EL GAS NATURAL Y SU COMPOSICIÓN
El GN puede encontrarse asociado con el crudo al ser extraído de un pozo, o estar libre (no-asociado) cuando se encuentra solo en un yacimiento. El GN se define de acuerdo a su composición y sus propieda- des fisico-químicas, las cuales son diferentes en cada yacimiento, y su procesamiento busca enmarcarlo dentro de unos límites de componentes, bajo una norma de calidad establecida.
Los tipos más comunes de GN que existen en el mundo son los siguientes (Galvis 1995): - Gas ácido: Gas que contiene más de 6 mg/m3 de H2S.
- Gas dulce: Gas que contiene igual o menos de 6 mg/m3 de H2S.
- Gas húmedo: Gas con un contenido de humedad mayor a 14 cm3 de agua por m3 de gas natural.
- Gas seco: Gas con un contenido menor o igual a 14 cm3 de agua por m3 de gas natural. - Gas rico: Gas que contiene cantidades considerables de componentes licuables más pesados
que el metano, con poder calorífico superior a 1.000 btu/pc en condiciones estándar (60 ºF y 1 atmósfera de presión).
- Gas pobre: Gas que contiene pocas cantidades de componentes licuables más pesados que el metano, con poder calorífico menor o igual a 1.000 btu/pc en condiciones estándar.
En el Cuadro Nº 1 se puede observar la composición promedio del GN boliviano.
Componentes del gas natural
(*) Componentes del gas para la industrialización en Bolivia Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía, en base a datos de YPFB.
RESERVAS DE GAS NATURAL
Como resultado de las labores de exploración desarrolladas por las compañías petroleras, las reservas nacionales probadas y probables de hidrocarburos certificadas por una consultora internacional
independiente, han experimentado al 1º de enero de los últimos años el siguiente comportamiento que se muestra en la Gráfica:
Nota.- Las Reservas Nacionales de Hidrocarburos al 31 de diciembre de 2009, están en proceso de Cuantificación y Certificación a cargo de Ryder Scott Company Petroleum Consultants.
Fuente: CIA World Factbook
Tabla 3: Reservas de Gas Natural por años
Año Reservas comprobadas (MMm3) Fecha de la Información
2003 727.200 Enero 2002 est. 2004 727.200 1 Enero 2002 2005 727.200 1 Enero 2002 2006 679.600 1 Enero 2002 2007 679.600 1 Enero 2005 est. 2008 750.400 1 Enero 2008 est. 2009 750.400 1 Enero 2008 est. 2010 750.400 1 Enero 2010 est. 2011 750.400 1 Enero 2010 est.
Fuente: CIA World Factbook
Fuente: YPFB
Fuente: CIA World Factbook
Tabla 4: Producción de Gas Natural por años
Año Producción (MMm3) Fecha de la Información
2004 4.050 2001 est. 2005 8.440 2004 est. 2006 6.720 2003 est. 2007 10.050 2004 est. 2008 14.700 2007 est. 2009 14.700 2007 est. 2010 14.200 2008 est. 2011 14.200 2008 est.
El Cuadro Nº 16 es un resumen de la producción total promedio de gas natural a nivel nacional, indicando el destino del mismo.
DESTINO DEL GAS NATURAL - 2010 (MILLONES DE PIES CÚBICOS DÍA)
Fuente de Información: Producción Certificada por YPFB, GNF-DRP
CONSUMO DE GAS NATURAL
Figura 11: Consumo Gas natural
Tabla 8: Consumo de Gas Natural por años
Fuente: CIA World Factbook.
PRODUCCIÓN ACTUAL DE GLP Y GASOLINA NATURAL POR PLANTAS
Para poder realizar un análisis de producción se procedió a comparar la producción para el mes de febrero de 2007 y el caudal del gas alimento con sus respectivas cromatografías. El Cuadro Nº 7, y el Cuadro Nº 8, permiten cotejar éstos datos con los rendimientos de producción de GLP y gasolina natural para así poder determinar oportunidades de mejora.
Cuadro Nº 7
Producción de Campos con Facilidades de Extracción de GLP y Gasolina Natural
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos:
Se hace notar que en Río Grande ya se hicieron mejoras para procesar gases más ricos de la corriente de YABOG y GASYRG, estas mejoras en la planta han logrado incrementar la producción de 265 a 272 tmd.
Año Consumo (MMm3) Fecha de la Información
2004 1.150 2001 est. 2005 1.150 2001 est. 2006 1.740 2003 est. 2007 2.140 2004 est. 2008 3.000 2007 est. 2009 3.000 2007 est. 2010 2.410 2008 est. 2011 2.410 2008 est.
El Cuadro Nº 9, muestra la producción de GLP para la gestión 2007. La producción de GLP se ha estado manteniendo en los mismos niveles a excepción del mes de febrero debido a la intransitabilidad de caminos por las lluvias que interrumpen el flujo, de camiones cisternas para el transporte de GLP y la rotura del oleoducto que transporta GLP hacia el occidente del país (OSSA-1).
Cuadro Nº 9
Producción de GLP, 2007 (tmd)
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos con información de la Superintendencia de Hidrocarburos, 2007
El Cuadro Nº 10 refleja la producción promedio de Gas Licuado de Petróleo proveniente de plantas de tratamiento de gas natural por empresas.
PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE GAS LICUADO DE PLANTAS - 2010 (METROS CÚBICOS DÍA)
CAPACIDAD PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS INSTALADAS EN BOLIVIA
La eficiencia de las plantas (Tabla N°), fue calculada en función a la cromatografía del gas natural de entrada y salida de las plantas correspondientes al primer semestre del 2007 y aplicables para el cálculo de Regalías y Participación al TGN para el segundo semestre 2007.
En cuanto a la capacidad utilizada promedio de las plantas se utilizó información correspondiente a la gestión 2007, considerando para el mes de diciembre la misma producción del mes de noviembre: último mes certificado por YPFB.
Capacidad Plantas de Procesamiento de Gas Instaladas en Bolivia
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a Información YPFB.
Para los campos gasíferos, la producción de condensado es función directa de la producción de gas na-tural, en este sentido, para pronosticar la producción de condensado se utilizó como base el pronóstico de gas natural de venta, en el cual se analizaron los factores de encogimiento histórico en las plantas de procesamiento para poder pronosticar los volúmenes de gas natural en separador. Con la producción histórica de gas natural en separador y condensado, se pudo determinar el comportamiento de la Relación Gas Petróleo (RGP) del campo, este comportamiento fue aplicado a los volúmenes
pronosticados de gas en separador para determinar la producción de condensado hasta el 2026. Para los campos en los cuales no se tiene información alguna sobre el comportamiento de la Relación Gas Petróleo, como es el caso de algunos campos del grupo B y los campos del grupo C, del pronóstico de gas natural, se utilizó los valores del campo Sábalo bajo el supuesto de que estos campos llegarán a tener un comportamiento similar a Sábalo. También se utilizaron los planes de desarrollo de los campos con los que cuenta el MHE. Sin embargo, es necesario mencionar que este análisis fue realizado de manera global, y para poder determinar con menor incertidumbre los volúmenes de condensado, es necesario realizar un análisis a nivel reservorio, ya que cada reservorio tiene un comportamiento distinto, además de que en algunos campos catalogados como gasíferos existen capas productoras de petróleo.
Gas licuado de petróleo (GLP)
El Gas Licuado de Petróleo es una mezcla de hidrocarburos livianos, compuesta principalmente de propano y butanos en proporciones variables y que en determinadas condiciones físicas pasa al estado liquido. Existen dos formas de obtener GLP, una es la producción de GLP de plantas de extracción y la segunda consiste en la producción del GLP derivado del petróleo, el cual se obtiene de las refinerías del país. En el año 2007 aproximadamente el 74% de la producción de GLP provino de las plantas de extracción mientras que el 26% restante fue el aporte de las refinerías.
Producción de GLP de plantas en el año 2007
La referencia de producción para éste análisis de diagnóstico es la capacidad de proceso, promedio de gas alimento y producción de GLP para el año 2007 (Cuadro Nº 5).
La producción y rendimiento de GLP de plantas depende de la capacidad, diseño, tecnología de proceso y el volumen de componentes licuables en la corriente del gas alimento, si el gas de alimento es rico en licuables habrá mayor volumen de GLP y gasolina natural producida, y lo contrario ocurrirá si el gas es pobre. La tecnología Turbo expansión es la más eficiente de todas con una eficiencia o rendimiento mayor al 90 %.
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de la Superintendencia de Hidrocarburos
Rendimientos, capacidad de proceso y capacidad de producción de GLP
La capacidad de proceso, rendimientos de producción, y la respectiva capacidad de producción de las plantas de GLP se muestran en el Cuadro Nº 6.
Capacidad de Proceso, Rendimientos y Capacidad de Producción
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos
La máxima capacidad de producción, es decir utilizando el 100% de la capacidad de proceso, estaría en unas 821 tmd en el mejor de los casos, ya que no siempre se darán las condiciones de diseño para la operación de éstas plantas.
Los rendimientos de los procesos de las plantas de extracción de licuables a excepción de Colpa están dentro de los rendimientos estándar correspondientes a Absorción con Lean Oil y Refrigeración con pro-pano, y Turbo expansión. En el caso de Colpa, la planta procesa el gas de los campos con recuperación secundaria y “gas lift”, situación que reduce el suministro de gas para la producción de GLP e impacta en forma negativa, para la inversión de una planta con una tecnología de extracción más eficiente.
Para poder realizar un análisis de producción se procedió a comparar la producción para el mes de febrero de 2007 y el caudal del gas alimento con sus respectivas cromatografías. El Cuadro Nº 7, y el Cuadro Nº 8, permiten cotejar éstos datos con los rendimientos de producción de GLP y gasolina natural para así poder determinar oportunidades de mejora.
Producción de Campos con Facilidades de Extracción de GLP y Gasolina Natural
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos
DESCRIPCIÓN DE LAS PLANTAS DE SEPARACIÓN
1. PLANTA DE SEPARACIÓN DE LICUABLES DE RÍO GRANDE
El propósito de esta inversión aproximada de $us 150 MM, es el procesamiento de 5.6 MMmcd provenientes de los campos del sur para producir hasta 355 Tmd de Gas Licuado de Petróleo y 600 bpd de Gasolina Natural. Esta planta de turbo expansión (criogénica) contará con unidades de
deshidratación con tamices moleculares, de desbutanizacion, de recompresión y sistemas auxiliares. Se tiene previsto realizar la instalación en la localidad de Río Grande, la cual se encuentra ubicada en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz.
En el Gráfico 9.3 se muestra la planta de extracción de licuables Rio Grande dentro del balance volumétrico del sistema para el año 2011.
Un punto importante para el análisis de la capacidad y ubicación de la planta es poder cumplir con la calidad mínima del Gas Natural exigida por el mercado Brasileño, en el contrato de exportación GSA. En el Gráfico 9.4 se muestra que para los volúmenes contractuales y operativos se cumple con la calidad mínima del gas a Brasil (1034 BTU/PC). Para lograr esta calidad, se requiere que exista una mezcla del gas residual que se obtiene a la descarga de la planta de extracción de licuables (998 BTU/PC) con volúmenes de gas de mayor riqueza, principalmente que no haya sido procesado en una planta de extracción.
En los primeros tres años, 2011, 2012 y 2013, de operación de esta planta, para flujos a Brasil menores a 19 MMmcd se requiere disminuir la alimentación a la Planta de YPFB Andina Absorción Rio Grande en un 12%, manteniendo la Planta de Extracción de Licuables Rio Grande en un 100% de su capacidad. A partir del año 2014 la calidad requerida por Brasil se logra cumplir manteniendo la planta de Absorción Rio Grande y la Planta de Extracción Río Grande con un 100% de su capacidad.
La capacidad de la planta de Extracción de Licuables Rio Grande está limitada a 200 MMpcd debido a la necesidad de realizar la mezcla para alcanzar 1.034 BTU/PC. Si la especificación de Brasil fuera un valor menor a 1.000 BTU/PC, entonces se podría estudiar aumentar la capacidad de la planta, o colocar trenes de proceso adicionales.
Luego de que haya finalizado el contrato GSA con Brasil, y suponiendo que no exista renovación del mismo, la Planta de Rio Grande puede seguir suministrando el gas requerido por la planta de Mutún (5 MMmcd en firme).
Planta de GLP en Río Grande
En el corto plazo se tiene previsto instalar una nueva planta de GLP en el Campo Río Grande. Esta planta procesará 200 MMpcd de gas natural del flujo de exportación de gas al Brasil, para producir 350 tmd de GLP, 600 bpd de gasolina natural a partir del segundo semestre de 2009, para abastecer el mercado interno y los excedentes para la exportación.
El gas requerido estimado para el proceso de transformación a GLP y gasolina natural además del gas combustible requerido para esta planta a lo largo de su vida útil desde el inició de operación en el 2009 hasta el 2026 será de 15,5 MMpcd (0,5 MMmcd).
Nueva Planta GLP en Río Grande, del Flujo de Gas al Brasil
En el Campo Río Grande, ubicado en la Provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz se encuentra la Planta de inyección y absorción para el procesamiento de gas natural y la producción de GLP y gasolina natural y la principal Planta de compresión de gas natural para el mercado de exportación al Brasil. Al citado campo convergen todas las líneas troncales de transporte de gas natural producido en el país. La corriente de gas de exportación al Brasil actualmente tiene un poder calorífico mayor (1.045 a 1.050 btu/pc a 68 ºF base saturada), al pactado en el contrato de compra/venta de gas firmado con Petrobras GSA (1.034 btu/pc a 68ºF saturado). Por ello es factible y necesario recuperar el excedente energético contenido en el gas de exportación, como el GLP y la gasolina natural, mediante la instalación de una o varias plantas de extracción de estos dos productos, hasta los niveles permitidos de poder calorífico del Contrato de exportación de gas natural al Brasil GSA. Este contrato no permite la extracción total del GLP y gasolina natural, sino un porcentaje relativamente mediano y peor aún la extracción del etano para su industrialización. Bajo las actuales condiciones de exportación de 31,5 MMmcd de gas natural al Brasil y para poder cumplir con el poder calorífico del contrato, solo se puede extraer GLP y gasolina natural procesando hasta 12,5 MMmcd (440 MMpcd) de esa corriente de gas. Por lo tanto se ha visto la necesidad de implementar en una primera fase una nueva Planta de GLP en Río Grande para procesar 200 MMpcd de gas natural y obtener 350 tmd de GLP y 600 bpd de gasolina natural para abastecer el mercado interno a partir del año 2009, evitar la importación y exportar los excedentes. La Inversión en la construcción de la planta se estima en 90 MM$us, y se desembolsará 45 MM$us durante el año 2008 y 45 MM$us durante el año 2009.
La siguiente estimación de producción utiliza tecnología turbo expansión y aprovecharía la infraestructura existente de la planta de Río Grande.
La cromatografía y gas alimentado a la nueva planta se estima será la siguiente, ver Cuadro Nº Cromatografía del Gas Natural de Alimento
La planta de extracción de GLP, se ubicará en la planta de Río Grande en el Departamento de Santa Cruz, debido a que esta planta no sufriría la declinación del gas alimento que es provista a través del GASYRG por los mega-campos del sur (Margarita, San Antonio y San Alberto), además cuenta con un poliducto de GLP y gasolina natural a la Refinería Guillermo Elder, y se podrá aprovechar la infraestructura existente. La planta de Río Grande se encuentra aproximadamente a 50 km al Sur de la ciudad de Santa Cruz y tiene las ventajas logísticas como ser: carreteras asfaltadas, cerca de un centro de consumo importante y lo más importante el tiempo, por lo que resulta ventajosa su ubicación.
Descripción del proceso
La planta criogénica tendrá una alimentación de 5.6 MMmcd de Gas Natural a 820 Libras de Presión (Psig), hasta 860 Psig y 120 Grados Fahrenheit ºF con un contenido de agua de 10 Psig/MMpcs. Se empleará un turbo expansor con el fin de recuperar el 97% de todos los hidrocarburos pesados que se encuentran en la corriente de alimentación. El gas de alimentación llega a un filtro separador y luego a torres deshidratadoras con el fin de eliminar todo el vapor de agua que se encuentra con el gas. Cada torre está diseñada para manejar 100 MMpcd del gas saturado con el vapor de agua empleando tamices moleculares para la remoción del agua, sistema de deshidratación que será usado por primera vez en Bolivia.
El gas seco que sale de la unidad de deshidratación y pasa por un filtro para atrapar cualquier partícula sólida que pueda arrastrar de los tamices moleculares y luego es dividido en dos corrientes; una que contiene el 78% del volumen total de gas es enviada a un intercambiador gas-gas con el fin de recuperar el calor del gas residual frío que proviene de la torre deetanizadora. En este proceso de intercambio el gas de alimentación pasa de 110ºF a -29ºF, mientras que el gas residual pasa de -58ºF a 18ºF; el otro 22% del gas es enviado a los intercambiadores intermedios de tope y fondo de la torre deetanizadora, alcanzando una temperatura final de -10ºF. Las corrientes de salida de los intercambiadores se unen y entran a un separador de alta presión. La corriente líquida entra a la deetanizadora mientras que la gaseosa es dividida en dos flujos, uno que contiene el 75% de gas es enviado al Turbo Expansor mientras que el otro 25% es enviado a un subenfriador. La corriente de tope de la torre deetanizadora sale a -132ºF y se emplea como medio de enfriamiento en el sub-enfriador y en el intercambiador gas-gas Posteriormente, el gas se envía al compresor asociado al Turbo Expansor, una parte se toma para el proceso de regeneración de los tamices moleculares de las torres deshidratadoras y el resto se envía al sistema de re-compresión como gas de venta para su exportación.
El producto de fondo de la torre deetanizadora es enviado hacia la torre des-butanizadora en la cual se separa el GLP por el tope y por el fondo la gasolina natural. Ambos productos finales son enviados a sus respectivos tanques de almacenamiento.
