que endulza los funcionamientos. El gas agrio se corre a través de una torre que contiene la solución del amine. Esta solución tiene una afinidad por el azufre, y lo absorbe mucho como el glycol el agua absorbente. Hay dos soluciones de amine de principio usadas, monoethanolamine (MEA) y diethanolamine (DEA). Ambos estos compuestos, en el formulario de líquido, absorberán los compuestos de azufre del gas natural como él atraviesa. El gas del effluent está virtualmente libre de los compuestos de azufre, y así pierde su estado de gas agrio. Como el proceso para el extracto de NGL y deshidratación del glycol, la solución del amine usada puede regenerarse (es

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decir, el azufre absorto está alejado), permitiéndole ser reusado para tratar el gas más agrio.

Aunque más dulcificante de gas agrio involucra el proceso de absorción de amine, también es posible usar el desiccants sólido como las esponjas de hierro quitar el sulfide y anhídrido carbónico.

El azufre puede venderse y puede usarse si reducido a su formulario elemental. El azufre elemental es un polvo amarillo luminoso como el material, y puede verse a menudo en los montones grandes cerca del tratamiento de gas planta, como se muestra. Para recuperar el azufre elemental de la planta de proceso de gas, el azufre que contiene la descarga de un proceso de dulcificante de gas debe tratarse más allá. El proceso recuperaba el azufre está conocido como el proceso de Claus, e involucra usando las reacciones termales y catalizadoras al extracto el azufre elemental de la solución de sulfide de hidrógeno.

La Producción de Azufre elemental en una Planta de Tratamiento de Gas


En todos, el proceso de Claus puede normalmente recuperar 97 por ciento del azufre que ha estado alejado del arroyo de gas natural. Desde que es tal un contaminando y la substancia dañosa, más allá la filtración, la incineración, y 'el gas de la cola' limpie los esfuerzos asegure bien eso encima de 98 por ciento del azufre se recupera.

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El proceso de gas es un pedazo instrumental de la cadena de valor de gas natural. Es instrumental asegurando que el gas natural pensó para el uso es como limpie y puro como posible, haciéndole el quemando limpio y medioambientalmente la opción de energía legítima. Una vez el gas natural se ha procesado totalmente, y está listo ser consumido, debe transportarse de esas áreas que producen el gas natural, a esas áreas que lo requieren.

TRANSPORTE

El movimiento eficaz y eficaz de gas natural de las regiones productores a las regiones del consumo requiere un sistema de transporte extenso y detallado. En muchos casos, gas natural producido bien de un particular tendrá que viajar una gran distancia para alcanzar su punto de uso. El sistema de transporte para el gas natural consiste en una red compleja de tuberías, diseñada a rápidamente y eficazmente transporte el gas natural de su origen, a las áreas de demanda de gas natural alta. El transporte de gas natural se une estrechamente a su almacenamiento, también,; deba al ser de gas natural transportado no se requiera en ese momento, puede ponerse en los medios del almacenamiento para cuando se necesita.

Hay tres tipos del comandante de tuberías esencialmente a lo largo de la ruta de transporte: el sistema de la recolección, la tubería interestatal, y el sistema de la distribución. El sistema de la recolección consiste en presión baja, tuberías del diámetro bajas que transportan el gas natural crudo del wellhead a la planta del proceso. Deba bien el gas natural de un particular tiene azufre alto y volúmenes del anhídrido carbónico (el gas agrio), una cañería de recolección de gas agria especializada debe instalarse. El gas agrio es sumamente corrosivo y peligroso, así su transporte del wellhead a la planta del dulcificante debe hacerse cuidadosamente.

Las tuberías pueden caracterizarse como interestatal o intraestatal. Las tuberías interestatales llevan el gas natural por los límites estatales, en algunos casos aclare por el país. Las tuberías intraestatales, por otro lado, el transporte el gas

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natural dentro de un estado particular. Esta sección cubrirá los principios de tuberías de gas naturales interestatales, pero los detalles técnicos y operacionales discutidos son esencialmente el mismo para las tuberías intraestatales.

Las tuberías de gas naturales están sujeto a vigilancia regulador que de muchas maneras determina la manera en que las compañías de la tubería deben operar. Las Tuberías de Gas Naturales interestatales

Los gas tubería red transportes naturales interestatales procesaron el gas natural de procesar las plantas en las regiones productores a esas áreas con los requisitos de gas naturales altos, las áreas urbanas particularmente grandes, pobladas. Como puede verse, la red de la tubería se extiende por el país entero.

Las Tuberías de Gas Naturales interestatalesLa fuente: El Laboratorio de Tecnología de Energía

nacional, la GAMA,

Las tuberías interestatales son el 'carreteras de transmisión de gas natural. Gas natural que se transporta a través de los viajes de las tuberías interestatales a la presión alta en la tubería, a las presiones en cualquier parte de 200 a 1500 libras por la pulgada del cuadrado (el psi). Esto reduce el volumen del ser de gas natural transportado (por a a 600 veces), así como proporcionando el propulsor obligan a mover

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el gas natural a través de la tubería. Esta sección cubrirá los componentes del sistema de la tubería interestatal, la construcción de tuberías, e inspección de la tubería y seguridad. Para más información sobre las tuberías interestatales en general, haga clic aquí para visitar el website de la Asociación de Gas Natural Interestatal de América. Los Componentes de la tubería

Las tuberías interestatales consisten en varios componentes que aseguran la eficacia y fiabilidad que se necesitan de un sistema que entrega tal una energía fuente año ronda importante, veinte cuatro horas por día, y consisten en varios componentes diferentes. Las cañerías

Las cañerías en el TránsitoLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

Las tuberías pueden medir en cualquier parte de 6 a 48 pulgadas en el diámetro, aunque ciertas secciones de cañería de componente pueden consistir en cañería del diámetro pequeña, tan pequeño como 0.5 pulgadas en el diámetro. Sin embargo, esta cañería del diámetro pequeña normalmente se usa sólo recogiendo y sistemas de la distribución. Inyéctese que las cañerías, la tubería del principio en un sistema dado, normalmente están entre 16 y 48 pulgadas en el diámetro. Tuberías laterales a que entregan el gas natural o del inyéctese, está típicamente entre 6 y 16 pulgadas en el

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diámetro. La mayoría que las tuberías interestatales mayores están entre 24 y 36 pulgadas en el diámetro. La propia tubería real, normalmente llamó 'la cañería de la línea', consiste en un material de acero de carbono fuerte, diseñó para encontrarse el juego de las normas por el Instituto de Petróleo americano (el API).

Se producen las tuberías en fundiciones de acero que a veces se especializan para producir sólo tubería. Hay dos técnicas de la producción diferentes, uno para las cañerías del diámetro pequeñas y uno para las cañerías del diámetro grandes. Para las cañerías del diámetro grandes, de 20 a 42 pulgadas en el diámetro, las cañerías se producen de las hojas de metal que se pliega en una forma del tubo, con los fines formar una sección de la cañería soldaron juntos. La cañería del diámetro pequeña, por otro lado, puede producirse transparentemente. Esto involucra la calefacción una barra de metal a las temperaturas muy altas, picando un agujero entonces a través del medio de la barra producir un tubo sin substancia. En cualquier embale, la cañería se prueba antes de que enviarase de la fundición de acero, para asegurar que puede encontrarse la presión y normas de fuerza por transportar el gas natural.

La cañería de la línea también se cubre con un cubrir especializar para asegurar que no se corroe puesto en la tierra una vez. El propósito de la capa es proteger la cañería de humedad que causa la corrosión y oxidando. Hay varios técnicas de la capa diferentes. En el pasado, las tuberías eran cuchés con el esmalte de alquitrán de un carbón especializado. Hoy, las cañerías son a menudo protegido con lo que está conocido como un epoxy de atadura de fusión que dan un color del azul ligero notable a la cañería. Además, protección catódica se usa a menudo; qué es una técnica de ejecutar una corriente eléctrica a través de la cañería guardar fuera de la corrosión y oxidar. Las Estaciones del compresor

Como mencionado, el gas natural es muy presurizado como él viaja a través de una tubería interestatal. Para asegurar que el gas natural que fluye a través de cualquier un restos de la tubería presurizó, se requiere condensación de

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este gas natural periódicamente a lo largo de la cañería. Esto es cumplido por las estaciones del compresor, normalmente puestas a las 40 a 100 milla intervalos a lo largo de la tubería. El gas natural entra en la estación del compresor dónde está comprimido por o una turbina, motor, o artefacto.

Una Estación del CompresorLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

Los compresores de la turbina ganan su energía agotando una proporción pequeña del gas natural que ellos comprimen. La propia turbina sirve operar un compresor centrífugo que contiene un tipo de entusiasta que comprime y bombas el gas natural a través de la tubería. Algunas estaciones del compresor se operan usando un motor eléctrico para volverse el mismo tipo de compresor centrífugo. Este tipo de condensación no requiere el uso de cualquiera del gas natural de la cañería, sin embargo requiere una fuente fiable de electricidad cerca. Los artefactos de gas naturales reciprocando también usa impulsan algunas estaciones del compresor. Estos artefactos se parecen un artefacto automovilístico muy grande, y se impulsa por el gas natural de la tubería. La combustión del gas impulsa los pistones por fuera del artefacto que sirve comprimir el gas natural.

Además de comprimir el gas natural, el compresor estaciona también normalmente contenga algún tipo de separador líquido, mucho como los unos deshidrataba el gas natural durante su proceso. Normalmente, estos separadores consisten en limpiadores y filtros que capturan cualquier líquido u otras partículas indeseables del gas natural en la tubería. Aunque el gas natural en las tuberías es considerado 'seco' el gas, no es raro para una cierta cantidad de agua e hidrocarburos condensar fuera del arroyo de gas mientras en el tránsito. Los separadores líquidos en las estaciones del

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compresor aseguran que el gas natural en la tubería es tan puro como posible, y normalmente los filtros el prior de gas a la condensación. Las Estaciones midiendo

Además de comprimir el gas natural para reducir su volumen y empujarlo a través de la cañería, mientras midiendo las estaciones se ponen periódicamente a lo largo de las tuberías de gas naturales interestatales. Estas estaciones permiten a las compañías de la tubería supervisar y manejar el gas natural en sus cañerías. Esencialmente, estas estaciones midiendo miden el flujo de gas a lo largo de la tubería, y permite las compañías de la tubería a 'la huella' el gas natural como él fluye a lo largo de la tubería. Estos empleo de las estaciones midiendo especializado los metros para medir el gas natural como él fluye a través de la tubería, sin impedir su movimiento. Las válvulas

Una Válvula MolidaLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

Las tuberías interestatales incluyen un gran número de válvulas a lo largo de su longitud entera. Estas válvulas trabajan como las entradas; ellos son normalmente abra y permite el gas natural para fluir libremente, o ellos pueden usarse para detener el flujo de gas a lo largo de una cierta sección de cañería. Hay muchas razones por qué una tubería puede necesitar restringir el flujo de gas en ciertas áreas. Por ejemplo, si una sección de cañería requiere reemplazo o

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mantenimiento, pueden cerrarse válvulas en cualquier fin de esa sección de cañería para permitir el acceso seguro a ingenieros y a tripulaciones de trabajo. Estas válvulas grandes pueden ponerse cada 5 a 20 millas a lo largo de la tubería, y está sujeto a la regulación por los códigos de seguridad. Las Estaciones del mando y Sistemas de SCADA

Las compañías de tubería de gas naturales tienen clientes en ambos fines de la tubería - los productores y procesadores que entraron el gas en la tubería, y los consumidores y compañías de la distribución locales que sacan el gas de la tubería. Para manejar el gas natural que entra en la tubería, y para asegurar que todos los clientes reciben entrega oportuna de su porción de este gas, se exigen los sistemas del mando sofisticados supervisar el gas como él viaja a través de todas las secciones de lo que podría ser una red de la tubería muy larga. Lograr esta tarea de supervisar y controlar el gas natural que está viajando a través de la tubería, estaciones de mando de gas centralizadas que coleccionan, asimilan, y maneja datos recibidos de supervisar y el compresor estaciona la cañería desde el principio.

La Estación de Mando de tuberíaLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

La mayoría de los datos que se reciben por una estación del mando se proporciona por el Mando De supervisión y Adquisición de los Datos (SCADA) los sistemas. Estos sistemas son sistemas de comunicaciones esencialmente sofisticados que toman las medidas y coleccionan los datos a lo largo de

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la tubería (normalmente un midiendo o el compresor estaciona y válvulas) y los transmite a la estación del mando centralizada. La proporción de flujo a través de la tubería, los estados operacionales, presión, y lecturas de temperatura pueden todos se use para evaluar el estado de la tubería en cualquier un momento. Estos sistemas también trabajan en real-tiempo, mientras significando que hay tiempo de retraso pequeño entre las medidas se llevadas la tubería y su transmisión a la estación del mando.

Esta información, relevada a una estación del mando centralizada, permite que la tubería diseña para saber lo que está pasando en todo momento a lo largo de la tubería exactamente. Esto permite las reacciones rápidas a los funcionamientos defectuosos de equipo, goteras, o cualquier otra actividad rara a lo largo de la tubería. Algunos sistemas de SCADA también incorporan la habilidad de operar cierto equipo remotamente a lo largo de la tubería, incluso las estaciones del compresor, que permitiendo a ingenieros inmediatamente y fácilmente en un centro del mando centralizado a ajustan las proporciones de flujo en la tubería. La Construcción de la tubería

Cuando los aumentos de uso de gas naturales, para que hace la necesidad de tener la infraestructura de transporte en el lugar proporcionar la demanda aumentada. Esto significa ese compañías de la tubería constantemente están evaluando el flujo de gas natural por el EE.UU., y construyendo las tuberías para permitir transporte de gas natural a esas áreas que son los underserved.

Inspeccionando el Derecho-de-manera

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Construyendo las tuberías de gas naturales requiere mucho planificación y preparación. Además de construir la tubería, varios permitiendo y procesos regulador realmente debe completarse. Para aprender más sobre la regulación de tuberías y su construcción, haga clic aquí. En muchos casos, prior a empezar el permitiendo y aterriza los procesos de acceso, las compañías de tubería de gas naturales preparan a un análisis de viabilidad asegurar que una ruta aceptable para la tubería existe que eso ya proporciona el menor impacto al ambiente y la infraestructura pública en el lugar.

Asumiendo una compañía de la tubería obtiene todos los permisos requeridos y satisface todos los requisitos regulador, la construcción de la cañería puede empezar. La topografía extensa de la ruta intencional se completa, antena y tierra basaron, para asegurar que ninguna sorpresa hace estallar a durante la asamblea real de la tubería.

Instalando una tubería es mucho como un proceso de línea de asamblea, con las secciones de la tubería a completándose en las fases. Primero, el camino de la tubería se aclara de impedimentos todo trasladables, incluso los árboles, los cantos rodados, el cepillo, y nada más que puede prohibir la construcción. Una vez el camino de la tubería se ha aclarado para permitir el equipo de la construcción para ganar el acceso suficientemente, las secciones de cañerías se ponen a lo largo del camino intencional, un proceso llamó 'atando' la cañería. Estas secciones de la cañería normalmente son de 40 a 80 pies largo, y es específico a su destino. Es decir, ciertas áreas tienen los requisitos diferentes por cubrir material y espesor de la cañería.

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'Atando' la CañeríaLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

Una vez la cañería está en el lugar, se excavan las trincheras junto a los pusimos fuera la cañería. Estas trincheras son típicamente 5 a 6 pies profundo, cuando las regulaciones exigen a la cañería ser por lo menos 30 pulgadas debajo de la superficie. En ciertas áreas, sin embargo, incluso los cruces del camino y cuerpos de agua, la cañería se entierra aun más profundamente. Una vez las trincheras se excavan, la cañería se congrega y contorneó. Esto incluye la soldadura juntos las secciones de cañería en una tubería continua, y doblándolo ligeramente, si necesitó, para encajar el contorno del camino de las tuberías. Cubriendo se aplica a los fines de las cañerías (la capa aplicó típicamente a un molino de la capa hojas que los fines de la cañería limpian, para para no interferir con soldar), y la capa entera de la cañería se inspecciona para asegurar que es libre de los defectos.

Una vez la cañería se suelda, inclinación, y cuché, puede bajarse en las trincheras previamente excavadas. Esto se hace con equipo de la construcción rastreado especializado que actúa en el tándem alzar la cañería relativamente uniformemente y bajarlo en la trinchera. Una vez bajado en la tierra, la trinchera está cuidadosamente llena en, para asegurar que la cañería y su capa no incurren en el daño. El último paso en la construcción de la tubería es la prueba hidrostática. Esto consiste en agua corriente, a las presiones superior que se necesitará para el transporte de gas natural, a través de la longitud entera de la cañería. Esto sirve como una prueba para asegurar que la tubería es muy bien

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bastante, y ausente de cualquier gotera de hendiduras, antes de que se bombee el gas natural a través de la tubería.

La Cañería amenazadoraLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

La cañería poniendo por arroyos o ríos puede lograrse en una de dos maneras. El cruce cortado abierto involucra el excavando de trincheras en el suelo del río alojar la cañería. Cuando esto se hace, la propia cañería es normalmente en buen salud con una cubierta concreta que ambos asegura que la cañería se queda en el fondo del río, y agrega una capa proteccionista extra para prevenir cualquier gotera de gas natural en el agua. Alternadamente, un formulario de taladrar direccional puede emplearse en que una clase de 'el túnel' se taladra bajo el río a través de que la cañería puede pasarse. Las mismas técnicas se usan para los cruces del camino - o una trinchera abierta se excava a por el camino y se reemplaza una vez la cañería se instala, o un túnel puede taladrarse el camino debajo.

Una vez la tubería se ha instalado, y cubrió a, se toman los esfuerzos extensos para restaurar la senda de la tubería a su estado original, o para mitigar para cualquier impacto medioambiental u otro que puede haber ocurrido durante el proceso de la construcción. Esto incluye a menudo reemplazando el mantillo, cercos, los canales de la irrigación, y nada más que puede haber estado alejado o puede haber perturbado durante el proceso de la construcción. La Inspección de la tubería y Seguridad

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El cerdo - la Herramienta de Inspección de TuberíaLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

Para asegurar el funcionamiento eficaz y seguro de la red extensa de tuberías de gas naturales, las compañías de la tubería inspeccionan sus tuberías rutinariamente para la corrosión y defectos. Esto se hace a través del uso de pedazos sofisticados de equipo conocido como los cerdos. Los cerdos son dispositivos del robotic inteligentes que se propulsan abajo las tuberías para evaluar el interior de la cañería. Los cerdos pueden probar el espesor de la cañería, y la redondez, el cheque para las señales de corrosión, descubre las goteras diminutas, y cualquier otro defecto a lo largo del interior de la tubería que o puede impedir el flujo de gas, o propone una seguridad potencial se arriesga para el funcionamiento de la tubería. Enviando un cerdo abajo una tubería es propiamente conocido como 'pariendo' la tubería.

Además de la inspección con los cerdos, hay varios precauciones de seguridad y procedimientos en el lugar minimizar el riesgo de accidentes. De hecho, el transporte de gas natural es uno de las maneras más seguras de transportar la energía, principalmente debido al hecho que la infraestructura es fija, y enterró bajo tierra. Según el Departamento de Transporte (el PUNTO), las tuberías son el método más seguro de transportar petróleo y el gas natural. Mientras hay 100 muertes más de por año asociado con las líneas de la transmisión eléctricas, según la Oficina del Punto de Seguridad de la Tubería en 2001, que había 2 muertes asociadas con las tuberías de la transmisión, y 5 muertes asociaron con los sistemas de la distribución.

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Unos de las precauciones de seguridad asociadas con las tuberías de gas naturales incluya:

Las Patrullas etéreas - se usan los Aviones para no asegurar ninguna actividad de la construcción también está teniendo lugar cerca de la ruta de la tubería, particularmente en las áreas residenciales. La construcción desautorizado y excavar es la amenaza primaria a la seguridad de la tubería, según INGAA,

Gotee el Descubrimiento - gas Natural que el equipo detector es usado periódicamente por el personal de la tubería en la superficie para verificar para las goteras. Esto es especialmente importante en áreas dónde el gas natural no es ningún odorized.

Los Marcadores de la tubería - las Señales en la superficie sobre las tuberías de gas naturales indican la presencia de tuberías subterráneas al público, reducir la oportunidad de cualquier interferencia con la tubería.

Gas que Prueba - Rutina que prueba del gas natural en las tuberías asegura su calidad, y también puede indicar corrosión del interior de la tubería, o la entrada de contaminantes.

El Mantenimiento preventivo - Esto involucra la comprobación de válvulas y el levantamiento de impedimentos de la superficie a la inspección de la tubería.

La Contestación de la emergencia - las compañías de la Tubería tienen equipos de contestación de emergencia extensos que entrenan para la posibilidad de una gama amplia de accidentes potenciales y emergencias.

El Uno Llama el Programa - Todos los estados han instituido lo que está conocido como un uno llame' programa que proporciona a los excavadores las tripulaciones de la construcción, y cualquiera interesó excavando en la tierra alrededor de una tubería con un solo número de teléfono que puede llamarse cuando cualquier actividad de la excavación se planea. Esta llamada alerta la compañía de la tubería que puede marcar el área o incluso les envía a representantes que supervisen el excavando.

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Éstos son pero unos de los esfuerzos emprendidos por la industria de la tubería para asegurar la seguridad del público y el ambiente, y para proteger la integridad de sus tuberías.

Esta sección ha cubierto los elementos esenciales de tuberías de gas naturales. Aprender más sobre la tubería relacionaron las estadísticas en el EE.UU., así como otra información sobre la industria de tubería de gas natural, haga clic aquí.

El transporte de gas natural se une estrechamente a su almacenamiento. Mientras las tuberías de gas naturales interestatales grandes transportan el gas natural de las regiones del proceso a las regiones consumiendo y pueden servir que a los usuarios precios de mayoreo grandes les gusta industrial o clientes de generación de poder directamente, es el sistema de la distribución que realmente entrega el gas natural a más clientes del menudeo, mientras incluyendo a los usuarios de gas naturales residenciales. Haga clic aquí para aprender sobre la distribución de gas natural.

DISTRIBUCION

La distribución es el paso final entregando el gas natural a los usuarios finales. Mientras algunos clientes de la generación industriales, comerciales, y eléctricos grandes reciben el gas natural directamente de la capacidad alta las tuberías interestatales e intraestatales (normalmente acortado a través de las compañías de mercadeo de gas naturales), más más de los otros usuarios reciba el gas natural de una compañía de la distribución local (LDC). LDCs son compañías involucradas en la entrega de gas natural a los consumidores dentro de una área geográfica específica. Hay dos tipos básicos de compañías de la distribución locales: aquéllos poseídos por los inversionistas, y los sistemas de gas públicos poseyeron por los gobiernos locales.

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La Cañería de Distribución de Diámetro Pequeña instalando


Las compañías de la distribución locales típicamente el transporte el gas natural de la entrega apunta a lo largo de las tuberías interestatales e intraestatales a través de los miles de millas de cañería de distribución de pequeño-diámetro. La entrega apunta a LDCs, sobre todo para las áreas municipales grandes, es a menudo los termed 'el citygates', y es los centros del mercado importantes por el preciar de gas natural. Típicamente, LDCs toman propiedad del gas natural al citygate, y lo entrega a la situación de cada cliente individual de uso. Esto requiere una red extensa de cañería de distribución de pequeño-diámetro; se ha estimado que allí existe terminado millones de millas de cañería de la distribución en los Estados Unidos.

Debido a la infraestructura de transporte mover el gas natural a muchos clientes diversos por una área geográfica bastante ancha requirieron, la distribución cuesta típicamente recupere la mayoría de costos de gas naturales los usuarios finales de volumen pequeños. Mientras las tuberías grandes pueden reducir que la unidad cuesta transmitiendo volúmenes grandes de gas natural, las compañías de la distribución deben entregar los volúmenes relativamente pequeños a muchos las situaciones más diferentes. De hecho, según la Administración de Información de Energía (EIA), para

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el volumen pequeño típico el consumidor de gas natural residencial, los costes de la distribución pueden representar a a 47 por ciento de la factura de gas natural. Como mostrado, el artículo cuesta (el propio gas natural físico) represente 34 por ciento de la factura de consumidores residenciales aproximadamente, y transmisión (por las tuberías interestatales e intraestatales grandes) y el almacenamiento cuesta constituya aproximadamente 19 por ciento. La entrega de Gas Natural La entrega de gas natural a su punto de uso del fin por una utilidad de la distribución es mucho como el transporte de gas natural discutido en la sección de Transporte. Sin embargo, la distribución involucra la mudanza los volúmenes más pequeños de gas a muchas más bajo presiones encima de las distancias más cortas a un gran número de usuarios individuales. La cañería del pequeño-diámetro se usa para transportar el gas natural del citygate a los consumidores individuales.

Los componentes de Precios de Gas Naturales Residenciales

La fuente: La Administración de Información de energía

El gas natural se comprime para asegurar el flujo de la tubería periódicamente, aunque las estaciones del compresor locales son típicamente muy más pequeño que aquéllos usaron para el transporte interestatal. Debido a los volúmenes más pequeños de gas natural para ser movido, así como la cañería del pequeño-diámetro que se usa, la presión

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exigida mover el gas natural a través de la red de la distribución es muy más bajo que eso encontró en las tuberías de la transmisión. Mientras gas natural que viaja a través de las tuberías interestatales puede comprimirse a tanto como 1,300 libras por la pulgada del cuadrado (el psi), gas natural que viaja a través de la red de la distribución requiere tan pequeño como 3 psi de presurización. El gas natural a ser distribuido es típicamente el depressurized a o cerca del citygate, así como fregó y se filtró (aunque ya se ha procesado anterior a la distribución a través de las tuberías interestatales) para asegurar humedad baja y volumen del particulate. Además, Mercaptan - la fuente del olor del huevo podrido familiar en el gas natural - se agrega por el prior de LDC a la distribución. Esto se agrega porque el gas natural es inoloro y descolorido, y el olor familiar de hechuras de Mercaptan el descubrimiento de goteras muy más fácil.

La Estación de Compresor de distribuciónLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

Tradicionalmente, la cañería de acero rígida fue usada para construir las redes de la distribución. Sin embargo, la nueva tecnología está permitiendo el uso de plástico flexible y la tubería de acero limpia arrugada en lugar de la cañería de acero rígida. Estos nuevos tipos de entubar permiten reducción del costo y flexibilidad de la instalación compañías de la distribución locales y los consumidores de gas naturales.

Otra innovación en la distribución de gas natural es el uso de sistemas de la metro-lectura electrónicos. El gas natural que se consume por cualquier un cliente es moderado por metros del en-sitio que esencialmente guardan huella del volumen de gas natural consumidos a esa situación.

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Tradicionalmente para facturar a clientes correctamente, metro-leyendo personal tenido que ser despachado para grabar estos volúmenes. Sin embargo, los nuevos sistemas de la metro-lectura electrónicos son capaces de transmitir esta información directamente a la compañía de la distribución local. Esto produce las economías del costo para el LDC que se pasa a su vez a lo largo de a clientes.

La Distribución Residencial instalandoLa fuente: La duque Energía Gas Transmisión Canadá

La instalación de cañería de distribución de gas natural requiere el mismo proceso en cuanto a las tuberías más grandes: la excavación de trincheras en que la cañería se pone. Sin embargo, las nuevas técnicas abriendo fosos están permitiendo la instalación de cañería de la distribución con menos impacto en los ambientes molidos anteriores. Guiado taladrando los sistemas se usa para excavar un agujero subterráneo en que la cañería puede insertarse, y puede llevar a la excavación significante y ahorro de la restauración. Esto es particularmente importante en las escenas urbanas atestado y los ambientes rurales escénicos dónde la instalación de cañería de distribución de gas natural puede ser una molestia mayor para los residentes y dueños de negocio.

El mando de supervisión y adquisición de los datos (SCADA) los sistemas, similar a aquéllos usados por las compañías de la tubería grandes, también se usa por las compañías de la distribución locales. Estos sistemas pueden

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asimilar mando de flujo de gas y medida con otra contabilidad, facturación, y sistemas del contrato mantener una medida comprensiva y sistema del mando el LDC. Esto permite la información exacta, oportuna sobre el estado de la distribución conecte una red de computadoras para ser usado por el LDC para asegurar el servicio eficaz y eficaz en todo momento. La regulación de Distribución de Gas Natural

Tradicionalmente, se han otorgado las compañías de la distribución locales los derechos exclusivos para distribuir el gas natural en una área geográfica especificada, así como realice a los servicios les gusta la facturación, la inspección de seguridad, y manteniendo los montajes de gas naturales los nuevos clientes. Las tuberías interestatales LDCs se han parecido históricamente en como los monopolios naturales. Debido al costo de llevar a cabo la infraestructura de la distribución, sería antieconómico a ponga solapando las redes de la distribución en cualquier una área, mientras significando eso en la mayoría de las áreas que hay sólo un LDC que ofrece los servicios de la distribución.

Debido a su posición como los monopolios naturales en una área geográfica dada, se han regulado las compañías de la distribución históricamente para asegurar ese poder del monopolio no se abusa, y los consumidores de gas naturales no se caen ninguna víctima a demasiado distribución alta cuesta o los sistemas de la entrega ineficaces. Se cobran las comisiones de utilidad públicas estatales con la vigilancia y regulación de inversionista poseyó las compañías de la distribución locales. Esas utilidades poseídas por los gobiernos locales son gobernadas típicamente por las agencias gubernamentales locales para asegurar que se reúnen las necesidades y preferencias de clientes en un costo la manera eficaz. La regulación estatal de compañías de la distribución locales tiene una variedad de objetivos, mientras incluyendo asegurando suministro adecuado, servicio fidedigno, y los precios razonables para los consumidores, mientras también permitiendo una proporción adecuada de retorno para el inversionista poseyeron LDCs. Los reguladores estatales también son responsables para vigilar la construcción de nueva distribución que conecta una red de

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computadoras, mientras incluyendo sitios de la instalación aprobadores y las sumas propuestas a la red. Los órdenes regulador y métodos de vigilancia varían del estado para declarar. Para aprender más sobre la regulación de distribución de gas natural en su estado, haga clic aquí para visitar la Asociación Nacional de Comisionados de Utilidad Regulador (NARUC).

Las compañías de la distribución locales han ofrecido históricamente sólo atado los servicios; es decir, ellos combinan el costo de actividades todo río arriba, mientras incluyendo su propio transporte y el precio de comprar el propio gas natural, en un precio para los consumidores. Ha habido recientemente sin embargo, un movimiento hacia el unbundling del menudeo de ventas de gas naturales. Mucho como el tubería reestructurar interestatal, muchos estados ofrecen programas en que clientes pueden escoger de quienes ellos compran su gas ahora, y usa la red de la distribución simplemente en el lugar transportar ese gas natural a su punto de consumo. Estos programas, normalmente llamó 'la opción del cliente' los programas, está en el lugar o bajo el desarrollo en varios estados.

Aunque los clientes comerciales más residenciales y pequeños tienden hacia comprar 'ató' el gas natural de LDCs, están probándose nuevos métodos por permitir la opción del cliente en las compras de gas naturales en varios estados. El papel en aumento importante de mercante de gas naturales, así como la innovación alimentó aumentando la competición en el mercado, está llevando a las maneras innovadoras de proporcionar el gas natural a los usuarios de volumen pequeños. La distribución y Seguridad

Las compañías de la distribución locales, como las tuberías interestatales e intraestatales más grandes, mantienen las normas de seguridad más altas para asegurar ese accidentes evitables se evita, y se remedian problemas con la red de la distribución en una moda oportuna. Muchos de los programas de seguridad mantenidos por LDCs son bastante similares a aquéllos de compañías de la tubería interestatales. La seguridad mide al nivel local incluya:

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Gotee el Equipo de Descubrimiento - LDCs tienen en el

lugar sofisticó equipo de descubrimiento de gotera, diseñado para meterse a con las goteras de gas natural de la red de la distribución, así como agregando el odorants al gas natural hacerle más fácil para descubrir una gotera

La Educación de seguridad Programa - LDCs ejecutan los seminarios de seguridad de gas naturales típicamente en las escuelas, la comunidad centra, y a través de otras organizaciones asegurar a clientes están bien versados en los procedimientos de seguridad de gas naturales, y sabe qué hacer en caso de una gotera o emergencia

Técnicos en la Llamada - LDCs mantienen flotas de técnicos en la llamada 24 horas por día, siete días por semana para responder a los problemas de clientes y preocupaciones

La Preparación de la emergencia - LDCs participan en la comunidad y la preparación de la emergencia local programa, mientras educando y preparando para los eventos de la emergencia como los desastres naturales

Uno Llama los Sistemas - les proporciona un solo número de teléfono a clientes, contratistas, y excavadores para llamar antes de comenzar excavación o construcción, para asegurar que la red de la distribución es sencilla.

El comunidad Emergencia Contestación Equipo - Verificando los Metros de Gas La fuente: La Agencia de Dirección de Emergencia federal Éstos son pero unos de las medidas de seguridad mantenidas por las compañías de la distribución locales. Especialmente importante para la distribución segura de gas natural, particularmente en las áreas densamente pobladas, es la educación de clientes. Enseñándoles el uso seguro de gas natural a los usuarios de gas naturales, qué hacer en una emergencia, y cómo descubrir las goteras, las compañías de la distribución aseguran que la distribución de gas natural seguirá siendo uno de los formularios más seguros de transmisión de energía. Para más información sobre la seguridad de gas natural en su área, avise su compañía de la distribución local. El Departamento de la Oficina de Transporte de Seguridad de la Tubería (OPS) también tiene la

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jurisdicción encima de asegurar la seguridad de redes de distribución de gas naturales. La entrega de gas natural a través de las utilidades de la distribución y las tuberías interestatales e intraestatales son muy dependientes en el ambiente regulador del día.

MARKETING

El mercadeo de gas natural es una relativamente nueva suma a la industria de gas natural. No había ningún papel antes de a la dereglamentación del mercado de artículo de gas natural y la introducción de acceso abierto para todos a las tuberías de gas naturales, para los mercante de gas naturales. Productores vendieron a tuberías que vendieron a las compañías de la distribución locales y otro volumen grande los usuarios de gas naturales. Las compañías de la distribución locales vendieron el gas natural comprado de las tuberías detallar a los usuarios finales, incluso el anuncio y los clientes residenciales. Precie en absoluto la regulación nivela de este suministro encadene no dejado ningún lugar para otros comprar y vender el gas natural. Sin embargo, con los mercados competitivos recientemente accesibles introducidos gradualmente durante los últimos quince años, el mercadeo de gas natural se ha vuelto un componente íntegro de la industria de gas natural. De hecho, los primeros mercante eran un resultado directo de tuberías interestatales que intentan resarcirse de las pérdidas asociado con término

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contratos largos entrados en como resultado de los problemas de la sobreoferta de los tempranos 1980s.

El mercadeo de gas natural puede definirse como la venta de gas natural. En las condiciones aun más sueltas, comercializar pueden ser llamado el proceso de coordinar, a los varios niveles, el negocio de traer el gas natural del wellhead a los fin-usuarios. El papel de mercante de gas naturales es bastante complejo, y no encaja exactamente en cualquier una mancha en la cadena de suministro de gas natural. Mercante pueden ser afiliados de productores, tuberías, y las utilidades locales, o puede ser los unaffiliated de las entidades comerciales separados con cualquier otro jugador en la industria de gas natural. Mercante, en lo que formulario, los compradores del hallazgo para el gas natural, asegure suministros seguros de gas natural en el mercado, y mantenga una senda el gas natural para localizar al fin-usuario. Es mercante de gas naturales que aseguran un líquido, el mercado transparente existe para el gas natural. Comercializando el gas natural pueden incluir todos los pasos del intermedio que una compra particular requiere; incluyendo colocando el transporte, almacenamiento, la contabilidad, y básicamente cualquier otro paso exigió facilitar la venta de gas natural.

Esencialmente, mercante están principalmente interesados con vender el gas natural, o a los revendedores (otros mercante y compañías de la distribución), o usuarios finales. Por término medio, el gas más natural puede tener tres a cuatro dueños separados realmente ante él localiza al fin-usuario. Además de la compra y vendiendo de gas natural, mercante usan su especialización en los instrumentos financieros y mercados a los dos reduzca su exposición a los riesgos inherente a los artículos, y gane el dinero a través de especular acerca de los movimientos de mercado de futuro.

Para entender el papel y función de mercante de gas naturales más totalmente, es útil tener una comprensión de los elementos esenciales de mercados de gas naturales. El Gas natural como un Artículo

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Se vende el gas natural como un artículo, mucho como las barrigas de la carne de cerdo, maíz, cobre, y aceite. La característica básica de un artículo es que es esencialmente el mismo producto no importa donde se localiza. El gas natural, después de procesar, los ataques esta descripción. Los mercados del artículo son inherentemente volátiles, mientras significando el precio de artículos pueden cambiar a menudo, y a veces drásticamente. El gas natural no es ninguna excepción; de hecho, es actualmente uno de los artículos más volátiles en el mercado. El gráfico debajo de las muestras el

La Volatilidad de Gas natural y el Precio Nivela al Henry Hub

La fuente: La Administración de Información de energía, la Oficina de Aceite y Gas,; basado en el Gas

Natural las publicaciones Mensuales

El precio de gas natural es fijo por las fuerzas del mercado; la compra y vendiendo del artículo por jugadores del mercado, basado en el suministro y exige, determina el medio precio de gas natural. Hay dos mercados distintos para el gas natural: el mercado de la mancha, y el mercado del entregas a plazo. Esencialmente, el mercado de la mancha es el mercado diario dónde el gas natural se compra y se vende 'ahora mismo'. para conseguir el precio de gas natural en un día específico, es el precio de mercado de mancha que es muy informativo. El mercado del entregas a plazo consiste en compra y vendiendo el gas natural por lo menos bajo el contrato un mes, y a a 36 meses, de antemano. Por ejemplo,

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bajo un entregas a plazo simplificado acorte, uno podría entrar en un acuerdo hoy, para la entrega del gas físico en dos meses. Se comercian los entregas a plazo de gas naturales en el Nueva York el Intercambio Mercantil (NYMEX). los contratos del Entregas a plazo son pero uno de un número creciente de contratos de los derivado usó en los mercados de los artículos, y puede ser bastante complejo y difícil entender. Aprender más sobre los futuros y otros métodos de comprar, vendiendo, y los artículos comerciales, haga clic aquí.

El gas natural se precia y comerció a las situaciones diferentes a lo largo del país. Estas situaciones, llamado 'cubos del mercado, exista por el país y se localiza a la intersección de sistemas de la tubería mayores. Hay encima de 30 cubos de mercado de comandante en el EE.UU., el principio de que está conocido como el Henry Hub, localizó en Louisiana. Los contratos del entregas a plazo que se comercian en el NYMEX son el Henry Hub acorta, mientras significando que ellos reflejan el precio de gas natural para la entrega física a este cubo. El precio a que las ocupaciones de gas naturales difieren por los cubos mayores, mientras dependiendo del suministro y demanda para el gas natural a ese punto del particular. La diferencia entre el Henry el precio del Cubo y otro cubo se llama el diferencial de la situación. Además de los cubos del mercado, otras situaciones preciando mayores incluyen 'el citygates'. Citygates son las situaciones a que las compañías de la distribución reciben el gas de una tubería. Citygates a los centros del metropolitano mayores puede ofrecer otro punto a que el gas natural se precia. El Comercio físico y Financiero

Hay dos tipos primarios de mercadeo de gas natural y comerciando: el comercio comercial y financiero físico. El mercadeo de gas natural físico es el tipo más básico que involucra la compra y vendiendo el artículo físico. El comercio financiero, por otro lado, involucra derivado y los instrumentos financieros sofisticados en que el comprador y vendedor nunca toma entrega física del gas natural.

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Como todos los mercados del artículo, la volatilidad inherente del precio de gas natural exige al uso de derivado financieros cercar con seto contra el riesgo de movimiento del precio. Los compradores y vendedores de seto vivo de gas natural que usa los derivado para reducir el riesgo del precio. Los especuladores, por otro lado, asumen que el riesgo mayor para gana fuera de de cambios en el precio de gas natural. Algunos mercante que activamente compran y venden en o los mercados físicos o financieros están llamado el gas natural 'comerciantes; transando el gas natural en el mercado de la mancha ganar como alto un retorno como los posibles, y comerciales derivado financieros y otros contratos complejos a cualquier riesgo del seto vivo asociaron con este comercio físico, o especula sobre los movimientos del mercado. Más compañías del mercadeo tienen los suelos del comercio detallados, incluso las televisiones y preciando tablas que les proporcionan la tanta información del mercado a los comerciantes como posible. Los Contratos físicos

Se negocian los contratos comerciales físicos entre los compradores y vendedores. Allí exista numerosos tipos de contratos del comercio físicos, pero más porción algún característica técnicas incluyendo normal especificando al comprador y vendedor, el precio, la cantidad de gas natural ser vendido (normalmente expresó en un volumen por día), el recibo y punto de la entrega, la tenencia del contrato (normalmente expresó en el número de días, mientras empezando en un día especificado), y otras condiciones y condiciones. Las condiciones especiales y condiciones normalmente perfilan las tales cosas como las fechas del pago, especificaciones de calidad para el gas natural ser vendido, y cualquier otra característica técnicas estaba de acuerdo a por ambas fiestas.

Normalmente se negocian los contratos físicos entre los compradores y vendedores encima del teléfono. Sin embargo, tablones de anuncios electrónicos y e-comercio los sitios comerciales están permitiendo las transacciones más físicas para tener lugar encima del internet.

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Hay tres tipos principales de contratos del comercio físicos: los contratos de balance, el baseload acorta, y los contratos firmes. El balance (o 'el interruptible') los contratos son los contratos normalmente a corto plazo, y puede ser tan corto como un día y normalmente no puede ser más largo que un mes. Bajo este tipo de contrato, el comprador y vendedor están de acuerdo que que ninguna fiesta se obliga entregar o recibir el volumen exacto especificó. Estos contratos son los más flexibles, y normalmente se pone en el lugar cuando o el suministro de gas del vendedor, o la demanda para el gas del comprador, es inestable.

Los contratos de Baseload son similares girar los contratos. El comprador ni vendedor se obliga entregar o recibir el volumen exacto especificó. Sin embargo, es convenido que ambas fiestas intentarán entregar o recibir el volumen especificado, en un 'la base de bueno-esfuerzos. Además, ambas fiestas generalmente están de acuerdo en no acabar el acuerdo debido a los movimientos de precio de mercado. Los dos de estas comprensiones no son las obligaciones legales - no hay ningún recurso legal para cualquier fiesta si ellos creen que la otra fiesta no hizo su esfuerzo mejor para cumplir el acuerdo - ellos confían en la relación en cambio (personal y profesional) entre el comprador y vendedor.

Los contratos firmes son diferentes del balance y el baseload acorta en que hay recurso legal disponible a cualquier fiesta, si la otra fiesta no debe cumplir con sus obligaciones bajo el acuerdo. Esto significa que se obligan ambas fiestas legalmente para o recibir o para entregar la cantidad de gas especificada en el contrato. Estos contratos se usan principalmente cuando el suministro y demanda para la cantidad especificada de gas natural son improbables cambiar o caer. El mercado de la mancha diario para el gas natural es activo, y comercial puede ocurrir 24 horas por día, siete días por semana. Sin embargo, en el mercado de gas natural, el volumen más grande de comerciar ocurre en la última semana de todos los meses. Conocido como 'semana de la oferta', esto es cuando productores están intentando vender su producción del centro y los consumidores están intentando

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comprar para su centro las necesidades de gas naturales por el próximo mes. El centro suministro de gas natural o no se espera que la demanda cambie; productores saben que ellos tendrán el gas natural tanto durante el próximo mes, y los consumidores saben que ellos requerirán el gas natural tanto durante el próximo mes. Los medio precios puestos durante semana de la oferta normalmente son los precios usados en los contratos físicos. El Mercado Financiero

Además de transar el gas natural físico, hay un mercado significante para los derivados de gases naturales y los instrumentos financieros en los Estados Unidos. De hecho, se ha estimado que el valor de transar eso ocurre en el mercado financiero es 10 a 12 veces mayor que el valor de comercio de gas natural físico.

Los derivados son los instrumentos financieros que 'derive' su valor de un principio subyacente; en este caso el precio de gas natural. Los derivado pueden ir de ser bastante simple, a ser sumamente complejo. Tradicionalmente, la mayoría de los derivado se comercia en el encima de-el-contador (OTC) mercado que es esencialmente un grupo de jugadores del mercado interesó intercambiando ciertos derivado entre ellos, como opuesto a a través de un mercado como el NYMEX. Los tipos básicos de derivado incluyen futuros, opciones, y los cambalaches financieros. Para aprender más sobre los elementos esenciales de derivado, haga clic aquí.

Hay dos posibles objetivos a comerciar en los mercados de gas naturales financieros: cercando con seto y

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especulación. Comerciando en el mercado físico involucra un cierto grado de riesgo. Precie la volatilidad en los mercados de gas naturales puede producir la exposición financiera con el tiempo para mercante y otros jugadores del mercado como los cambios del precio. Transando los derivado financieros pueden ayudar mitigar, o 'el seto vivo' este riesgo. Una estrategia cercando con seto se crea para reducir el riesgo de dinero perdedor. El seguro de propietario adquisitivo es una actividad cercando con seto común. Semejantemente, un mercante que planea en vender el gas natural en el mercado de la mancha durante el próximo mes puede preocuparse por los precios cayentes, y puede usar una variedad de instrumentos financieros para cercar con seto contra la posibilidad de valor de ser de gas natural menos en el futuro. Las estrategias innumerables existen para cercar con seto contra el riesgo del precio en el mercado de gas natural, mientras incluyendo los futuros de gas naturales, los derivado basaron en las condiciones de tiempo para mitigar el riesgo de tiempo que afecta el suministro de gas natural (y así su precio del mercado), etc. para aprender más sobre los elementos esenciales de cercar con seto en la visita de mercado de gas natural el Nueva York el Intercambio Mercantil aquí.

Los mercados de gas naturales financieros también pueden ser usados por participantes del mercado que desean especular sobre movimientos del precio o los eventos relacionados que pueden ocurrir en el futuro. La diferencia principal entre la especulación y cercar con seto es que el objetivo de cercar con seto es reducir el riesgo, considerando que el objetivo de especulación es asumir el riesgo en la esperanza de ganar una ganancias. Los especuladores esperan prever eventos futuros o movimientos del precio correctamente, y gana a través de estas previsiones que usan los derivado financieros. Comerciando en los mercados financieros para el propósito especulativo está haciendo una inversión esencialmente en mercados financieros atados al gas natural, y los especuladores financieros no necesitan tener cualquiera vestido el interés en la compra o vendiendo de gas natural él, sólo en el valor subyacente inherente que se representa en los derivado financieros. Mientras pueden hacerse las grandes ganancias que si las expectativas de un especulador demuestran que también pueden incurrirse en

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las pérdidas correctas, grandes si estas expectativas están equivocadas. Mientras los instrumentos usaron por cercar con seto y la especulación es el mismo, la manera en que ellos se usan determina si o no ellos reducen de hecho, o aumenta, el riesgo de dinero perdedor.

Ahora que algunos de los elementos esenciales del mercado de gas natural se han cubierto, nosotros podemos examinar la función de mercante de gases naturales. Los Mercantes de Gases naturales

Cualquier fiesta que compromete en la venta de gas natural puede ser los termed un mercante, sin embargo ellos normalmente se especializan entidades comerciales dedicadas solamente a llevar a cabo en los mercados de energía físicos y financieros. Es común para los mercante de gas naturales ser activo en varios mercados de energía, aprovechándose la de su conocimiento de estos mercados diversificar su negocio. Muchos mercante de gas naturales también están envueltos en el mercadeo de electricidad, y en ciertos casos el aceite crudo.

Mercante pueden ser productores de gas natural, tubería que comercializa a los afiliados, utilidad de la distribución que comercializa a los afiliados, mercante independientes, y los usuarios de volumen grandes de gas natural. Un reciente estudio de los orígenes de mercante de gas naturales encontró que 27 por ciento de la cima 30 mercante de gas naturales en 2000 eran entidades hiladas fuera de de las compañías de la tubería interestatales. Un porcentaje igual era hecho a de entidades se afiliadas con las compañías de la distribución locales. Aproximadamente 30 por ciento de la cima que se asociaron los mercante de gas naturales originalmente con productores, y las entidades formaron del volumen grande los consumidores de gas naturales comprenden 6 por ciento. Finalmente, las entidades independientes, recientemente formadas representan 10 por ciento de cima los mercante de gas naturales.

Las compañías comercializando, si se afilió con otro miembro de la industria de gas natural o no, puede variar en

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el tamaño y el alcance de sus funcionamientos. Algunas compañías del mercadeo pueden ofrecer un rango lleno de servicios, mientras comercializando numerosos formularios de energía y los productos financieros, mientras otros pueden limitarse más en su alcance. Por ejemplo, más empresas del mercadeo se afiliadas con productores no venden el gas natural de terceras fiestas; ellos se preocupan más por vender su propia producción, y cercando con seto para proteger su margen de ganancia de estas ventas.

Hay cinco clasificaciones diferentes de comercializar las compañías básicamente: los mercante nacionalmente integrados mayores, mercante del productor, mercante geográficamente enfocados pequeños, aggregators, y corredores.

El comandante integró nacionalmente mercante son el 'jugadores grandes, ofreciendo un rango lleno de servicios, y comercializando los numerosos productos diferentes. Ellos operan en una base nacional, y tiene cantidades grandes de capital para apoyar su comercio y comercializando los funcionamientos. Mercante del productor generalmente son esas entidades tenidas relación con vender su propia producción de gas natural, o la producción de su compañía de producción de gas natural afiliada. El blanco de los mercante más pequeño las áreas geográficas particulares, y los mercados de gas naturales específicos. Muchas entidades del mercadeo se afiliadas con LDCs son de este tipo, mientras enfocando en comercializar el gas por el área geográfica en que su distribuidor afiliado opera. Aggregators generalmente recogen los volúmenes pequeños de las varias fuentes, los combinan, y venden los volúmenes más grandes para los precios más favorables y condiciones que sería separadamente los posibles vendiendo los volúmenes más pequeños. Corredores son una única clase de mercante en eso que ellos toman propiedad de cualquier gas natural nunca realmente ellos. Ellos simplemente actúan como los facilitadores, mientras reuniendo a los compradores y vendedores de gas natural.

Todas las compañías del mercadeo deben tener, además del centro el grupo comercial, significante 'el backroom' los funcionamientos. Estos personal de apoyo es responsable

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para coordinar todo relacionado a la venta y compra de gas natural físico y financiero; incluyendo colocando transporte y almacenamiento, anunciando las transacciones completadas, facturación, contabilidad, y cualquier otra actividad que se exigen completar las compras y ventas colocadas por los comerciantes. Desde mercante generalmente trabaje con los márgenes de ganancia muy delgados, la eficacia y efectividad de estos funcionamientos del backroom puede hacer un impacto grande en la rentabilidad del funcionamiento del mercadeo entero.

Además de los comerciantes y backroom provee de personal, mientras comercializando las compañías típicamente se operan. El equipo de dirección de riesgo es responsable para asegurar que los comerciantes no exponen la compañía del mercadeo al riesgo excesivo. La dirección cima-nivelada es responsable para poner pautas y limitaciones de riesgo para los funcionamientos del mercadeo, y depende del equipo de dirección de riesgo asegurar que comerciantes obedecen estos directives. Arriesgúese los funcionamientos de dirección son bastante complejos, y confía en el complejo la teoría estadística, matemática, y financiera para asegurar esa exposición de riesgo se guarda bajo el mando. La mayoría de las pérdidas grandes asociado con comercializar los funcionamientos ocurre cuando se arriesga se ignoran las políticas de dirección o no se dan fuerza a dentro de la propia compañía.

El mercadeo de gas natural es una parte íntegra de la cadena de suministro de gas natural. Los mercante de gas naturales aseguran que un mercado viable para el gas natural existe en todo momento. Los mercados físicos y financieros eficaces y eficaces son la única manera de asegurar que una feria y el precio del artículo justo, reflexivo del suministro y demanda para ese artículo, se mantiene.

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¿DEBEMOS VENDER NUESTRO GAS NATURAL?

Primero tendríamos que saber porqué no estamos tan desarrollados en el negocio del gas como otros paises:

Trinidad y Tobago una isla del Caribe que exporta

exitosamente desde 1999.

Argentina, Malasia, Indonesia, etc.

Por años los recursos de hidrocarburos estaban bajo el mando de YPFB. Durante todos esos años, nuestras reservas de gas nunca subieron significativamente.

El dinero necesario para la exploración, extracción, producción y el transporte del gas es enorme

YPFB nunca pudo ni podría acceder al financiamiento necesario.

El manejo político tampoco ayudó en todos esos años para que se hagan proyectos de exploración e industrialización.

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Los pozos que contienen las reservas de gas mas significativas fueron encontrados o confirmados entre 1996 y 2003.

Varias fueron las empresas que comenzaron a hacer estudios y pozos exploratorios, Pacific LNG, Petrobras (Brazil) entre otras, son las que encontraron gas.

Toda la inversión requerida para la exploración y explotación debería ser a riesgo de las empresas:

Si las empresas no encontraban gas, perdían.

Si encontraban reservas de gas, seguramente podrían comercializarlas, generalmente son así todos los contratos de exploración en el mundo.

Nadie invierte, si no existen posibillidades reales ó remotas de la recuperación de su inversión.

Las reservas probadas hasta la fecha (Octubre 2003) son 54 TCF

Durante 1996 – 2003 se encontraron o confirmaron los 4 mega campos: MargaritaSábalo San Alberto

Itaú.

Durante 1991 – 1996 YPFB invirtió US$ 452 millones

Durante 1996 – 2003 las multinacionales invirtieron US$2,900 millones

Bolivia tiene un territorio de 1,098,581 Km2. Bolivia tiene el 49% de su territorio (535,000 Km2) con potencial de tener Hidrocarburos. Solo el 4% (43,384 Km2) esta siendo explorada actualmente.

Las reservas probadas hasta la fecha, Octubre 2003, son 54 TCF

De los 54 TCF solo 6,42 TCF se podrían vender en 20 años a EEUU.

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De los 54 TCF al Brazil le venderemos 9,21 TCF en 20 años.

En industrialización podríamos usar 1,4 TCF en 20 años.

Nuestro consumo interno en 20 años sería de 2.23 TCF

Si nunca más encontramos un pozo con gas, las reservas actuales de 35.64 TCF podrían ser usadas por Bolivia para consumo interno por los próximos 300 años.

Con las reservas actuales que nos pueden durar 300 años, podríamos vender los 6.42 TCF a los EEUU.

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35.64 TCFReservas

6.42 TCFVenta a EEUU

9.21 TCFVenta a Brasil

2.23 TCFConsumo Interno

1,4 TCFIndustrializacion


SI NO VENDEMOS, QUE HACEMOS CON EL GAS?

Nuestro mercado interno es tán pequeño que ninguna inversión de industrialización podriamos pagarla.

VENTAJAS DEL GAS NATURAL

Suministro continuo: Al existir la red de distribución, el suministro de gas es continuo y permanente, lo cual representa una gran ventaja en comparación con otros combustibles. Por esto ofrece mayor comodidad, porque evita tener que solicitar cilindros, evita la entrada de extraños al hogar y las duchas cortadas. En el caso de edificios, se olvidan las molestias de llenado periódico de estanques, paso de mangueras e ingreso de operarios ajenos al inmueble.

Maximización del Espacio: Considerando que ya no se necesitan cilindros, ni estanques y no habrá paso de mangueras, se obtiene un mejor aprovechamiento del espacio que antes utilizaban estos elementos.

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Más Económico: Junto con destacar que se paga después de consumido, el gas natural es más barato, ya que a diferencia del gas licuado de petróleo y del gas de ciudad, no requiere procesos complejos de transformación para su uso.

Seguridad: El gas natural no es tóxico y, por su composición, es entre 35% a 40% más liviano que el aire, lo que hace más fácil su dispersión. Además, al ser menos inflamable que otros combustibles disminuye el peligro de explosión.

Limpieza: El gas natural es energía limpia. La combustión del gas natural prácticamente no genera residuos (se quema limpiamente), lo que reduce la contaminación del aire. El gas natural permite reemplazar combustibles que producen mayores contaminantes, como los derivados del petróleo, el carbón o la leña... el gas natural es el combustible más ecológico.

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El Gas Natural

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