Upload
freddyrtma
View
228
Download
0
Embed Size (px)
DESCRIPTION
Geometry de 1748 (y probablemente sabía del método desde 1729).1La regla de Cramer es de importancia teórica porque da una expresión explícita para la solución del sistema. Sin embargo, para sistemas de ecuaciones lineales de más de tres ecuaciones su aplicación para la resolución del mismo resulta excesivamente costosa: computacionalmente, es ineficiente para grandes matrices y por ello no es usado en aplicaciones prácticas que pueden implicar muchas ecuaciones. Sin embargo, como no es necesario pivotar matrices, es más eficiente que la eliminación gaussiana para matrices pequeñas, particularmente cuando son usadas operaciones SIMD.Si es un sistema de ecuaciones. es la matriz de coeficientes del
Citation preview
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Santa cruz 10 de septiembre de 2014
Señor:Ing. Corcos Altamirano GerardoDOCENTE DE EVALUACION Y PREPARACION DE PROYECTOS (PET – 236)
Presente.-
REF.: SOLICITUD DE APROBACION DE TEMA DE PROYECTO
Estimado Ingeniero:
Mediante la presente, y a tiempo de saludar muy cordialmente a su persona, le hago llegar mis más sinceras felicitaciones por su gran labor y desempeño.
El motivo de la presente, es solicitar a su autoridad la aprobación del tema que lleva por título:
“PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ”
En tal virtud solicito a su persona dentro del marco de cooperación, tenga a bien considerar que se me otorgue la colaboración necesaria para la aprobación del tema.
Esperando contar con una respuesta favorable, reitero a usted las consideraciones de mi más alta estima.
Doc. Adjunto: Perfil del proyecto
Atentamente,
Yasmina Mamani Avila Cristian Arenas Verastegui Gerente de Finanzas Gerente de Recursos Humanos
Eduardo Escobar Carlos Alfredo Coronado Gerente de Ingeniería Gerente de Control de Proyecto
Ana Miriam SanchezGerente General del Proyecto
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
PERFIL DEL PROYECTO
1. INTRODUCCION
Los combustibles fósiles a nivel mundial seguirán por mucho tiempo la principal fuente de
energía del planeta, por un lado las proyecciones de petróleo no son muy optimistas,
debido a la disminución de reservas y a la necesidad de fuentes de energía más limpias.
Por su parte el gas natural posee un gran potencial de reservas a nivel mundial, y produce
un menor impacto al medio ambiente.
La Industrialización del gas o de cualquier materia prima debe tener como fin dar valor
agregado a esa materia prima, es importante para cualquier país, y mucho más para el
nuestro que es un productor de materia prima, agregar valor a las mismas, y en ese
sentido es incuestionable la necesidad que tiene Bolivia de establecer una política en este
campo.
Para poder desarrollar una industria, en nuestro caso partiendo del gas natural, es
fundamental contar con:
- Materia prima en suficiente cantidad y precio adecuado durante la vida de la
industria.
- Financiamiento, es decir recursos económicos que permitan adquirir equipos e
insumos (recursos humanos capacitados, tecnológicos) que son
fundamentales para ensamblar la industria.
- Mercado, es decir que los productos obtenidos puedan ser vendidos
competitivamente.
La situación actual de Bolivia en materia de autoabastecimiento de combustibles líquidos,
no es otra que la importación de los mismos; en cuanto al gas natural las proyecciones
son optimistas y se estima que el país tendrá suficiencia aproximadamente por….años
más con las reservas actuales, además de lo ya mencionado existen proyectos de
exploración y prospección de reservas de gas en los próximos años. Una alternativa para
disminuir la importación de combustibles líquidos la cual demanda una gran inversión al
estado es la conversión de gas natural a combustible líquido (GTL), denominado de esta
manera por sus siglas en ingles “Gas to liquid”.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
2. ANTECEDENTES.
A principios del siglo XX, concretamente en 1925, Franz Fisher y Hans Tropsch realizaron
experimentos para obtención de líquidos a partir de gas de carbón en donde se obtenía
diesel sintético a partir de carbón, para utilizarlo como combustible en aviones y vehículos
en la segunda guerra mundial.
La primera planta piloto se instaló en 1934 y en 1936 comenzó a operar a nivel industrial.
Durante la Segunda Guerra mundial, Alemania utilizó el método que empleaba gas de
carbón para obtener combustibles; Japón hizo lo mismo. En 1950 el proceso FT (Fisher –
Tropsch) fue utilizado en la Sudáfrica del aparheid. Los sudafricanos utilizaron sus
recursos de carbón y formaron South African Synthetic Oíl Ltd. (Sasoil).
Esta tecnología involucra la transformación de gas natural (principalmente metano) por
medio de una serie de procesos catalíticos y al final de refinación , para la obtención de
combustibles líquidos con cero contenido de contaminantes como: diesel , nafta ,
lubricantes, ceras, parafinas.
Hoy en día hay proyectos de GTL en diversas partes del mundo, entre las que es posible
citar:
Tabla #1 Plantas de GTL existentes
Ubicación Compañía Capacidad B/D
Johannesburgo, Sudáfrica Sasol 160.000
Sudáfrica Petro S.A – Statoil 27.000
Bintulu, Malasia Shell 14.700
Nigeria Sasol – Chevron 34.000
Qatar Sasol – QP 34.000
Tabla # 2. Plantas pilotos de GTL.
Ubicación Compañía Capacidad
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
B/D
Oklahoma Conoco Phillips 400
Nikiski, Alaska BP 300
Oklahoma Syntroleum/Marathon/DOE 70
Luisiana, EUA Exxon (AGCC – 21) 200
Sudáfrica Statoil 1000
Japón Japan Petr. & Exp./ Cosmo Oil/ Chiyoda 10
India Rentech/Donyi”Synhytec” 300
La megaplanta “Pearl” o “La Perla” está situada en Qatar, específicamente en la ciudad
industrial de Ras Laffan y es el mayor emprendimiento del proceso GTL (gas to liquids) en
el mundo.
Con una inversión de 18.500 millones de dólares, este coloso de la industrialización del
gas produce 45 millones de metros cúbicos de gas natural por día en el mayor campo
gasífero del mundo, el “North Field” (con reservas recuperables que alcanzan los 900
TCF), volumen que será transportado y procesado en “La Perla” para obtener 120.000
barriles por día (bpd) de condensado, GLP y etano además de 140.000 (bpd) de
productos derivados del proceso GTL (diesel, kerosene, nafta, jet fuel y aceites
lubricantes).
En Pearl se fabricará suficiente diesel para abastecer a más de 160.000 vehículos al día y
suficiente petróleo sintético al año para fabricar lubricantes para más de 225 millones de
vehículos. Los productos llegarán a los clientes en cada mercado energético importante
mediante la red minorista global de Shell.
Al llevar Pearl a la producción, los ingenieros de Shell se han basado en más de 35 años
de experiencia en tecnología de conversión de gas natural en líquidos. Construimos la
primera planta GTL de escala comercial del mundo en Bintulu, Malasia, en 1993. La
producción de Pearl de productos GTL será 10 veces mayor que la de Bintulu.
Por su parte, Shell inauguró su planta GTL en el año de 13, en Bintulu, Malasia; la cual
funciona con el gas proveniente de los campos petroleros del área marina de Sarawak.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
El año 2000, GTLB contrató a la empresa Bechtel (EEUU), la cual preparó dos estudios
de factibilidad: uno para una planta de 10.000 y otro para 50.000 BPD.
En el año 2002 GTLB firmó un Acuerdo de Entendimiento (MOU) con la empresa francesa
Total.
El año 2002 GTL Bolivia contrató a la prestigiosa empresa Jacobs Engineering, de
Londres, para realizar el estudio de ingeniería para una planta de GTL de 10.000 BPD.
Los especialistas de Paris de la empresa Total supervisaron detalladamente el estudio, el
cual fue de alta satisfacción para Total.
Posteriormente se realizó un estudio adicional específico sobre la tecnología F-T de
Rentech. Para ello Total contrató a 5 de los mejores expertos del mundo en el proceso F-
T. Los resultados también fueron altamente satisfactorios.
En base a todos los estudios anteriores, GTL Bolivia posee un sofisticado modelo técnico-
económico el cual permite evaluar la rentabilidad del proyecto en diferentes condiciones
3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
OBJETIVO GENERAL
Determinar los volúmenes existente y disponibles de gas natural para la
generación de combustibles a través de la tecnología GTL ( diesel, gasolina ,
otros) y verificar si la implementación de esta planta es económicamente viable
con una visualización en los próximos 10 años.
OBJETIVO ESPECIFICO:
1. Revisar datos estadísticos de la disponibilidad de reservas en el país para
la obtención de diesel en Bolivia.
2. Buscar la ubicación adecuada para la instalación de la planta, de manera
que se obtengan beneficios y minimice los costos con relación al transporte
de la materia prima.
3. Determinar la capacidad de procesamiento de gas de la planta GTL.
4. Comprobar si el volumen de diesel obtenido mediante el procesamiento del
gas abastecerá el mercado interno.
5. Interpretar los Indicadores económicos de los Estados Financieros, para su
evaluación.
6. Determinar la generación de oportunidades de trabajos tanto directos como
indirectos.
7. Evaluar el impacto ambiental que generara el proceso del gas natural.
LOCALIZACIÓN
Analizando los factores que implican la localización entre ellas la cercanía al mercado, se
define que la Planta de transformación, estará ubicada geográficamente en el
Departamento de Santa Cruz, localidad de Rio Grande, los demás factores serán
explicados con detenimiento en los próximos capítulos.
ALCANCE
Alcance Espacial
La operación del proyecto será en Rio Grande, involucrando esta zona por tener acceso al
mercado, los resultados del proyecto como es la obtención de Líquidos está dirigido a
todo el país.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Alcance Temporal
La elaboración y evaluación tendrá una duración de aproximadamente 4 meses (agosto,
septiembre, octubre, noviembre ) teniendo como vida útil el proyecto 24 años desde el
inicio de la construcción, donde la construcción dura 4 años y los siguientes 20 años son
de producción.
Alcance sustantivo
Con este proyecto se pretende la instalación de una Planta de Industrialización de Gas a
líquido GTL, para la producción de Diésel, Gasolina y otros.
4. JUSTIFICACIÓN:
El proyecto desde el punto de vista económico es muy rentable por la gran demanda de
este producto energético además que se eliminaría 200 Millones de dólares anuales de
subvención por concepto de Diesel – Oil, lo cual nos daría una independencia energética.
Socialmente también tiene muchos beneficios porque es muy necesario para el ámbito de
la agricultura, transporte, todo esto muy necesario para el desarrollo de la nación,
generaría oportunidades de trabajos tanto directos como indirectos.
Desde el punto de vista ambiental esta forma de obtener diesel es muchos menos
contaminante que la forma conocida de refinación porque no tendría azufre, aromáticos,
está claro que este diesel es de mucha mejor calidad.
5. MARCO TEÓRICO
El gas natural es una mezcla de diversos hidrocarburos gaseosos y livianos, los cuales se
encuentran en el subsuelo, su componente principal es el metano y se considera una
fuente de energía primaria tal como el carbón y el petróleo. Es un combustible que se
obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y se encuentra mezclado con
el petróleo crudo cerca de los yacimientos. Como se trata de un gas, puede encontrarse
sólo en yacimientos separados. La manera más común en que se encuentra este
combustible es atrapado entre el petróleo y una capa rocosa impermeable. En
condiciones de alta presión se mezcla o disuelve aceite crudo.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
La industrialización es la acción y efecto de industrializar: hacer que una cosa sea objeto
de industria, tomando en cuenta que se entiende por industria, al conjunto de actividades
económicas que tienen por objeto la transformación de materias primas en productos
semielaborados, o de estos en acabados, por medio de un proceso mecánico y físico
químico, con división del trabajo y especialización. En base a esta definición podemos
decir que la simple separación de los componentes del gas natural no es industrialización.
En estas condiciones entran las plantas que se encuentran en algunos de los campos de
producción de hidrocarburos (Sábalo y San Alberto) que solo adecuan el gas proveniente
del subsuelo para que cumpla con las especificaciones establecidas en los contratos de
compra y venta de gas natural. En casos como estos, solo se elimina entre otros el agua y
CO2 (Dióxido de Carbono).
Es así que tampoco las Plantas separadoras como las de Rio Grande y Villamontes que
están en proceso de estudio y construcción pueden ser consideradas de industrialización
del gas. Lo que harán estas plantas y las que existen (como Vuelta Grande) es separar
los componentes propano y butano del gas natural, para obtener los que en Bolivia se
llama GLP (Gas Licuado de Petróleo). Por lo tanto, la industrialización es lo que da lugar a
un proceso que permitirá fundamentalmente la obtención posterior de plásticos (gas
química) o de líquidos como el Diésel GTL (Gas a Líquido, por sus siglas en ingles).
También el gas natural juega un rol en la obtención de fertilizantes y metanol y por lo tanto
también esa transformación puede considerarse como industrialización. La
Industrialización del gas o de cualquier materia prima debe tener como fin dar valor
agregado a esa materia prima, es importante para cualquier país, y mucho más para el
nuestro que es un productor de materia prima, agregar valor a las mismas, y en ese
sentido es incuestionable la necesidad que tiene Bolivia de establecer una política en este
campo.
La transformación de gas en líquidos utilizando el método de Fischer-Tropsch es un
proceso de pasos múltiples, con gran consumo de energía, que separa las moléculas de
gas natural, predominantemente metano, y las vuelve a juntar para dar lugar a moléculas
más largas.
El primer paso requiere la entrada de oxigeno (O2) separado del aire. El oxígeno es
insuflado en un reactor para extraer los átomos de hidrogeno del metano (CH4). Los
productos son gas de hidrogeno sintético (H2) y monóxido de carbono (CO), a veces
denominado gas de síntesis.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
El segundo paso utiliza un catalizador para recombinar el hidrogeno y el monóxido de
carbono, dando lugar a los hidrocarburos líquidos. En la última etapa, los hidrocarburos
líquidos son convertidos y fraccionados en productos que pueden ser utilizados de
inmediato o mezclarse con otros. El producto más conocido es el diesel extremadamente
puro, a veces conocido como GAS-OIL. El diesel obtenido con el proceso Fischer-
Tropsch, a diferencia del derivado de la destilación del crudo, tiene un contenido de óxido
de azufre y óxido de nitrógeno prácticamente nulo, carece virtualmente de contenido de
aromáticos, su combustión produce poca o ninguna emisión de partículas, y posee un alto
índice de cetano. También se puede producir Kerosén, etanol y dimetileter (DME). Otro
producto de la reacción es la nafta que tiene alto contenido de parafinas. Las ceras
derivadas de los procesos GTL pueden ser suficientemente puras para ser utilizadas en la
industria cosmética y de envasado de comestibles.
Los procesos GTL actualmente en operación convierten 286 m3 (10,000 pc) de gas en un
poco más de 0.16 m3 (1 barril) de combustible sintético líquido.
METODOLOGÍA
En la elaboración de este proyecto, se realizarán los siguientes estudios:
ESTUDIO DE MERCADO
Capítulo I. Estudio de la Materia Prima. Se estudiará la materia prima, los
proveedores, las disponibilidades y los precios para abastecer los volúmenes de
Gas Natural que necesitará la planta de GTL
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Capitulo II. Estudio de los Productos GTL. En este capítulo realizaremos un
diagnóstico de la situación actual. Revisaremos las demandas de líquidos actuales
y proyectados, se estudiará la competencia, las ofertas actuales y proyectadas,
también.
ESTUDIO TÉCNICO
Describiremos la tecnología a utilizar, el tamaño de la planta, la ubicación, los
requerimientos de materiales, se determinará la función de producción que optimice el
empleo de los recursos con los que se cuenta.
Capítulo III. Localización
Capítulo IV. Tamaño
Capitulo V. Ingeniería
Capítulo VI. Organización y Administración. Se explicará la forma de
constitución de la Empresa, el tipo de organización que tendrá. Así mismo se
establece los procedimientos administrativos a seguir como también los
mecanismos que la estructura requiera.
ESTUDIO ECONÓMICO
Se determinara el monto de la inversión a realizar para la implementación de la Planta de
GTL, también se utilizará las herramientas contables para realizar análisis de rentabilidad
del proyecto.
Capítulo VII. Inversión
Capítulo VIII. Financiamiento.
Capitulo IX. Costos
Capitulo X. Ingresos
Evaluación
En este capítulo se utilizará las herramientas contables para realizar análisis de
rentabilidad del proyecto, también se estudiará el impacto ambiental que generará el
proyecto.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Capitulo XI. Tecnico-Economica.
Capitulo XII. Ambiental.
Capítulo XIII. Conclusiones y Recomendaciones
Luego de haber procesado toda la información obtenida, se extrae con objetividad los
aspectos más importantes y se realiza recomendaciones para la implementación de la
Planta de GTL.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
6. CRONOGRAMA
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
RECURSOS HUMANOS
El equipo de trabajo que participara en la realización del presente proyecto, está
compuesto por un grupo multidisciplinario comprendido por 3 estudiantes de La Carrera
Ingeniería del Petróleo y Gas Natural que cursan el 9no Semestre y 1 estudiante de la
Carrera Administración de Empresas del 8vo Semestre, quienes trabajaremos de manera
conjunta y coordinada aportando nuestros conocimientos en las diferentes áreas de
especialidad de formación.
Tabla # 8. Recursos Humanos
Nº Nombres y Apellidos Cargo
1 Maicol Cristian Arenas Verastegui Gerente de Recursos Humanos
2 Carlos Alfredo Coronado Gerente de Control de Proyecto
3 Eduardo Escobar Gerente de Ingenieria
4 Yasmina Mamani Avila Gerente de Finanzas
5 Ana Miriam Sanchez Gerente General
RECURSOS MATERIALES
Los materiales que se utilizarán con más frecuencia y serán un instrumento importante
para la realización de este proyecto serán entre otros los siguientes:
Tabla # 9. Recursos Materiales
Nº Cantidad Materiales
1 2 Computadoras Portátiles
2 1 Impresora
3 1 Tinta
4 1 Resma de Hojas Bond
5 2 Modem
6 4 Flash Memory
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
PRESUPUESTO
Se tiene planificado realizar los siguientes gastos que se incurrirán para la elaboración de
este trabajo (Materiales), los cuales se detallan a continuación:
7. PRESUPUESTO
MATERIALES
Impresión 60 Bs.-
Empastado 40 Bs.-
Encuesta 10 Bs.- Subtotal.- 110 Bs.-
VIAJE
Pasajes 100
Alojamiento 40
Alimentación 60 Subtotal.- 200
REFRIGERIO
Aperitivos 50 Bs.-
Subtotal.-
50 Bs.-
Imprevistos 100 Bs.-
TOTAL.- Bs.-1260
8. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
- Thackeray F: “GTL in 2007,” Petroleum Review (Enero de 2003): 18-19.
- CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro - Vol. 3 Núm. 1 Dic. 2005
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
ESTUDIO DE MERCADO
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Para la obtención de combustibles líquidos ultra- limpio, denominado tecnología GTL, se
necesita como materia prima el Gas Natural, para esto es preciso realizar primeramente
un estudio acerca del mercado del Gas Natural, tanto mundial como Nacional.
Para este efecto dividiremos el Estudio de mercado en dos partes:
Capítulo I: Estudio de Mercado de la Materia Prima (Gas Natural)
Capítulo II: Estudio de Mercado de los productos obtenidos a través de la Tecnología
GTL (Diésel, Gasolina y otros)
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
CAPITULO I.
ESTUDIO DE MERCADO DE
LA MATERIA PRIMA
(GAS NATURAL)
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Objetivos del Capitulo
Objetivo General
Revisar datos estadísticos de la disponibilidad de reservas gas en el país para la
obtención de diesel en Bolivia.
Objetivos Específicos
Estudiar el Gas Natural y sus propiedades.
Identificar los volúmenes de reservas probadas, probables y posibles del Gas
Natural.
Estudiar la demanda externa e interna existente del Gas Natural
Determinar la oferta del Gas Natural
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables
formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos de petróleo,
disuelto o asociado con el petróleo (acumulación de plancton marino) o en depósitos de
carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se saca, está
compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el
90 ó 95% (p. ej., el gas no-asociado del pozo West Sole en el Mar del Norte), y suele
contener otros gases como nitrógeno, Ácido Sulfhídrico, helio y mercaptanos. Como
ejemplo de contaminantes cabe mencionar el gas no-asociado de Kapuni (NZ) que
contiene hasta 49% de CO2 (Dióxido de Carbono). Como fuentes adicionales de este
recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano que, según
estimaciones, pueden suponer una reserva energética muy superiores a las actuales de
gas natural.
Puede obtenerse también con procesos de descomposición de restos orgánicos (basuras,
vegetales - gas de pantanos) en las plantas de tratamiento de estos restos (depuradoras
de aguas residuales urbanas, plantas de procesado de basuras, de desechos orgánicos
animales, etc.). El gas obtenido así se llama biogás.
Algunos de los gases que forman parte del gas natural cuando es extraído se separan de
la mezcla porque no tienen capacidad energética (nitrógeno o CO2) o porque pueden
depositarse en las tuberías usadas para su distribución debido a su alto punto de
ebullición. Si el gas fuese criogénicamente licuado para su almacenamiento, el dióxido de
carbono (CO2) solidificaría interfiriendo con el proceso criogénico. El CO2 puede ser
determinado por los procedimientos ASTM D 1137 o ASTM D 1945.
El propano, butano e hidrocarburos más pesados en comparación con el gas natural son
extraídos, puesto que su presencia puede causar accidentes durante la combustión del
gas natural. El vapor de agua también se elimina por estos motivos y porque a
temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas forma hidratos de
metano que pueden obstruir los gasoductos. Los compuestos de azufre son eliminados
hasta niveles muy bajos para evitar corrosión y olores perniciosos, así como para reducir
las emisiones de compuestos causantes de lluvia ácida. La detección y la medición de
H2S (Ácido Sulfúrico) se pueden realizar con los métodos ASTM D2385 o ASTM D 2725.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Para uso doméstico, al igual que al butano, se le añaden trazas de compuestos de la
familia de los mercaptanos entre ellos el metil-mercaptano, para que sea fácil detectar una
fuga de gas y evitar su ignición espontánea.
Mercado del Gas Natural
En la actualidad el mercado del petróleo está sufriendo grandes transformaciones, la
concientización de los países desarrollados se ha encauzado en la exigencia de
combustibles con especificaciones más rígidas desde el punto de vista medioambiental;
los precios han alcanzado valores muy elevados que amenazan el crecimiento económico
y plantean la búsqueda de nuevas formas de energía que sean rentables a estos niveles;
también las continuas crisis políticas de los principales países productores de petróleo
han aumentado la preocupación de países consumidores sobre su dependencia. Sumado
a esto el continuo decrecimiento de las reservas convencionales de crudo a nivel mundial,
las altas demandas de consumo, y la disminución en el descubrimiento de nuevas
reservas.
Por su parte el Gas Natural ha recorrido un largo camino desde la época en que solo era
un subproducto de la explotación petrolera, una molestia que se eliminaba quemándolo.
Ahora, dentro del panorama mundial, se proyecta que el Gas Natural será el combustible
más importante del mundo debido a su abundancia, limpieza y diversidad de aplicaciones.
Se espera que en los próximos años, la demanda general de energía proveniente del
petróleo, el gas y otras fuentes llegue a ser más del doble que la actual. La composición
de la oferta de energía está cambiando y los observadores esperan que el mundo
consuma más gas que petróleo para el año 2025.
En la actualidad hay dos superpotencias energéticas mundiales "reconocidas", las cuales
tienen las mayores reservas y producción en los ámbitos de la energía en la que se
especializan. Rusia tiene las mayores reservas del mundo de gas natural, y es el mayor
productor y exportador de gas, mientras que Arabia Saudita tiene las mayores reservas de
petróleo convencional, y ostenta la mayor capacidad de producción de crudo del mundo
(estimada en torno a 10,5-11,0 millones de bbl/d, barriles por días). Las medidas
adoptadas por las empresas o el gobierno en cualquiera de estos dos países son
suficientes para producir una reacción inmediata en el mercado de valores, si bien se
sabe que los mercados han intentado adivinar las verdaderas cifras de producción de
Arabia Saudita.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Rusia tiene las mayores reservas de gas natural de cualquier país del mundo, junto con la
segunda mayor reserva de carbón, y el octavo lugar en reservas de petróleo. Es el
segundo productor mundial de petróleo y, de vez en cuando, sobrepasa a Arabia Saudita
como el número uno del mundo.
Rusia es también el mayor productor de gas natural, con el 22,3% de la producción
mundial, y también el mayor exportador, con el 24,0% de la exportación mundial. En los
últimos años, Rusia ha establecido el sector del gas como uno de gran importancia
estratégica. Muchas empresas privadas de petróleo y gas natural, especialmente Yukos y
Sibneft, se han consolidado bajo el control de las organizaciones estatales Rosneft y
Gazprom, respectivamente.
Reservas de Gas Natural en el Mundo
Grafico N° 1. Reservas de Gas Natural en el Mundo
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Características del Gas Natural Boliviano
Existen dos características principales del gas natural en Bolivia: la primera, es que es un
gas No Asociado y la segunda es un gas muy rico en metano. Dichas características
hacen que la explotación y uso de este recurso sea muy atractiva.
Tabla # 11. Composición Química del Gas Natural Boliviano
Componentes principales Formula químicaPorcentaje en Volumen
(%)
Metano CH4 89,10
Etano C2H6 5,83
Propano C3H8 1,88
Butanos C4H10 0,74
Pentanos C5H12 0,23
Hexanos C6H14 0,11
Componentes principales de Gas Natural bo-liviano
MetanoEtanoPropanoButanosPentanosHexanos
Grafico # 2 Composición del Gas Natural Boliviano
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Disponibilidad de la Materia Prima
Desde el descubrimiento de los megacampos gasíferos San Alberto, Sábalo, Margarita e
Itaú hace más de una década se potencio a Bolivia como el proveedor de gas natural para
el Cono Sur y con ello se concretó el mayor proyecto de exportación en la historia del país
el cual genera los mayores ingresos estatales en la actualidad. Con el descenso de las
inversiones petroleras al inicio del nuevo siglo, este impulso se contrajo y, además,
durante cinco años no se supo el número de reservas comerciales de hidrocarburos con
las que contaba el país.
A inicios de abril del 2011 YPFB presento el informe de certificación de reservas de
hidrocarburos nacionales, realizado por la compañía Ryder Scott. El informe demuestra
un descenso de las reservas tanto de Gas Natural como de petróleo, respecto a las
mediciones anteriores. Las razones más que geológicas son entendidas en los métodos
de medición, en el consumo de los mercados en los últimos años y en el conocimiento
más ajustado que se tiene de los campos productores ahora que están en su etapa de
madurez.
RESERVAS
DEFINICIÓN DE RESERVAS (SPE-PRMS)
Las reservas son aquellas cantidades de petróleo que se prevé serán comercialmente
recuperables por medio de la aplicación de proyectos de desarrollo, aplicados en
acumulaciones conocidas a partir de una fecha en adelante y bajo condiciones definidas.
Las reservas son categorizadas de acuerdo al nivel de incertidumbre asociado con las
estimaciones y pueden ser sub-clasificadas basado en la madurez del proyecto y/o
caracterizadas por su estado de desarrollo y producción (desarrolladas y no-
desarrolladas). Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios: ser descubiertas,
ser recuperables, ser comerciales y ser remanentes (en la fecha de la evaluación) basado
en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicado(s). Las reservas son categorizadas como,
Probadas, Probables y Posibles.
Reservas Probadas (P1).- Se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias
asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales,
que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
certidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería.
Dentro de las reservas probadas existen dos tipos:
• Las desarrolladas, aquellas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes
con la infraestructura actual y con costos moderados de inversión.
• Las no desarrolladas, que se definen como el volumen que se espera producir con
infraestructura y en pozos futuros.
Reservas Probables (P2).- Se constituyen por aquellos volúmenes de hidrocarburos,
cuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere que son más factibles de
ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilísticos
para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a
recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables.
Las reservas 2P, por tanto, son constituidas por la suma de las reservas probadas más
las probables.
Reservas Posibles (P3).- En cambio, se caracterizan por tener una recuperación
comercial, estimada a partir de la información geológica y de ingeniería, menor que en el
caso de las reservas probables. Así, si se utilizan métodos probabilísticos, la suma de las
reservas probadas, probables más las posibles tendrá al menos una probabilidad de 10%
de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores a las 3P.
FUENTE: GAS & DESARROLLO, Analisis y Perspectivas – Revista bianual.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
LA IMPORTANCIA DE LAS RESERVAS
Las reservas de Hidrocarburos son la base principal para el funcionamiento y proyección
de las empresas de Exploración y Producción; constituyéndose en el pilar y referente que
las hace prosperar y crecer económicamente. Con ellas se gerencia la cartera de activos
de la compañía, y los datos derivados de su análisis se usan internamente para medir su
desarrollo y determinar los coeficientes de amortización de capital. Por tanto, estas se
constituyen en la base tangible de la actividad de Exploración, Desarrollo y Producción de
Hidrocarburos.
• Internamente, los volúmenes informados son utilizados para la Gestión del Portafolio de
Activos (Ciclo de Planificación a corto, medio y largo plazo).
• Externamente, sirven para que accionistas e inversores en general, puedan evaluar su
capacidad financiera y las posibilidades de crecimiento y para que los analistas juzguen
su situación dentro de la industria. Una buena evaluación de analistas e inversores le
facilita a cualquier compañía el acceso a los mercados de capital y ayuda a la valorización
de las acciones.
Es muy importante, con el fin de planificar y manejar el negocio, tener un claro
entendimiento de los volúmenes de hidrocarburos con que se cuenta para producir tanto
como conocer si esas cantidades estarán disponibles para el desarrollo de campos,
implementación de avances tecnológicos para luego continuar con el ciclo virtuoso:
Exploración, Desarrollo y Producción.
RESERVAS CERTIFICADAS
Las Reservas Certificadas del país a la fecha 31 de diciembre de 2013 por la empresa
canadiense GLJ Petroleum Consultants encargada de realizar el estudio técnico de
certificar las reservas, al 31 de diciembre del 2009, certifico que:
Las Reservas Probadas de gas natural llegan a 10,45 trillones de pies cúbicos
(TCF).
Reservas Probables de 3,50 TCF.
Reservas Posibles de 4,15 TCF.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Las reservas fueron certificadas por una empresa de prestigio internacional y según las
definiciones, normas y directrices del Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos
(PRMS, siglas en inglés) de la Sociedad de Ingenieros Petroleros.
Asimismo, el estudio señala que el país cuenta con 211,45 millones de barriles de
petróleo condensado.
LAS RESERVAS Y LOS CONTRATOS
Bolivia es un país con grandes reservas hidrocarburiferas, especialmente de Gas Natural. En la actualidad, el país abastece todo su consumo interno y exporta significativos volúmenes de Gas Natural a Brasil y Argentina
A continuación, el Gráfico No. 1.1 muestra la demanda potencial de Gas Natural en parte de la región, puesto que considera los mercados de Bolivia, Argentina y Brasil.
MERCADO INTERNO DE CONSUMO
El mercado interno de consumo incluye: termoeléctricas, distribuidoras de Gas Natural por redes, consumo directo y consumos propios.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Por ejemplo según datos estadísticos de YPFB para el primer trimestre de año 2014, En la estructura del mercado interno, el Sector Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular es el mayor consumidor de gas natural, registrando durante el primer trimestre del 2014, un consumo promedio de 4,53 MMm3/día, que representa el 47,53% del consumo total; le sigue el Sector Eléctrico con un consumo promedio de 4,16 MMm3/día, que representa el 43,65% del consumo total. Finalmente, el Sector Consumidores Directos y Otros registró un consumo promedio de 0,84 MMm3/día, que representa el 8,82% del consumo total. En promedio, el consumo del mercado interno durante el primer trimestre del 2014, alcanzó a 9,53 MMm3/día.
El consumo interno promedio de gas a 2010 es de 7,2 MMmcd, para proyectar la
demanda hasta 2020, por lo cual se estima un crecimiento promedio del 7,5% (2011-
2020)
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Grafico # 8 Demanda de Gas Natural – Mercado Interno
Fuente: Elaboración Propia a partir de datos de YPFB
Total demanda de Gas Natural
MERCADO DE EXPORTACIÓN
MERCADO BRASILERO GSA
El contrato de compra venta de gas natural entre YPFB y Energía Argentina S.A. (ENARSA) fue suscrito el 2006 con una duración de 21 años a partir del 1º de enero de 2007 hasta el año 2026 y contempla el envío de gas natural a la República Argentina, por un volumen inicial de 7,7 MMm3/día durante los tres primeros años, con posibilidad de incrementarse en función de las ampliaciones de gasoductos en ambos países hasta alcanzar 27,7 MMm3/día, manteniendo este nivel hasta la finalización del contrato.
El 26 de marzo de 2010 se suscribió la primera Adenda a este contrato, la cual establece volúmenes mínimos de recepción y entrega de forma obligatoria y cláusulas de garantías comerciales entre otros, entró en vigencia el 1º de mayo de 2010. Asimismo, desde el inicio del contrato se estableció un poder calorífico en base seca que no sea menor a 1.000 BTU/pie3.
El contrato de compra venta de gas natural (GSA) fue suscrito en 1996, tiene una duración de 21 años, esto es de 1999 hasta 2019.
Este contrato inicialmente estableció el envío de 16 MMm3/día de gas natural, sin embargo, después de la firma de dos Adendas al mismo, se llegó a establecer el máximo volumen contractual de venta de 30,08 MMm3/día más el combustible requerido en el tramo Mutún - San Pablo, que actualmente se encuentra en vigencia. Asimismo, desde el inicio del
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
contrato se estableció un poder calorífico en base saturada que no sea menor a 1.034 BTU/pie3.
La proyección de los volúmenes de Gas Natural para el período 2009 – 2019 a ser exportados por YPFB e importados por PETROBRAS, considera una demanda del 100% de la Cantidad Diaria Contractual, es decir un volumen de 30.08 MMmcd + Gas Utilizado por el Sistema Bolivia + Gas Utilizado por el Sistema Brasil = 31,5 MMmcd hasta el año 2019, que si bien puede llegar a ser menor a lo largo de cualquier año por razones de estacionalidad, contracción en la demanda u otros, se constituye en la máxima obligación contractual que debe ser satisfecha en caso de su requerimiento. Adicionalmente, se considera un consumo de 24,1 MMmcd para el año 2020 por concepto de recuperación de Energía Pagada y No Recuperada (EPNR).
Según el cálculo de YPFB, el mercado brasileño demandará 2,7 TCF, en función al
contrato GSA con Petrobras, vigente hasta el 2019.
Grafico # 6 Demanda de Gas Natural - Mercado de Brasil
Fuente: Elaboración Propia a partir de datos de YPFB
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Contrato con Argentina
YPFB y la Empresa Nacional Argentina S.A. (ENARSA) en la gestión 2006 un nuevo
Contrato de Compra-Venta de Gas Natural por un periodo de 20 años, a partir del 1° de
enero de 2007.
El contrato incluye el financiamiento de una planta de extracción de licuables a instalarse
en la frontera que será de propiedad de YPFB.
Asimismo el mercado argentino requerirá 3,77 TCF hasta 2026, de acuerdo al contrato
establecido con Enarsa y su adenda pactada recientemente.
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20260
5
10
15
20
25
Demanda de Gas Natural - Mercado Argen-tina en MMmcd
Demanda de Gas Natural - Mercado Argentina en MMmcd
Grafico # 7 Demanda de Gas Natural – Mercado Argentina
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de YPFB
3,77 TCF 2013-2026
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Brasil Argentina Mercado Interno (Bo-livia)
Estimado de Gas por Mercado en TCF
2.7 3.77 1.22
0.250.751.251.752.252.753.253.75
Estimado de Gas por Mercado en TCF T
CF
Grafico # 9 Total Demanda de Gas Natural
Fuente: Elaboración Propia con datos de YPFB
Reservas de Gas Requeridas a Futuro en TCF
Asimismo el gobierno boliviano pronostica un consumo de 2,42 TCF a 20 años para
proyectos que dan valor agregado al Gas Natural, entre ellos: El mutún, Urea, Polietileno,
y las plantas de separación Rio Grande, y Chaco Boliviano.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Planta de Rio Gran-
de
Chaco Ta-rijeño
Amonia-co/Urea
Etileno, Polietileno
Mutun TOTAL
Requerimientos en TCF
NaN 0.1 0.39 0.29 0.32 1.32 2.42
0.25
0.75
1.25
1.75
2.25
Demanda de Gas para Proyectos de Industria-lizacion y Plantas de Separacion
TCF
Grafico # 10 Demanda de Gas Natural para Proyectos del Gobierno
Fuente: Elaboración Propia con datos de YPFB
Análisis de Disponibilidad del Gas Natural
OFERTA DE GAS NATURAL Y ASIGNACION DE MERCADOS En consideración a la demanda potencial de Gas Natural anteriormente explicada, la prioridad de
abastecimiento del mercado interno de consumo, los proyectos de industrialización de interés
nacional, los contratos de compra venta para la exportación suscritos con empresas de Argentina y
Brasil, así como a la proyección de producción de Gas Natural conforme al Plan de Explotación que
se desarrollará más adelante (Producción acelerada) y los posibles incrementos de producción en
base a los Prospectos exploratorios A con una probabilidad de éxito del 30% y los Prospectos
Exploratorios B con una probabilidad del 20 %, que también se explican más adelante, se establece
una prioridad en la atención de los diferentes mercados en el período 2009-2026 asumiendo un
determinado comportamiento de la demanda, como se muestra en el Gráfico 1.6.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
PROYECTOS EXPLORATORIOS A El resultado positivo de los prospectos exploratorios A, sumado a la producción estimada de acuerdo a los planes de desarrollo, podría permitir sostener el Mercado Argentino en 21,4 MMmcd hasta el 2020. Cabe resaltar que se entiende por resultado positivo el éxito exploratorio de 30% sobre el potencial estimado. Bajo este escenario, se incorpora la posibilidad de abastecimiento inicial del Proyecto GTL, alcanzando un volumen de 4,5 MMmcd hasta el año 2018. PROYECTOS EXPLORATORIOS B Considerando un resultado positivo en los prospectos exploratorios B, entendiéndose como tal un
éxito exploratorio de 20% sobre el potencial estimado, más la producción estimada de los planes
de desarrollo, entre los años 2020–2024 el volumen de entrega de Gas Natural al mercado
argentino podría alcanzar a 27,7 MMmcd. Asimismo, dicha producción permitiría el
abastecimiento de la demanda requerida por el Proyecto GTL los años 2019- 2023.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Tabla # 12. Oferta en TCF
Reservas Estimación Reservas * (%) Total
Probadas 10.45 10.45* 90% 9.4
Probables 3,5 3.5* 50% 1.75
Posibles 4.15 4.15*10% 0.415
TOTAL 11.565
Tabla # 13. Demanda en TCF
Mercado Cantidad
Demanda Argentina 3.77
Demanda Brasil 2.7
Demanda Mercado Interno 1.22
Industrialización/Plantas de Separación 2.42
Total 10.11
Conclusión
En cuanto a la disponibilidad de la materia prima esencial (gas natural), se puede concluir
que el país está en condiciones de cubrir la cantidad necesaria que se requiere para la
planta en su operación durante 10 años, como se puede observar se dispone de un
volumen de gas natural de 1.45 TCF. Tomando en cuenta que se utilizaría para el
proyecto de planta GTL 1 TCF, para producir un volumen de diesel de 17000 BPD
eliminando de esta forma la subvención de este producto.
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
CAPITULO II.
ESTUDIO DE MERCADO DE
LOS PRODUCTOS
OBTENIDOS A TRAVES DE
LA TECNOLOGIA GTL
PLANTA GTL (GAS TO LIQUID) EN SANTA CRUZ UAGRM
Objetivos del Capitulo
Objetivo General
Estudiar el mercado y las variables de los combustibles (diesel, gasolina) a nivel
nacional.
Objetivos Específicos
Describir las características de los productos obtenidos mediante la tecnología
GTL.
Definir el alcance del mercado que abarcará el proyecto.
Analizar los datos históricos de la demanda y oferta para la realización de las
proyecciones de los combustibles.