UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA
DETERMINACION DE LA CAPACIDAD MINIMA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR
DUCTOS DE CAMISEA A LIMA
INFORME DE COMPETENCIA PROFESIONAL
PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE: INGENIERO MECÁNICO
RODRIGO EDUARDO CARRILLO CASTILLO
PROMOCIÓN 2 010-11
LIMA- PERÚ
2 014
A mis hijas, esposa, hermanos, padres y abuelos.
TABLA DE CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO ............................................................................................. !
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES ................................................................................... 111
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................. 111
ÍNDICE DE GRÁFICOS .............................................................................................. IV
PRÓLOGO .................................................................................................................... 1
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 3
CAPÍTULO I ANALISIS DEL CONTEXTO, PROBLEMÁTICA Y DETERMINACION DEL LOS OBJETIVOS ................................................................................................ 5
1.1. ANTECEDENTES: ................................................................................................ 51 .1 . 1 . Proyecto Camisea .............................................................................. 5 1.1.2. Demanda de transporte de gas natural y ofertas públicas de capacidad ......................................................................................................... 7 1.1.3. Capacidad mínima de transporte según contrato BOOT de TGP .... 9 1.1.4. Proyecto de exportación de PLNG .................................................. 1 O
1.2. PROBLEMÁTICA ................................................................................................ 11
1.3. OBJETIVOS DEL ESTUDIO .................................................................................. 11 1.4. MARCO REGULATORIO ····················································································· 12
CAPÍTULO II ESTADO DEL ARTE, MARCO TEORICO ....................................... 13
2.1. ECUACIONES DE ESTADO ................................................................................. 14
2.1.1. Ecuación de estado: Soave-Redlich-Kwong (SRK) ........................ 15 2.1.2. Ecuación de estado: Peng-Robinson (PR) ...................................... 15 2.1.3. Ecuación de estado: Benedict-Webb-Rubin-Starlingt (BWRS) ....... 16 2.1.4. Selección de la ecuación de estado ................................................ 17
2.2. ECUACIONES DE FLUJO .................................................................................... 17 2.2.1. Ecuación general de flujo ................................................................. 18 2.2.2. Ecuación: AGA ................................................................................. 19
ii
2.2.3. Ecuación: Colebrook White .............................................................. 19 2.2.4. Ecuación Pandhandle A ................................................................... 21 2.2.5. Ecuación: Pandhandle 8 .................................................................. 22 2.2.6. Ecuación: Weymouth ....................................................................... 22 2.2.7. Selección de la ecuación de flujo .................................................... 23
2.3. HERRAMIENTAS DE SIMULACIÓN HIDRÁULICA .................................................... 24 2.3.1. Software utilizado ............................................................................. 25
CAPÍTULO III CRITERIOS Y CONDICIONES TÉCNICAS DEL MODELAMIENTO .................................................................................................................................... 27
3.1. CRITERIOS GENERALES DE DISEÑO HIDRÁULICO ............................................... 27 3.1.1. Composición del gas natural. ........................................................... 28 3.1.2. Ecuación de Estado y Ecuación de Flujo ........................................ 28 3.1.3. Condiciones físicas .......................................................................... 29
3.2. CONFIGURACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE ........................................ 30 3.3. ESCENARIOS PARA LA SIMULACIÓN HIDRÁULICA: CONDICIONES DE BORDE O
FRONTERA ....................................................................................................... 32 3.4. SECUENCIA DE MODELAMIENTO ........................................................................ 40
CAPÍTULO IV RESULTADOS DEL MODELAMIENTO HIDRAULICO ................. 42
4.1. RESULTADOS DE LA DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD MÁXIMA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE ................................................................................................... 42
4.1.1. Escenario de Capacidad (Con entrega en Chilca) .......................... 43 4.1.2. Escenario de Capacidad (Sin entrega en Chilca) ........................... 45
4.2. RESULTADOS DEL MODELAMIENTO DEL ESCENARIO 1: SISTEMA AISLADO (450
MMPCD) ......................................................................................................... 47 4.2.1. Escenario 1a (Con entrega en Chilca) ............................................. 47 4.2.2. Escenario 1 b (Sin entrega en Chilca) .............................................. 49
4.3. RESULTADOS DEL MODELAMIENTO DEL ESCENARIO 1: SISTEMA INTEGRADO (1150 MMPCD) ............................................................................................... 51 4.3.1. Escenario 2a (Con entrega en Chilca) ............................................. 51 4.3.2. Escenario 2b (Sin entrega en Chilca) .............................................. 54
4.4. ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS RESULTADOS PRESENTADOS POR TGP ........... 56 4.4.1. Sistema aislado de transporte de TGP ............................................ 56 4.4.2. Sistema Integrado de transporte de TGP y PLNG .......................... 57
CONCLUSIONES ...................................................................................................... 58
RECOMENDACIONES ............................................................................................. 61
ANEXOS .................................................................................................................... 63
ANEXO Nº 1: RESULTADOS HIDRÁULICOS DEL CÁLCULO DE LA CAPACIDAD MINIMA DEL SISTEMA AISLADO DE TGP ........................................................................ 64 ANEXO N
º
2: RESULTADOS HIDRÁULICOS DEL MODELAMIENTO DEL SISTEMA AISLADO DE TGP ............................................................................................. 67 ANEXO N
º 3: RESULTADOS HIDRÁULICOS DEL MODELAMIENTO DEL SISTEMA UNIFICADO DE TRANSPORTE DE TGP Y PLNG .................................................. 78
GLOSARIO DE TÉRMINOS ..................................................................................... 93
BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................... 96
REFERENCIAS NORMATIVA LEGAL ................................................................................ 97
iii
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 1 . 1 ............................................................................................................... 7 Ilustración 1.2 ............................................................................................................. 1 oIlustración 2.1: Diagrama de MOODY ....................................................................... 20 Ilustración 3.1 ............................................................................................................. 36 Ilustración 3.2 ............................................................................................................. 37 Ilustración 3.3 ............................................................................................................. 38 Ilustración 3.4 ............................................................................................................. 39 Ilustración 3.5: Secuencia de modelamiento ............................................................ 41 Ilustración 4.1: Resumen de resultados Cálculo de Capacidad - Con Chilca .......... 44 Ilustración 4.2: Resumen de resultados Cálculo de Capacidad - Sin Chilca ........... 46 Ilustración 4.3: Resumen de resultados Escenario 1a .............................................. 48 Ilustración 4.4: Resumen de resultados Escenario 1 b .............................................. 50 Ilustración 4.5: Resumen de resultados Escenario 2a .............................................. 53 Ilustración 4.6: Resumen de resultados Escenario 2b .............................................. 55
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1: Composición del gas natural .................................................................... 28 Tabla 3.2: Configuración del Sistema de Transporte de gas natural ....................... 31 Tabla 3.3: Condiciones de borde - Escenario 1a (450 MMPCD) ............................. 33 Tabla 3.4: Condiciones de borde - Escenario 1 b (450 MMPCD) ............................. 34 Tabla 3.5: Condiciones de borde - Escenario 2a (1150 MMPCD) ........................... 34 Tabla 3.6: Condiciones de borde - Escenario 2b (1150 MMPCD) ........................... 35 Tabla 4.1: Resultados del Cálculo de Capacidad (450 MMPCD) ............................. 43 Tabla 4.2: Resultados del Cálculo de Capacidad (450 MMPCD) ............................. 45 Tabla 4.3: Resultados del Escenario 1 a .................................................................... 47 Tabla 4.4: Resultados del Escenario 1 b .................................................................... 49 Tabla 4.5: Resultados del Escenario 2a .................................................................... 52
iv
Tabla 4.6: Resultados del Escenario 2b .................................................................... 54 Tabla 4.7: Comparación de Resultados Escenario 1 ................................................ 56 Tabla 4.8: Comparación de Resultados Escenario 2 ................................................ 57
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1 .1 8 Gráfico 5.1: Perfil de presión y elevaciones Cálculo de Capacidad - Con Chilca
(Dueto troncal) .................................................................................... 65 Gráfico 5.2: Perfil de presión y elevaciones Cálculo de Capacidad - Sin Chilca
(Dueto troncal) .................................................................................... 66 Gráfico 5.3: Perfiles de flujo Escenario 1 - Con Chilca ............................................. 68 Gráfico 5.4: Perfil de presión y elevaciones Escenario 1 - Con Chilca (Dueto
troncal) ................................................................................................ 69 Gráfico 5.5: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 1 - Con Chilca (dueto
troncal) ................................................................................................ 70 Gráfico 5.6: Perfil de presión y elevaciones Escenario 1 - Con Chilca (Loop 24") .. 71 Gráfico 5.7: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 1 - Con Chilca (dueto
troncal) ................................................................................................ 72 Gráfico 5.8: Perfiles de flujo Escenario 1 - Sin Chilca .............................................. 73 Gráfico 5.9: Perfil de presión y elevaciones Escenario 1 - Sin Chilca (Dueto troncal)
············································································································ 74Gráfico 5.1 O: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 1 - Sin Chilca (dueto
troncal) ................................................................................................ 7 5 Gráfico 5.11: Perfil de presión y elevaciones Escenario 1 - Sin Chilca (Loop 24"). 76 Gráfico 5.12: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 1 - Sin Chilca (dueto
troncal) ................................................................................................ 77 Gráfico 5.13: Perfiles de flujo Escenario 2 - Con Chilca ........................................... 79 Gráfico 5.14: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Con Chilca (Dueto
troncal) ................................................................................................ 80 Gráfico 5.15: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Con Chilca (dueto
troncal) ................................................................................................ 81 Gráfico 5.16: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Con Chilca (Loop 24") 82 Gráfico 5.17: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Con Chilca (Loop 24")
............................................................................................................ 83 Gráfico 5.18: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Con Chilca (Dueto
PLNG) ................................................................................................. 84 Gráfico 5.19: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Con Chilca (Dueto
PLNG) ................................................................................................. 85 Gráfico 5.20: Perfiles de flujo Escenario 2 - Sin Chilca ............................................ 86 Gráfico 5.21: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Sin Chilca (Dueto
troncal) ................................................................................................ 87 Gráfico 5.22: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Sin Chilca (dueto
troncal) .... · ............................................................................................ 88 Gráfico 5.23: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Sin Chilca (Loop 24"). 89 Gráfico 5.24: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Sin Chilca (Loop 24")
············································································································ 90
V
Gráfico 5.25: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Sin Chilca (Dueto PLNG) ············································································································ 91
Gráfico 5.26: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Sin Chilca (Dueto PLNG) ................................................................................................. 92
1
PRÓLOGO
El presente trabajo se desarrolla con el fin de obtener del Grado de Ingeniero
Mecánico mediante la modalidad de Experiencia Profesional y tiene como objetivo
determinar el cumplimiento de los compromisos de capacidad de transporte de la
Red Principal de Transporte de Gas Natural de Camisea a Lima. Dicho estudio fue
realizado por la empresa Latin Energy Perú como parte de un servicio de asesoría
al Organismo Regulador de la Inversión en Energía y Minería (en adelante
Osinergmin).
En el presente trabajo se modelará hidráulicamente la Red Principal de Transporte
de Gas Natural de Camisea a Lima y determinará la capacidad de transporte,
asociada al concepto de Capacidad Mínima introducido por el Contrato BOOT
correspondiente, de la infraestructura base y la proyectada, teniendo en cuenta el
ingreso del proyecto de transporte de gas natural a través del dueto de PLNG,
cuyos volúmenes de transporte son en la actualidad exportados en estado líquido.
Asimismo se verificará el cumplimiento de los requerimientos de capacidad exigido
en el referido contrato BÓOT y se elaborarán las recomendaciones pertinentes.
En ese sentido, se ha dividido el informe en cuatro capítulos: el primero analiza el
contexto y la problemática que envuelven el tema analizado, así como los objetivos
2
y marco normativo que conforman las directrices del estudio. El segundo capítulo
describe el marco teórico que conforma las bases del modelamiento hidráulico de
redes de transporte. El tercer capítulo describe los criterios y condiciones técnicas
sobre los que se desarrollará el modelamiento hidráulico de la red de transporte,
basados en el marco normativo local e internacional y las buenas prácticas de la
industria. El cuarto capítulo presenta los resultados del modelamiento realizado, los
resultados de capacidad de transporte de gas natural y los resultados de la
validación de estos respecto de los resultados presentados por el concesionario de
transporte TGP. Por último, las conclusiones y recomendaciones se presentan al
final del documento.
3
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo de la modalidad Experiencia Profesional se basa en un estudio
realizado en el mes de diciembre de 2009. Dicho estudio fue realizado por la
empresa Latin Energy Perú como parte de un servicio de asesoría al Osinergmin.
El contexto del estudio realizado en esa fecha involucra una creciente demanda
local de capacidad de transporte de gas natural de la Red Principal de Transporte
de Camisea (en adelante Red Principal) y la entrada en operación del dueto de
transporte de la empresa PLNG dedicado para la demanda de exportación.
Desde su entrada en operación, el gas natural transportado mediante el dueto
operado por TGP viene superando las proyecciones efectuadas en los inicios del
proyecto. Es así que los resultados de las Décimo Segunda (agosto 2009) y Décimo
Tercera (enero 201 O) ofertas públicas de capacidad, y los requerimientos de
capacidad de los nuevos proyectos (distribución de gas natural en lea) podrían
superar la capacidad mínima de transporte de la Red Principal.
Asimismo, se proyectó que en el primer semestre del 201 O tendrá lugar el inicio de
las operaciones del gasoducto y de la planta de LNG, cuyos volúmenes harían uso
de una parte de la Red Principal.
4
En consecuencia, los objetivos del estudio son: verificar el cumplimiento de
capacidad instalada de transporte de acuerdo a los requerimientos del Contrato
BOOT de transporte de la Red Principal, considerando la configuración básica de la
Red Principal y la entrada en operación del dueto de PLNG.
Para estos fines es necesario configurar y modelar hidráulicamente la Red Principal
en dos escenarios, el primero de ellos correspondiente a la infraestructura actual,
cuya capacidad de transporte es hasta 450 MMPCD (Millones de Pies Cúbicos
Diarios), y el segundo cuya capacidad es hasta los 1150 MMPCD e incluye el Dueto
Principal de PLNG. El referido modelamiento se realiza con el software de
simulación PipelineStudio, y los datos y condiciones de operación reales
suministradas por TGP.
El presente informe contiene los datos, resultados y gráficos obtenidos a partir del
modelamiento hidráulico antes mencionado. Cabe mencionar que en el caso de los
Reportes entregados por el software PipelineStudio, será utilizada la plataforma de
MS Excel debido a su compatibilidad con el software referido. Para fines de una
mejor presentación, se desarrollan e incorporan gráficos en formato MS Excel a
partir de los resultados obtenidos en el modelamiento.
Finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones del trabajo que
pueden aplicarse a otros proyectos similares que sean ejecutados en el futuro.
CAPÍTULO 1
ANALISIS DEL CONTEXTO, PROBLEMÁTICA Y DETERMINACION DEL LOS
OBJETIVOS
1.1. Antecedentes:
1.1.1. Proyecto Camisea
5
En junio del año 1999, fue publicada la Ley 27133, Ley de Promoción del Desarrollo
de la Industria del Gas Natural, la cual declara de interés nacional y de necesidad
pública el fomento y desarrollo de la industria del gas natural, que comprende la
explotación de los yacimientos de gas, el desarrollo de la infraestructura de
transporte de gas y condensados; la distribución de gas natural por red de duetos; y
los usos industriales en el país.
La referida Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural
establece Garantías a la Inversión en Proyectos de Red Principal, referidos a
proyectos de transporte de gas por redes, que podrán incluir un mecanismo para
garantizar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el Costo del Servicio
a los inversionistas, sobre la base de un beneficio sustentable para la sociedad.
6
En la misma fecha anterior, setiembre 1999, se publican los reglamentos de
Transporte de Hidrocarburos por duetos y de Distribución de gas natural por red de
duetos con Decretos Supremos Nº 041-99-EM y 042-99-EM respectivamente,
aplicables a toda concesión de transporte de hidrocarburos por duetos y de
distribución de gas natural por red de duetos en el territorio nacional. En noviembre
del año 1999, se publica el Decreto Supremo Nº 057-99-EM por el cual se otorga la
Garantía por Red Principal, (en adelante GRP), definida en la Ley 27133 a las
Concesiones de la Red Transporte y la Red de Distribución de Gas Natural, ambas
conformando la Red Principal, desde Camisea a Lima.
En diciembre del año 2000 se firmaron los contratos de Licencia para la explotación
de las Reservas de Camisea, los contratos BOOT1 de Concesión para el Transporte
de Gas desde Camisea a la costa de Lima (City Gate) y para la Distribución de gas
natural por redes en Lima y Callao.
De este modo, el proyecto queda separado en tres actividades
• La actividad de explotación y producción en la- zona de Malvinas, a cargo de
la empresa PLUSPETROL.
• El transporte a cargo de la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP).
• La distribución en Lima y Callao a cargo de la empresa Gas Natural de Lima
y Callao (Cálidda).
1 BOOT = Built, Own, Operate and Transfer.
W* E
LEYENDA
_,_
0 Camp•n.,110•8-
/'V' Rloll Pri�
,/V'Unb�-!ll&l
Cortesia TGP
7
Ilustración 1.1
100 Km
1.1.2. Demanda de transporte de gas natural y ofertas públicas de capacidad
Desde su entrada en operación, el gas natural transportado mediante el dueto
operado por TGP viene superando las proyecciones efectuadas en los inicios del
proyecto. Esta situación responde al fuerte crecim1ento de la demanda de gas
natural destinada para generación eléctrica, y que tiene una participación mayor al
70% de los volúmenes transportados.
El gráfico siguiente muestra la evolución de los volúmenes de transporte en la Red
Principal de Camisea a Lima. Es pertinente señalar que los volúmenes entregados
en el punto denominado Lurín, corresponden a los usuarios ubicados "aguas abajo"
del City Gate ubicado en el distrito referido. Estos volúmenes están conformados
por los volúmenes de los Clientes Regulados y los consumidores independientes
ubicados en Lima Metropolitana. Asimismo se incluyen los volúmenes de las
centrales térmicas ubicadas en Chilca.
8
A diciembre de 2009, los volúmenes efectivos de transporte han alcanzado el valor
máximo de 287 MMPCD, que se consideran como entregados en el City Gate de
Lurín, tal como se muestra en el gráfico siguiente:
Gráfico 1.1
MMPCD
350
300
250
200
150
100
• 1 -50
o ,.11111111 1
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Fuente: OSINERGMIN
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Por otro lado, considerando los volúmenes de transporte proyectados, tenemos que
el resultado de las adjudicaciones de Capacidad Reservada Diaria de las Décimo
Segunda (agosto 2009) y Décimo Tercera (enero 201 O) ofertas públicas de
capacidad, se obtuvieron asignaciones de capacidad de acuerdo a lo siguiente:
• 340 MMPCD para volúmenes entregados en el City Gate de Lurín
• 39 MMPCD para volúmenes entregados en el Punto de Derivación de
Humay;
En consecuencia, hacia enero de 201 O ya se cuenta con requerimientos de
Capacidad Reservada Diaria de 340 y 379 MMPCD en Lurín (City Gate) y el Punto
de Derivación (Humay), respectivamente.
-
O) o o N
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1.1.3. Capacidad mínima de transporte según contrato BOOT de TGP
9
Con respecto a la Capacidad Mínima que el sistema de Transporte de Gas Natural
por duetos de Camisea al City Gate debe mantener, el Contrato BOOT, en su
Cláusula 3 señala lo siguiente:
"El Sistema de Transporte de Gas, desde la fecha de Puesta en Operación Comercial, deberá estar en capacidad de transportar Gas desde el Punto de Recepción hasta el Punto de Entrega, cubriendo por lo menos la Capacidad Mínima, según se establece a continuación:
Año de operación Capacidad Mínima 1 al 11 Punto de Derivación ·citv Gate
La mayor de: La mayor de: (i) 205 MMPCD o
(ii) la requerida para (i) 155 MMPCD o
atender la demanda en (ii) la requerida para
el Servicio de atender la demanda en el
Transporte de Gas,Servicio de Transporte de
hasta 450 MMPCD Gas, hasta 400 MMPCD
12 v siguientes 450MMPCD 400 MMPCD
El Punto de Derivación es el lugar en el cual se prevé existirá una bifurcación del dueto que llega de Camisea, de forma tal que en él se iniciaría un ramal para atender la demanda en Pisco y zonas conexas. El Punto de Derivación estará ubicado en la Provincia de Pisco, cercano al pueblo de Humay o al Oeste de él."
La capacidad requerida se determina teniendo en cuenta las Capacidades
Reservadas Diarias que resultan de las Ofertas Públicas.
Considerando el inicio cercano de la puesta en operación de la concesión de
distribución de gas natural por redes en lea, cuya reserva de capacidad bordearía
los 90 MMPCD y podría presentarse en la siguiente oferta pública, se tendrían
actualmente requerimientos de capacidad que exigirían la capacidad máxima
exigible del sistema de transporte de TGP.
En consecuencia, de considerarse 90 MMPCD adicionales para ser ofertados, los
requerimientos de capacidad alcanzarían los 435 y 482 MMPCD en Lurín (City
Gate) y el Punto de Derivación (Humay) respectivamente. Por tanto, la capacidad
10
Mínima exigible al Concesionario de transporte, de acuerdo a la Cláusula 3 del
Contrato BOOT respectivo, sería de: 400 y 450 MMPCD en Lurín (City Gate) y el
Punto de Derivación (Humay) respectivamente
1.1.4. Proyecto de exportación de PLNG
En enero de 2006 el Perú firma un acuerdo con el consorcio Perú LNG con la
finalidad de construir una planta de licuefacción de gas natural cuya inversión
alcanza alrededor de los 3.300 millones de dólares y cuya repercusión local es la
generación de 35.000 plazas de trabajo. Esta iniciativa corresponde a la segunda
etapa del proyecto que permitirá la exportación del gas de Camisea. Se decidió que
la planta de licuefacción se ubique a 169 kilómetros al sur de Lima (Ver lámina
siguiente).
El suministro de la planta de licuefacción se realizaría mediante un dueto de
transporte de 407 km, que tendrá su punto inicial en la progresiva KP 211 de la Red
Principal de Transporte, es decir hará uso del primer tramo del mencionado
sistema.
Paclflc
Ocean
Ilustración 1.2
- New Gas r>lpellne to LNG Plant
- Existlng oas Pipeline to Lima Exl stlng Condensa le PI �Une to LPC PI an�
Fuente: OSINERGMIN
BRAZIL
11
Se proyecta que la construcción de la planta culminará en el primer semestre del
2010. Asimismo se proyecta que para los meses de marzo y junio, Osinergmin
emitirá el Informe Técnico Favorable para el inicio de las operaciones del gasoducto
y de la, planta de LNG, respectivamente. El primer embarque de LNG se proyecta
para el mes de junio de 2010.
En diciembre del 2009 se firmó, entre Perú LNG y TGP, un acuerdo para el
incremento y uso de la capacidad de transporte del dueto principal.
1.2. Problemática
Considerando la Capacidad Mínima que la Red Principal de Transporte debe
mantener, en función a los requerimientos de capacidad, la problemática es el
impacto que tendría el inicio de operaciones del dueto de transporte de PLNG que
usará el primer tramo de la Red Principal de Transporte.
1.3. Objetivos del estudio
Los siguientes objetivos se construyen con el fin de resolver la problemática
mencionada:
• Determinar el cumplimiento de la Capacidad Mínima de transporte en
concordancia con lo indicado en la Cláusula 11 del Contrato BOOT, en las
condiciones actuales de operación y con el inicio de las operaciones del
dueto de transporte de PLNG y de la exportación de GNL a través de la
Planta de Licuefacción ubicada en Melchorita, Pisco.
• Realizar una comparación de los resultados del cálculo de la capacidad
mínima de transporte con los resultados presentados por TGP para fines de
obtener la validación de dichos resultados.
12
1.4. Marco Regulatorio
El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) es el órgano del poder ejecutivo
encargado de diseñar la política general del sector y entregar, en calidad de
concedente, las concesiones para la realización de actividades mineras,
energéticas y de hidrocarburos.
El marco legal que rige el desarrollo de las actividades de explotación, transporte,
distribución y comercialización de gas natural en el Perú está compuesto por:
• Ley No. 26221: Ley Orgánica que Norma las Actividc¡1des de Hidrocarburos
en el Perú, la cual entró en vigencia el 18 de noviembre de 1993.
• Ley 27133: Ley de Promoción del desarrollo de la Industria del Gas Natural.
• D.S. No. 040-99-EM: Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria del
Gas Natural.
• D.S. No. 041-99-EM: Reglamento de transporte de hidrocarburos por
duetos.
• D.S. No. 042-99-EM: Reglamento de distribucion de Gas Natural por Red de
duetos.
13
CAPÍTULO 11
ESTADO DEL ARTE, MARCO TEORICO
Las propiedades del fluido a ser transportado tienen un impacto importante en el
diseño del sistema de transporte. Dichas propiedades deberán determinarse por la
ingeniería de diseño. Las propiedades que se tienen en cuenta durante el diseño de
sistemas de transporte son, entre otras:
• Volumen específico
• Factor de compresibilidad
• Calor específico
• Coeficiente Joule-Thompson
• Coeficiente lsoentrópico
• Entalpía
• Entropía
• Viscosidad
En el caso del transporte de tuberías por duetos, las propiedades y condiciones
físicas del fluido transportado se determinan mediante ecuaciones de estado y
ecuaciones de flujo. Las primeras son útiles para describir las propiedades de los
14
fluidos en condiciones hidrostáticas. Por su lado, las segundas se utilizan para
predecir el comportamiento de los flujos de fluidos. Ambos tipos de ecuaciones son
utilizadas de manera complementaria en el modelamiento del transporte de
hidrocarburos por duetos.
Es en ese sentido que la presente sección describe las diversas ecuaciones y
métodos de cálculos de flujo, utilizados y aceptados en la industria del transporte
del gas natural; dichos métodos de cálculo, permiten determinar los diámetros
óptimos del sistema de transporte, los flujos máximos de transporte, las presiones
mínimas en los puntos de entrega, etc., como parte esencial de la ingeniería de
diseño.
Finalmente, se incluye una descripción de las herramientas de simulación hidráulica
que permiten la integración los aspectos teóricos del comportamiento de los fluidos
(en este caso el gas natural) y el modelamiento de los sistemas de transporte por
duetos.
2.1. Ecuaciones de estado
Las ecuaciones de estado son relaciones matemáticas que engloban a variables
tales como el volumen, la presión, la temperatura y la composición del fluido a
analizar. Gran parte de las ecuaciones de estado que han sido propuestas son
empíricas, en menor medida se tienen las ecuaciones de estado con base teórica.
Estas últimas son relaciones polinomiales capaces de reproducir las condiciones
líquido - vapor necesarios para el cálculo del estado de equilibrio de un fluido.
Las ecuaciones polinomiales son las más usadas en la industria, ya que proveen
una duplicación de las condiciones críticas de presión y temperatura, y representan
el punto de presión de vapor de la curva del fluido. Entre las ecuaciones más
conocidas tenemos las siguientes:
15
2.1.1. Ecuación de estado: Soave-Redlich-Kwong (SRK)
Redlich and Kwong en 1949, propusieron una modificación a la fórmula propuesta
por Van der Waals en 1873, la misma que fue extensiva al uso en los cálculos de
propiedades de mezclas de componentes no polares en fase de vapor.
La ecuación descrita se muestra a continuación:
Donde:
P: Presión
P= RT Vm -b
R: Constante general de los gases
T: Temperatura
V m: Volumen molar
a
a: Constante de corrección del potencial de las moléculas
b: Constante de corrección del volumen
2.1.2. Ecuación de estado: Peng-Robinson (PR)
Peng y Robinson propusieron en 1976 una ecuación similar a la propuesta por
SRK. Introdujeron mejoras en el cálculo de la densidad de los líquidos para
hidrocarburos de densidad media. Ej. n-hexano. Sin embargo estos cálculos no
eran efectivos para hidrocarburos livianos como el Metano, o para condiciones de
muy baja temperatura .
..
16
A pesar de lo anterior, esta ecuación se convirtió en la ecuación de estado más
utilizada para fines de determinar la correlación de equilibrio líquido-vapor de
sistemas de componentes no polares.
La ecuación descrita se muestra a continuación:
11-T p=
¼n. -b \!� + 2bv�-i - b2
Donde:
P: Presión
R: Constante general de los gases
T: Temperatura
V m: Volumen molar
a: Constante de corrección del potencial de las moléculas
b: Constante de corrección del volumen
2.1.3. Ecuación de estado: Benedict-Webb-Rubin-Starlingt (BWRS)
Esta ecuación, enunciada por Starling en 1973, es capaz de representar las
condiciones de densidad, entalpía y entropía para las fases de vapor y líquido para
hidrocarburos, tanto en condiciones de muy baja temperatura, como en condiciones
de muy alta temperatura.
La ecuación descrita se muestra a continuación:
( Ca · Do Eo) 2 ( el) 3 ( el) o cpª ( 2) ( ?)P = pRT
+ B0RT - .-\0 - T2 + T3 - T4 p + bRT - a -T
p· +a a+ T
p + T2 1 + �¡p exp -''W
Donde:
P: Presión
p: Densidad
R: Constante general de los gases
T: Temperatura
a: Coeficiente a
2.1.4. Selección de la ecuación de estado
A partir de lo descrito es importante señalar lo siguiente:
17
• Las ecuaciones de estado SRK y PR son recomendadas para la mayoría de
las aplicaciones que contemplan la mezcla de hidrocarburos, hidrocarburos
no polares y gases orgánicos.
• Por su lado, la ecuación de estado BWRS se recomienda para la predicción
de las propiedades de hidrocarburos y gases puros en cualquier condición
de presión y temperatura, como es el caso dé gas natural.
Por lo tanto, para fines de analizar el comportamiento del gas natural,
compuesto mayoritariamente por Metano (90%), se ha seleccionado la ecuación
BWRS.
2.2. Ecuaciones de Fluio
Dado que el presente documento considera el cálculo de la capacidad hidráulica del
transporte de gas natural por duetos, se analiza continuación las ecuaciones de
flujo disponibles para dichos fines:
2.2.1. Ecuación general de flujo
18
En primer término tenemos la Ecuación General de flujo, generada a partir de la
ecuación de Bernoulli.
Donde:
Qb: flujo base en MMPCD
Tb: temperatura base en R
Pb: Presión Base en psia
P 1 : Presión de entrada psia
P2: Presión de salida psia
1/2
G: Gravedad específica del gas (Respecto al Aire- Adimensional)
Tavg: temperatura promedio de flujo ºR
Zavg: Factor de compresibilidad promedio (Adimensional)
D: Diámetro Nominal en Pulgadas
f: factor de fricción Adimensional
L: Longitud en Millas
e: Rugosidad relativa Adimensional.
NRe: Numero de Reynolds (Adimensional)
Las variaciones realizadas sobre la ecuación general de flujo, por diferentes autores
e investigadores han generado ecuaciones reconocidas en la industria del gas.
Entre las que tenemos las siguientes:
19
2.2.2. Ecuación: AGA
Se aplica cuando el flujo ha desarrollado un comportamiento totalmente turbulento y
logra un factor de fricción totalmente independiente del número de Reynolds, la
ecuación queda como sigue:
o.s
El uso de esta ecuación es recomendable para regímenes totalmente turbulentos,
sistemas de alta presión, grandes caudales y rangos de diámetros medios a
grandes (mayores a NPS2 24").
2.2.3. Ecuación: Colebrook White
Desarrollaron fundamentalmente un métod0 de cálculo introduciendo el
concepto del factor de transmisión así:
1 21 ( e 2.51
) .f] = - og 3.7D1 + N�.JJ
La cual cuando Re <2000 se convierte en
/=� N�
2 Nominal Pipe Size., Tamaño Nominal de la Tubería
20
Estas reemplazadas en la ecuación general de flujo resultan en:
pl 0.5
Q� == 77.548 ?;
�
p,2 - P-2 - o 37 5G(h - h ) O.Vt
1 l · l 1
Zav1 Tav1 *(-2log( e + 2.51 ))*D25
3.7D¡ N�fl
Esta ecuación es dependiente del número de Reynolds cuya representación gráfica
es denominada Diagrama de MOODY.
.05
;1 .04 !l
� .03 g � .025
olr:I� �1-0 .02
º' ••
Ilustración 2.1: Diagrama de MOODY
flol.__.,_► fl.OCCI IQVOO 04 OG 01 1 t
'
• • • 10 � .. � .. ,po ,.. 'i'> "'°""' - �- •l')O 1 •I""
1111 1 1 1 1 Cu.ea t..":lllou. ...
05 04
03
02 015
01 008 006
004
002
001 -·· 0008
.01 51-++++--1--t--H-•+++--+-+-<>++--t--+-,_.... .... ++-+-t•+H--�--"" -� 0004
1-H--i+--+-4--+++H-+-HH+--+--+-f-H+++-+++++--+"'
<>o,..t-,,m11-1<:,r'!-l,l:!:i---:--l--:'.f''l"r-t+t+-+��1=;=1=1�!:i=l::�0002
i-+•++--+--1--, ... ++++-H>-++--1--+-,_.... ........ _ ..... .....,.._�---+-+-+-n?ó,¡s � r---.... _ 0001 "'- ... ...
iiiii�iiiii�iiiiiiii�iiiiiiii����iiiiiiiiiiiiii ooo.os
.01 -H-1--f--t-l-lH+ - --1-
.009
.008 .000,01 103 >(lo') > ' 8 1104 >(lo'¡ l ' • O • 105 >1•o>J > • • 8 '10$ 2l1Cf,¡ > • t O 8 101 �I �l
rJ08
VD '--.. D • .000,005
Roynolds Numbo, R• v (Vín IVsoc, O,n (t. v,n lt�/S-O<:) r/Oe .000,00 1
21
El uso de esta ecuación es recomendable para fluidos con regímenes combinados
de turbulencia parcial y total, sistemas de alta presión, grandes caudales y rangos
de diámetros medios a grandes.
2.2.4. Ecuación Pandhandle A
Fue desarrollada por Panhandle and Eastern Gas Co. y es función del número de
Reynolds. Debe tenerse en cuenta que esta ecuación fue desarrollada utilizando
tuberías de NPS 6" a NPS 24".
Donde E es denominada Eficiencia y es un parámetro operacional que se utiliza
para ajustar los resultados de las ecuaciones contra los valores reales obtenidos en
el sistema. Reemplazando en la ecuación general de ·flujo se obtiene:
( )1.0788
Qb = 435.87 �
p'l P/ - Pl - 0.0375G(h
2 -h.i) a.vi
Z zvi-i:vi
O.S394
El uso de esta ecuación es recomendable para grandes diámetros,
presiones medias y caudales medios.
22
2.2.5. Ecuación: Pandhandle B
Desarrollada por Panhandle and Eastern Gas Co para tuberías grandes con
diámetros iguales o superiores a NPS 24"; al igual que la PH A es dependiente del
número de Reynolds y sus factores y reemplazo sobre la ecuación general son:
p2
P.2 - P-2 - O 0375G(h - h ) o.vg
º,. = 737( T.P,bb )
10
20
_1 __ 2 _ _____,· ,...,..,.. ___ 2 __ 1_z_zv_g_J'a._v_g "
G0.96lLT o.vg Zo.vg
0516
D2.s30
El uso de esta ecuación es recomendable para regímenes totalmente turbulentos,
sistemas de alta presión, grandes caudales y rangos de diámetros medios a
grandes (mayores a 24 NPS).
2.2.6. Ecuación: Weymouth
Fue desarrollada para tuberías grandes y con flujo totalmente turbulento. No es
recomendable para tuberías pequeñas debido a que en ocasiones para obtener
valores reales, es necesario aplicar eficiencias superiores al 100%. Por otro lado, al
igual que las ecuaciones de PANHANDLE introduce el término de Eficiencia E, el
cual es un valor operativo por lo que no se recomienda para los cálculos de nuevas
tuberías. Sus factores y reemplazo sobre la ecuación general son:
23
Esta ecuación también es usada para el modelamiento de redes de distribución
debido al carácter conservador de sus resultados en relación a las caídas de
presión en las tuberías.
2.2.7. Selección de la ecuación de flujo
A partir de lo descrito es importante señalar lo siguiente:
• Las ecuaciones de flujo Pandhandle A y P�ndhandle B son usadas para
sistemas no nuevos, de diámetros superiores a 24 NPS, sometidos a altas
presiones y con altos caudales.
• La ecuación de flujo AGA es usada para diámetros grandes, altas presiones
y altos caudales
• La ecuación Colebrook-White es comúnmente usada para sistemas de
diámetros medios, con rangos de presión y caudal medios.
• La ecuación Weymouth es comúnmente usada en sistemas de distribución.
Por lo tanto, para fines de analizar el comportamiento del gas natural en la red de
transporte de TGP, la misma que presenta sólo diez años de operación y puede ser
considerada como una red relativamente nueva, se ha seleccionado la ecuación
AGA.
2.3. Herramientas de simulación hidráulica
24
Las herramientas de simulación hidráulica de flujo, se constituyen en la herramienta
de ingeniería estándar para las evaluaciones dinámicas que permiten la evaluación
de todas las variables requeridas en el modelamiento hidráulico de redes.
Existen un número importante de herramientas computacionales (software)
eficientes aceptados por la industria del transporte de gas natural utilizados para la
simulación hidráulica de gasoductos, algunos con mayor o menor grado de
desarrollo, facilidad de uso, confiabilidad y estabilidad que otros, pero todos con
buena fundamentación matemática. Entre las herramientas más utilizadas tenemos:
• PipelineStudio de Energy Solutions
• PipeFlo by NeoTechnology Consultants
• Stoner Pipeline Simulator de Advantica
• Pipesyim - Hysys de Aspentech.
• Pipe-Sim
• Pipeline T ool Box
• PTI - Gas Hydraulic Calculator
• Otros.
Sin embargo, independiente de la herramienta computacional que se utilice, se
debe considerar que sus métodos de cálculos deben permitir las evaluaciones y
análisis en condiciones estáticas y dinámicas que generen los resultados
hidráulicos requeridos:
• Evaluación estática y dinámica de flujo (fenómenos transitorios), con el uso
de los modelos matemáticos de mayor aplicación.
• Cálculo de propiedades físico-químicas y termodinámicas del gas natural
(ecuación de estado, seguimiento de composición, cálculo de factores,
compresibilidad).
25
• Simulación interactiva que permite hacer cambios en el valor de diversas
variables y parámetros generando resultados inmediatos en perfiles y
tendencias.
• Simulaciones de escenarios para la evaluación de demandas variables,
escenarios de expansión y diseños adicionales, cambios de configuración,
etc.
Adicionalmente, según la herramienta computacional, estas pueden permitir la
aplicación de las siguientes funciones.
• Seguimiento de composición de gas prediciendo las condiciones y
propiedades del fluido para cada uno de los nodos del Sistema de
Transporte, desarrollando los cálculos con dichas propiedades.
• Modelado de condiciones térmicas y seguimiento de temperaturas,
coeficientes de transferencia de calor, temperaturas ambientes, etc.
• Modelos adicionales de Leak detection y Look Ahead, detección de fugas y
control de operaciones -integración al sistemá SCADA-.
• Compressor Types: simulación de estaciones compresoras genéricas,
centrifugas, Reciprocantes, bancos de compresores, turbo operados y con
motores convencionales.
• Otros.
2.3.1. Software utilizado
Para el caso que nos atañe, y considerando la disponibilidad de software de la
empresa consultora, se ha efectuado la modelación y optimización hidráulica del
Sistema de Transporte con el Software "Pipeline Studio de Energy Solutions"
(Versión 3.0) el cual provee las herramientas necesarias para el modelamiento de
sistemas de transporte de gas natural por duetos.
26
El software referido es capaz de predecir el comportamiento de flujos transitorios,
es decir las fluctuaciones de presión debido a las variaciones en el flujo de gas
natural dentro del sistema, el análisis del flujo en condiciones de flujo cero o
interrupciones del flujo en el punto de recepción y/o entrega de gas natural, así
como el análisis de las condiciones de flujo en situaciones críticas como
interrupciones del flujo aguas abajo por cierre automático de válvulas y la
simulación del suministro de la demanda y la declinación de la presión en dichas
condiciones.
Los requerimientos técnicos necesarios que serán utilizados como base para el
dimensionamiento del Sistema, tales como: propiedades físicas del elemento a
transportar, volúmenes de diseño, presiones máximas y mínimas del sistema,
características físicas y ambientales del entorno, etc., que serán descritos
ampliamente en la sección siguiente.
CAPÍTULO 111
CRITERIOS Y CONDICIONES TÉCNICAS DEL MODELAMIENTO
3.1. Criterios generales de diseño hidráulico
27
El diseño del Sistema de Transporte consiste en establecer las condiciones
técnicas aplicables de acuerdo a los estándares de calidad, seguridad y el
dimensionamiento eficiente del referido sistema. Para estos fines se tienen en
cuenta los lineamientos técnicos establecidos en la normativa local e internacional
siguiente:
• Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Duetos,
aprobado por D.S. 081-2007-EM.
• Norma ASME 831.8 - Gas Transmission and Distribution Piping Systems.
• Contrato BOOT de transporte de gas natural.
Los aspectos más saltantes contenidos en las normas descritas sobre lo que se
definen los criterios en el diseño del sistema de transporte, desarrollados en los
acápites siguientes son:
• Composición del gas natural
• Ecuaciones de Estado y de Flujo
• Condiciones físicas de modelamiento
3.1.1. Composición del gas natural
28
La composición del gas natural es la reportada por la empresa TGP, y corresponde
al gas natural extraído del Lote 88 de Camisea. La referida composición molar se
muestra a continuación:
Tabla 3.1: Composición del gas natural
Composición del gas natural
Componente %Molar
Nitrógeno 0,787
Dióxido de carbono 0,242
Metano 88,367
Etano 10,420
Propano 0,169
lsobutano 0,0063
n-Butano 0,0052
lsopentano 0,0007
n-Pentano 0,0008
Hexano 0,0010
Heptano 0,0007
Octano 0,0004
Fuente: TGP
3.1.2. Ecuación de Estado y Ecuación de Flujo
De acuerdo al análisis realizado en la sección 2.1.4, la ecuación de Estado a ser
utilizada es la BWRS. La misma que se recomienda para la predicción de las
propiedades de hidrocarburos y gases puros en cualquier condición de presión y
temperatura, como es el caso de gas natural.
En el caso de la Ecuación de Flujo, se ha seleccionado la ecuación AGA, la misma
que es comúnmente usada para sistemas de diámetros medios, con rangos de
presión y caudal medios.
29
El factor de arrastre (característica de la ecuación AGA), factor que compensa las
ineficiencias de la tubería, soldaduras, elementos de montaje, etc., se estima 0.96
(Valor por defecto del software). Dicho valor puede fluctuar entre 0.92 y 0.97
(Pipeline Design & Construction - Mohitpour, Golshan and Murray).
3.1.3. Condiciones físicas
Condiciones de presión: Las presiones máximas y mínimas de diseño, serán
aquellas requeridas para vencer las columnas hidrostáticas (se alcanzan alturas
mayores a 4800 m.s.n.m., en varios segmentos del trazado), las pérdidas por
fricción, contrapresiones y las cargas de expansión.
• La presión máxima del sistema de TGP es 147 bar,
• Mientras que la presión mínima no deberá ser inferior a los 40 bar de
presión absoluta (equivalente a 39 barg de presión relativa).
Condiciones de temperatura: Las temperaturas mínimas y máximas de las zonas
por donde transcurre el dueto deben ser abalizadas con el fin de considerar los
cambios severos de temperatura que pueden provocar contracción térmica; se
deben tener en cuenta fenómenos como el friaje, que se presenta ocasionalmente
en la zona sur del Perú. Las temperaturas puntuales consideradas en el cálculo, a
partir de la información suministrada por TGP son:
• La temperatura de ingreso del gas en la Planta de Procesamiento de
Malvinas es de 45 grados centígrados.
• La temperatura de descarga de la Estación de compresión en Chiquitirca es
de 27,4 y 40 grados centígrados, para los escenarios de 450 y 1150
MMPCD respectivamente.
30
• La temperatura del gas natural no deberá ser inferior a Oº debido a la
prevención de la corrosión, la misma que aparece debido a la formación de
hidratos de carbono y condensados.
Otras variables como: humedad relativa, composición molar del gas natural,
gravedad específica, características físicas y ambientales del entorno, etc.
Asimismo, los datos de longitud, diámetro, espesor de pared, temperatura
ambiental, elevación, son aquellos entregados por TGP, correspondientes a toda la
ruta de la Red de Transporte y el Dueto principal de PLNG.
3.2. Configuración de los sistemas de transporte
El Sistema de Transporte de Gas Natural por duetos de Camisea a Lima está
conformado por un dueto troncal de 730 km (Grado X70 en su mayoría) dividido en
tres (3) secciones: a) 32 pulgadas y 207 km, b) 24 pulgadas y 312 km y, e) 18
pulgadas y 207 km. Adicionalmente se tiene un dueto paralelo (loop) de 24
pulgadas de diámetro y 104 km y una estación ele compresión ubicada en el
kilómetro 211, en la localidad de Chiquintirca.
El Dueto Principal de PLNG tiene 34 pulgadas de diámetro y 407 km. Dicho dueto
inicia en Chiquintirca (KP 211) y conforma un recorrido paralelo al dueto de TGP
hasta la zona de Pampa Melchorita (KP 594 del dueto de TGP) donde se encuentra
la planta de licuefacción de PLNG. El cuadro resumen de la configuración actual del
sistema de transporte se presenta a continuación:
31
Tabla 3.2: Configuración del Sistema de Transporte de gas natural
Longitud "-
Diámetro Inicio ' Fin Dueto
(km) (pulgadas) Nombre Progresiva Nombre Progresiva
Troncal TGP 730 Malvinas KP 000 Lurin KP 730
Selva 211 32 Malvinas KP 000 Chiauintirca KP 211
Sierra 307 24 Chiquintirca KP207 Humav KP 518
Costa 212 18 Humay KP 518 Lurín KP 730
Loop Costa 104 24 Pampa Melchorita KP 594 Chilca KP699
PLNG 407 34 Chiauintirca KP207 Pamoa Melchorita KP 594
Fuente: OSINERGMIN.
Las propiedades del fluido a ser transportado tienen un impacto importante en el
diseño del sistema de transporte. Dichas propiedades deberán determinarse por la
ingeniería de diseño. Las propiedades que se tienen en cuenta durante el diseño de
sistemas de transporte son, entre otras:
• Volumen específico
• Factor de compresibilidad
• Calor específico
• Coeficiente Joule-Thompson
• Coeficiente lsoentrópico
• Entalpía
• Entropía
• Viscocidad
En el caso del transporte de tuberías por duetos, las propiedades y condiciones
físicas del fluido transportado se determinan mediante ecuaciones de estado y
ecuaciones de flujo. Las primeras son útiles para describir las propiedades de los
fluidos en condiciones hidrostáticas. Por su lado, las segundas se utilizan para
predecir el comportamiento de los flujos de fluidos. Ambos tipos de ecuaciones son
32
utilizadas de manera complementaria en el modelamiento del transporte de
hidrocarburos por duetos.
Es en ese sentido que la presente sección describe las diversas ecuaciones y
métodos de cálculos de flujo, utilizados y aceptados en la industria del transporte
del gas natural; dichos métodos de cálculo, permiten determinar los diámetros
óptimos del sistema de transporte, los flujos máximos de transporte, las presiones
mínimas en los puntos de entrega, etc., como parte esencial de la ingeniería de
diseño.
Finalmente, se incluye una descripción de las herramientas de simulación hidráulica
que permiten la integración los aspectos teóricos del comportamiento de los fluidos
(en este caso el gas natural) y el modelamiento de los sistemas de transporte por
duetos.
3.3. Escenarios para la simulación hidráulica: condiciones de borde o
frontera
Con el fin de efectuar el modelamiento hidráulico serán considerados dos (2)
escenarios de infraestructura. Dichos escenarios fueron planteados tomando en
cuenta la entrada en operación del Dueto Principal de PLNG, proyectada para el
año 2010.
• Sistema Aislado: Dueto de Transporte de TGP (hasta 450 MMPCD de
capacidad).
• Sistema Integrado: Dueto de Transporte de TGP + Dueto de Transporte de
PLNG (hasta 1150 MMPCD de capacidad).
Asimismo la simulación incluirá dos escenarios adicionales, que incluyen la entrega
anticipada de los volúmenes de gas natural utilizados para generación eléctrica en
Chilca (160 MMPCD) y, por otro lado, la entrega de dichos volúmenes en el City
33
Gate de Lurín. Los escenarios de simulación mencionados se describen a
continuación:
Escenario 1: Sistema Aislado con volumen de transporte de 450 MMPCD.
Este primer escenario incluye el dueto troncal de transporte de TGP y el dueto
paralelo (loop) de 104 km desde Cañete hasta Chilca.
Las presiones máximas de recepción en Malvinas y Chiquintirca son 147 y 140 bar
respectivamente, y una presión mínima de entrega en Lurín de 40 bar.
• Escenario 1 a: Las condiciones de borde para dicho escenario consideran
flujos de entrega siguientes: Humay (50 MMPCD), Chilca (160 MMPCD) y
Lurín (240 MMPCD). Ver siguiente cuadro resumen:
Tabla 3.3: Condiciones de borde - Escenario 1 a (450 MMPCD)
Flujo de Flujo de Presión Presión
Nodo Recepción Entrega máxima mínima
(MMPCD) (bares)
Malvinas 450 - . 147 -
Chiquintirca - - 140 -
Humav - 50 - -
Pampa Melchorita - - - -
Chilca - 160 - -
Lurín - 240 - 40
• Escenario 1 b: Las condiciones de borde para dicho escenario consideran
flujos de entrega siguientes: Humay (50 MMPCD), Chilca (O MMPCD) y
Lurín (400 MMPCD).
34
Tabla 3.4: Condiciones de borde - Escenario 1 b (450 MMPCD)
Flujo de Flujo de Presión Presión Nodo Recepción Entrega máxima mínima
(MMPCO) (bar)
Malvinas 450 - 147 -
Chiquintirca - - 140 -
Humay - 50 - -
Pampa Melchorita - - - -
Chilca - - -
Lurín - 400 - 40
Escenario 2: Sistema Integrado con volumen de transporte de 1150 MMPCD.
Este primer escenario incluye el dueto troncal de transporte de TGP, el dueto
paralelo (loop) de 104 km desde Cañete hasta Chilca y el Dueto Principal de PLNG.
Las presiones máximas de recepción en Malvinas y Chiquintirca son 147 y 140 bar
respectivamente, y una presión mínima de entrega en Lurín de 40 bar.
• Escenario 2a: Las condiciones de borde para dicho escenario consideran
flujos de entrega siguientes: Humay (50 MMPCD), Pampa Melchorita (620
MMPCD), Chilca (160 MMPCD) y Lurín (320 MMPCD). Ver siguiente cuadro
resumen:
Tabla 3.5: Condiciones de borde- Escenario 2a (1150 MMPCD)
Flujo de Flujo de Presión Presión
Nodo Recepción Entrega máxima mínima
,_ (MMPCD) (bar)
Malvinas 1150 - 147 -
Chiquintirca - - , 140 -
Humay - 50 - -
Pampa Melchorita - 620 - -
Chilca - 160 - -
Lurín - 320 - 40
35
• Escenario 2b: Las condiciones de borde para dicho escenario consideran
flujos de entrega siguientes: Humay (50 MMPCD), Pampa Melchorita (620
MMPCD), Chilca (O MMPCD), y Lurín (480 MMPCD). Ver siguiente cuadro
resumen:
Tabla 3.6: Condiciones de borde - Escenario 2b (1150 MMPCD)
Flujo de Flujo de Presión Presión Nodo Recepción Entrega máxima mínima
(MMPCD) (bar)
Malvinas 1150 - 147 -
Chiquintirca - - 140 -
Humay - 50 - -
Pampa Melchorita - 620 - -
Chilca - - -
Lurín - 480 - 40
A continuación se muestran esquemas descriptivos de las condiciones de borde
para cada escenario de simulación:
Escenario 1a: Sistema Aislado con entrega en Chilca
Ilustración 3.1
ESCENARIOl (Con Chilca): 450 MMPCD
l��Mfc 1 l=��Mfc
1
FWJODE ENTREGA: lfiOMMPCD
0 d PRESIÓNMÍNIMfc IOiilca 40 bar _
Q Ü 32'' e, 1A" cr-1 ------=18'"'' ---ro Ü -------'Malvinas Oiiquintirca Humay 11 'llt' J l..urin
¡ FWJODEENTREGA:
1
Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS y Peng-Robinson Ecuación de Flujo:AGA
(EClAObar) 0 _ 240MMPCD _
1 �':.:� ENTREGA: 1
Escenario 1 b: Sistema Aislado sin entrega en Chilca
ESCENARIO 1 (Sin Chilca): 450 MMPCD
,���Mk
1 PRESIÓN �Mk
140 bar
Ilustración 3.2
r1\ o "JZ' r---, 2/t' (,,__) ----�=--y L-- 1 1 111''
¡ 1 Malvinas Oliquintirca Humay
Software de Simulación: PlpelineStudio Ecuación de Estado: BWRS y Peng-Robinson Ecuación de Flujo:AGA
(EC 140 bar) V FWJO DE ENTREGA: SO MMPCD
O,ilca
2A" Sr
37
1 :i":�MÍNIMk
1
o�lilñn
1 ::mENTREGk 1
Escenario 2a: Sistema Integrado con entrega en Chilca
ESCENARIO 2 (Con Chilca): 1150 MMPCD
PRESIÓN MÁXIMA: lA7bar
[ PRESIÓN MÁXIMA: l30bar
Ilustración 3.3
FLUJO DE ENTREGA: 620MMPCD
Pampa Melchoñta (PlNG)-Ú-
34"
FLUJO DE ENTREGA: 160MMPCD
Chilca
Q l.J 3z" ·· [__I · · 24" l J , , 1a" U lJ
Malvinas Chiquintirca EC(130 bar)
Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS y Peng-Robinson Ecuación de Flujo: AGA
Humay
◊ 24"
FLUJO DE ENTREGA: SOMMPCD
PRESIÓN MÍNIMA: 40bar
FLUJO DE ENlREGA: 320MMPCD
Escenario 2b: Sistema Integrado sin entrega en Chilca
ESCENARIO 2 (Sin Chilca): 1150 MMPCD
147bar [
PRESIÓN
MÁXIMA: 130bar
[
PRESIÓN MÁXIMA:
QO �· tE Malvinas Chiquintirca
EC(l.30 bar)
Software de Simulación: PipelineStudio Ea.iación de Estado: BWRS y Peng-Robinson Ea.iaciónde Flujo:AGA
1/t'
Ilustración 3.4
[
FWJODEENlREGA:
j 620MMPCD------· -
39
34"
PampaMelc:horita(PLNG)-Ú-
-0- 1 PRESIÓN
M
ÍN
I
MA: 1
� ""'ª .., "" o 18'' ( ) Ü[lr
H◊ ; 1 "1' 1 luñn 1 �...:mENIREGk 1 FWJODE ENTREG;-i SOMMPCD
1
3.4. Secuencia de modelamiento
40
La determinación del cumplimiento de la capacidad mínima de transporte,
considerando la entrada en operación del dueto principal de PLNG, se realizará en
base a la siguiente secuencia de actividades:
1. En primer lugar se determinará la Capacidad Máxima de transporte del
Sistema Aislado de TGP. Esto se realiza fijando los valores de presión y
temperatura en sus límites máximos y mínimos del sistema, según
corresponda, y de acuerdo a lo indicado en las condiciones de frontera. El
resultado, corresponde a los volúmenes máximos que pueden ser
transportados.
2. En segundo lugar se determinará el cumplimiento de las condiciones
máximas y mínimas de presión y temperatura del Sistema Aislado de TGP,
considerando la recepción y entrega de los volúmenes de transporte
indicados en la sección 3.3.1 del Escenario 1: Sistema Aislado (450
MMPCD).
3. Finalmente, se determinará el cumplimiento de las condiciones máximas y
mínimas de presión y temperatura del Sistema Integrado (TGP + PLNG),
considerando la recepción y entrega de los volúmenes de transporte
indicados en la sección 3.3.2 del Escenario 2: Sistema Integrado (1150
MMPCD).
El esquema siguiente muestra la secuencia de actividades descrita en los párrafos
anteriores:
Ilustración 3.5: Secuencia de modelamiento
l. Determinación de la CapacidadMáxima de Transporte
41
42
CAPÍTULO IV
RESULTADOS DEL MODELAMIENTO HIDRAULICO
4.1. Resultados de la determinación de la capacidad máxima del sistema de
transporte
En la presente sección se presentan los resultados del cálculo de la Capacidad
hidráulica de transporte de gas natural sobre la base de dos escenarios antes
descritos:
• Con entrega en Chilca: escenario que considera una entrega de 160
MMPCD.
• Sin entrega en Chilca: escenario que no considera la entrega en Chilca.
Se presentan a continuación los cuadros que contienen el resumen de resultados
un esquema de la configuración física analizada.
En el anexo 1 se incluyen gráficos detallados que contienen los resultados del
comportamiento de flujo y los perfiles de presión; perfil de comportamiento de los
flujos a través de los duetos troncales y loop considerados; y perfiles altimétricos,
temperatura y velocidad del gas para cada duetos troncal y loop considerado.
4.1.1. Escenario de Capacidad (Con entrega en Chilca)
43
Los resultados muestran que, considerando las entregas de Humay (50 MMPCD) y
Chilca (160 MMPCD), la capacidad de transporte en Lurín asciende a 255 MMPCD.
Con esto se tiene un total 415 MMPCD de capacidad en Chilca y un total de 465
MMPCD de capacidad en Humay, valores superiores a los mínimos requeridos de
400 y 450 MMPCD respectivamente.
Tabla 4.1: Resultados del Cálculo de Capacidad (450 MMPCD)
Condiciones de Borde Resultados
il Nodo
Presión Presión Flujo de Flujo de
!i máxima mínima Recepción Entrega
(bar) (MMPCD)
Malvinas 147 - 465 -
Chiquintirca 140 - - -
Humay - - - 50
Pampa Melchorita - - - -
Chilca - - - 160
Lurín - 40 - 255
Ilustración 4.1: Resumen de resultados Cálculo de Capacidad - Con Chilca
ESCENARIO BASE: CALCULO DE CAPACIDAD- con Chilca (Datos TGP)
Flujo: 465 MMPCD Presión: 147 barg Temp:45C
Flujo: UiO MMPCD Presión: 56 barg
o
.,...=====L-----===��---=Ch
;i::.::;lca;:_ __ _, 1 Flu·o: 255 MMPCD
Q O 32" [::1 2A" O - 18'' O OQ .,,:sión:39barg Malvinas Chiquintirca Hurnay 1 1
2A" j Luñn
415MMPCD 134MMPCD
Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS Ecuaciónde Flujo:AGA
(EC140bar) {J,-
Flujo: 50 MMPCD Presión: 115 barg
281MMPCD
44
4.1.2. Escenario de Capacidad (Sin entrega en Chilca)
45
Los resultados muestran que, considerando la entrega de Humay (50 MMPCD), la
capacidad de transporte en Lurín asciende a 400 MMPCD. Con esto se tiene un
total 400 MMPCD de capacidad en Lurín y Chilca, y un total de 450 MMPCD de
capacidad en Humay, valores que cumplen con los mínimos requeridos de 400 y
450 MMPCD respectivamente.
Tabla 4.2: Resultados del Cálculo de Capacidad (450 MMPCD)
Condiciones de Borde Resultados
Nodo Presión Presión Flujo de Flujo de máxima mínima Recepción Entrega
(bar) (MMPCO)
Malvinas 147 - 465 -
Chiquintirca 140 - - -
Humay - - - 50
Pampa Melchorita - - - -
Chilca - - - o
Lurín - 40 - 400
•
Ilustración 4.2: Resumen de resultados Cálculo de Capacidad - Sin Chilca
ESCENARIO BASE: CALCULO DE CAPACIDAD - sin Chilca (Datos TGP}
Flujo: 449.6 MMPCD Presión: 147 barg Temp:45C
399MMPCD 129MMPCD
46
r1\ e e = )9 Rujo: 399.6 MMPCD 1· y !
32" __ I_
24" C J 1
18''
Sr
l _ Presión:39barg Malvinas Ch1qumtin:a Humay
1 24.. lunn
Chilca
Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS Ecuación de Aujo:NiA
(EC lAO bar) V
Flujo: 50 MMPCD Presión: 120.6 barg
270MMPCD
47
4.2. Resultados del modelamiento del Escenario 1: Sistema Aislado (450
MMPCD)
En la presente sección se muestran los resultados en formato gráfico del
modelamiento efectuado para cada uno de los dos (02) escenarios para el Sistema
Aislado y que considera los criterios de diseño descritos en la sección 3.
Se presentan a continuación los cuadros que contienen el resumen de resultados
un esquema de la configuración física analizada.
En el anexo 2 se incluyen gráficos detallados que contienen los resultados del
comportamiento de flujo y los perfiles de presión; perfil de comportamiento de los
flujos a través de los duetos troncales y loop considerados; y perfiles altimétricos,
temperatura y velocidad del gas para cada duetos troncal y loop considerado.
4.2.1. Escenario 1a (Con entrega en Chilca)
Considerando las condiciones de borde asociadas a los volúmenes de entrega
previamente definidos (ver cuadro siguiente), se obtiene como resultado que la
presión de entrega en Lurín es 62 barg, presión superior a la presión mínima
requerida de 40 bar.
Tabla 4.3: Resultados del Escenario 1 a
1, Condiciones de Borde Resultados
Nodo .Flujo dé Flujo de de presión
Recepción Entrega
(MMPCD) (bar)
Malvinas 450 - 147
EC Chiquintirca - - 112/140
Humay - 50 121
Pampa Melchorita - - 80
Chilca - 160 72
Lurín - 240 62
Ilustración 4.3: Resumen de resultados Escenario 1a
ESCENARIO 1 - 450 MMPCD - con Chilca (Datos TGP)
Flujo: 450 MMPCD Presión: 147 bar¡ Temp:45C
Flujo: 160 MMPCD Presión: n bar¡
o
· ------�-----i --..----��----,, Chilca Flu·o: 400MMPCD
QO 32" [J 24" O ]B''
1f OQ ,:si6n:62barg
400MMPCD 12BMMPCD
Malvinas Chiquintirca Humay 1
1 24.. Luñn
(EC 140 bar) V
Software de Simulación: PipelineStudio Eruaciónde Estado: BWRS Eruaciónde Flujo:AGA
Flujo: 50 MMPCD Presión: 120 barg
272MMPCD
4.2.2. Escenario 1 b (Sin entrega en Chilca)
49
Considerando las condiciones de borde asociadas a los volúmenes de entrega
previamente definidos (ver cuadro siguiente), se obtiene como resultado que la
presión de entrega en Lurín es 39 barg, equivalente a la presión mínima requerida
de 40 bar.
Tabla 4.4: Resultados del Escenario 1 b
Condiciones de Borde Resultados
Nodo Flujo de Flujo de de presión
Recepción Entrega
(MMPCD) (bar)
Malvinas 450 - 147
EC Chiquintirca - - 112/140
Humay - 50 121
Pampa Melchorita - - 80
Chilca - - 72
Lurín - 400 39
Ilustración 4.4: Resumen de resultados Escenario 1 b
ESCENARIO 1 - 450 MMPCD - sin Chilca (Datos TGP)
Flujo: 450 MMPCD Presión: lA7 barg Temp:45C
400MMPCD 12SMMPCD Chilca -�e e = �
J�����PCDy � 32" 1 24" ( ) 18"'
q
( Y Presión: 38barg Malvinas Chiquintirca Humay
¡ 1 24,. Lurin (EC lAO bar)
-0
Software de Simulación: PipelineStudio Ecuación de Estado: BWRS Ecuaciónde Aujo:AGA
Flujo: SO MMPCD Presión: 120 barg
272MMPCD
51
4.3. Resultados del modelamiento del Escenario 1: Sistema Integrado (1150
MMPCD)
En la presente sección se presentan los resultados del cálculo de la Capacidad
hidráulica de transporte de gas natural sobre la base de dos escenarios antes
descritos:
• Con entrega en Chilca: escenario que considera una entrega de 160
MMPCD.
• Sin entrega en Chilca: escenario que no considera la �ntrega en Chilca.
Se presentan a continuación los cuadros que contienen el resumen de resultados
un esquema de la configuración física analizada.
En el anexo 3 se incluyen gráficos detallados que contienen los resultados del
comportamiento de flujo y los perfiles de presión; perfil de comportamiento de los
flujos a través de los duetos troncales y loop considerados; y perfiles altimétricos,
temperatura y velocidad del gas para cada duetos troncal y loop considerado.
4.3.1. Escenario 2a (Con entrega en Chilca)
Considerando las condiciones de borde asociadas a los volúmenes de entrega
previamente definidos (ver cuadro siguiente), se obtiene como resultado que la
presión de entrega en Lurín es 113 bar, presión superior a la presión mínima
requerida de 40 bar.
52
Tabla 4.5: Resultados del Escenario 2a
I'. Condiciones de Borde Resultados
Nodo Flujo de Flujo de de presión
Recepción Entrega
(MMPCD) (bar)
Malvinas 1150 - 147
EC Chiquintirca - - 77/130
Humay - 50 140
Pampa Melchorita - 620 129
Chilca - 160 123
Lurín - 320 113
Ilustración 4.5: Resumen de resultados Escenario 2a
ESCENARI02 - 1150 MMPCD - con Chilca (Datos TGP)
Flujo: 1150 MMPCD
Presión: 147 barg Temp:45C
845MMPCO
34"
Flujo: 620 MMPCD
Presión: 129 barg
Pampa Melchoñta (PLNG)ÍJ
Flujo: 160 MMPCD Presión: 123 barg
o Chilca
r1\ --� r1\ FluJO: 320 MMPCD
y 32"
---• 24" 18" Y Presión: 113 barg
Malvinas Chiquintirca 3osMMPCO Humay 24.. Luñn
Software de Simulación: Pipelinestudio Ecuación de Estado: BWRS Ecuación de Flujo: AGA
EC(130barg) ◊ Flujo: 50 MMPCD
Presión: 140 barg
155MMPCD
53
54
4.3.2. Escenario 2b (Sin entrega en Chilca)
Considerando las condiciones de borde asociadas a los volúmenes de entrega
previamente definidos (ver cuadro siguiente), se obtiene como resultado que la
presión de entrega en Lurín es 113 bar, presión superior a la presión mínima
requerida de 40 bar.
Tabla 4.6: Resultados del Escenario 2b
Condiciones de Borde Resultados
Nodo Flujo de Flujo de di:! presión
Recepción Entrega
(MMPCD) (bar)
Malvinas 1150 - 147
EC Chiquintirca - - 77/130
Humay - 50 140
Pampa Melchorita - 620 129
Chilca - - 123
Lurín - 480 100
Ilustración 4.6: Resumen de resultados Escenario 2b
ESCENARIO 2 - 1150 MMPCD - sin Chilca {Datos TGP)
Flujo: 1150 MMPCD
Presión: 147 barg
Temp:45C
845MMPCD Pampa Melchorita {PLNG)
34" Chilca
Q 32" 24" lB" Qi Malvinas Chlquintirca 305 MMPCD Humay 24.. Lurin 1 1
Flujo: 480 MMPCD
Presión: 100 barg
EC{130 barg) 9
Software de Simulación: PipelineStudio
Ecuación de Estado: BWRS
Ecuación de Flujo:AGA
Flujo: SO MMPCD
Presión: 1AO barg
155MMPCD
56
4.4. Análisis comparativo de los resultados presentados por TGP
En esta sección se comparan los resultados obtenidos del modelamiento hidráulico
con el software de simulación PipelineStudio, objeto del presente servicio de
consultoría, con los resultados presentados por TGP a OSINERGMIN.
Es importante señalar que los resultados hidráulicos presentados por TGP
corresponden a las configuraciones teóricas descritas en la sección 2 del presente
informe.
4.4.1. Sistema aislado de transporte de TGP
Los resultados presentados por TGP y el Consultor resultan con diferencias
mínimas en cuanto a presiones, lo cual, valida las ecuaciones y criterios utilizados
por el último.
Tabla 4.7: Comparación de Resultados Escenario 1
TGP Consultor Nodo Presión Flujo Presión Flujo
(barg) (MMPCD) (barg) (MMPCD)
Malvinas 147 450 147 450
Chiquintirca 140 - 140 -
Humay 120 50 121 50
Pampa Melchorita ,. 80
,,
Chilca 72 -
Lurín 39 400 39 400
La presión de llegada en Lurín se encuentra en torno al valor requerido en el
Contrato BOOT de Transporte, y cumple en ambos casos (TGP y Consultor) con los
requerimientos mínimos de capacidad que exigen una presión de 40 bar. Sin
embargo, para efectos de obtener una mayor holgura en los resultados, y en virtud
de obtener un margen de seguridad más amplio en los casos en que surjan
condiciones físicas que generen disminuciones en la capacidad hidráulica del
57
gasoducto, el Consultor recomienda la ampliación de la capacidad a partir del nodo
Chilca (nodo en donde termina el Loop de 24 pulgadas), ya que, es en este tramo
del gasoducto, donde ocurren las mayores pérdidas hidráulicas debido al único
dueto de 18 pulgadas hasta el City Gate de Lurín.
4.4.2. Sistema Integrado de transporte de TGP y PLNG
La presión de llagada en Lurín (100 barg) se aprecia superior a la presentada por
TGP (48 barg), debido a que el Consultor considera una presión de descarga en la
Estación de Compresión en Chiquintirca de 130 barg, frente a los 113 barg
presentados por TGP.
Tabla 4.8: Comparación de Resultados Escenario 2
TGP Consultor Nodo Presión Flujo Presión Flujo
(bar) (MMPCD) (bar) (MMPCD)
Malvinas 147 1150 147 1150
Chiquintirca 113 - 130 -
Humay 112 50 140 50
Pampa Melchorita 97 620 129 620
Chilca 123 -
Lurín 48 480 100 480
La presión de descarga en Chiquintirca considerada por el Consultor, permite
apreciar la disponibilidad de Capacidad con la que contaría en Sistema de
Transporte aguas abajo del nodo mencionado. Sin embargo, no se descarta que
ante situaciones de menores requerimientos de capacidad, la presión de descarga
de la Estación de Compresión de Chiquintirca sea menor para efectos de ahorro de
combustible en compresión.
58
CONCLUSIONES
Habiendo concluido con el trabajo denominado "Determinación de la Capacidad
Mínima del Sistema de Transporte de Gas Natural por Duetos de Camisea a Lima",
se ha llegado a las siguientes conclusiones:
1. Considerando los resultados de la Décimo Segunda y Décimo Tercera
Oferta Pública de Capacidades y el inicio de- la puesta en operación de la
concesión de distribución de gas natural en lea, se obtendrían
requerimientos de capacidad de transporte según lo siguiente: 435 y 482
MMPCD en Lurín (City Gate) y el Punto de Derivación (Humay)
respectivamente. Siendo 400 y 450 MMPCD la capacidad mínima exigible
de acuerdo al contrato BOOT.
2. El inicio del proyecto de exportación de gas natural y por ende, de la puesta
en operación del dueto de transporte de PLNG tendrá un impacto en la
capacidad de transporte de la Red Principal de Camisea.
3. Para los casos en los que se requiera predecir las propiedades de
hidrocarburos y gases puros en cualquier condición de presión y
59
temperatura, como es el caso de gas natural, es recomendable el uso de la
ecuación de estado BWRS.
4. Para los casos en los que se requiera predecir el comportamiento del gas
natural en la red de transporte de TGP, es recomendable el uso de la
ecuación de flujo AGA, teniendo en cuenta que es usada para diámetros
grandes, altas presiones y altos caudales.
5. En la determinación de la capacidad mínima del sistema de transporte se
tiene:
• Con entrega en Chilca: Considerando las entregas de Humay (50
MMPCD) y Chilca (160 MMPCD), la capacidad de transporte en
Lurín asciende a 255 MMPCD. Con esto se tiene un total 415
MMPCD de capacidad en Chilca y un total de 465 MMPCD de
capacidad en Humay, valores superiores a los mínimos requeridos
de 400 y 450 MMPCD respectivamente.
• Sin entrega en Chilca: considerando la entrega de Humay (50
MMPCD), la capacidad de transporte en Lurín asciende a 400
MMPCD. Con esto se tiene un total 400 MMPCD de capacidad en
Lurín y Chilca, y un total de 450 MMPCD de capacidad en Humay,
valores que cumplen con los mínimos requeridos de 400 y 450
MMPCD respectivamente
6. En la determinación de la capacidad de transporte del Sistema Aislado se
tiene:
• Con entrega en Chilca: Considerando las condiciones de borde
descritas en la sección correspondiente, se obtiene como resultado
que la presión de entrega en Lurín es 62 barg, presión superior a la
presión mínima requerida de 40 bar.
60
• Sin entrega en Chilca: Considerando las condiciones de borde
descritas en la sección correspondiente, se obtiene como resultado
que la presión de entrega en Lurín es 39 barg, equivalente a la
presión mínima requerida de 40 bar.
7. En la determinación de la capacidad de transporte del Sistema Integrado se
tiene:
• Con entrega en Chilca: Considerando las condiciones de borde
descritas en la sección correspondiente, se obtiene como resultado
que la presión de entrega en Lurín es 113 barg, presión superior a la
presión mínima requerida de 40 bar.
• Sin entrega en Chilca: Considerando las condiciones de borde
descritas en la sección correspondiente, se obtiene como resultado
que la presión de entrega en Lurín es 113 barg, presión superior a la
presión mínima requerida de 40 bar.
61
RECOMENDACIONES
A continuación se presentan algunas recomendaciones relacionadas a los
resultados del estudio elaborado:
1. Sobre la base de los criterios para identificar la demanda futura de gas
natural con miras a las ofertas públicas de capacidad, el consultor
recomienda al Organismo Regulador realizar modelamientos hidráulicos
periódicos con el fin de verificar el cumplimiento de los compromisos de
capacidad y futuros requerimientos de ampliación de infraestructura de
transporte.
2. En concordancia con lo señalado en la recomendación previa, se
recomienda realizar evaluaciones periódicas de capacidad mediante
modelamientos hidráulicos con el fin de evaluar los impactos de la entrada
en operación del dueto de transporte de PLNG.
3. Se recomienda el uso de la ecuación de estado BWRS para los casos en los
que se requiera predecir las propiedades del gas natural en cualquier
condición de presión y temperatura.
62
4. Se recomienda el uso de la ecuación de flujo AGA para predecir el
comportamiento del gas natural en la red de transporte de TGP, teniendo en
cuenta que es usada para diámetros grandes, altas presiones y altos
caudales.
5. Los resultados obtenidos para el Escenario 1 b (Sistema Aislado sin entrega
en Chilca) se encuentran bastante ajustados a los valores mínimos
requeridos. En ese sentido, y con el fin de obtener una mayor holgura en los
resultados, y en virtud de obtener un margen de seguridad más amplio en
los casos en que surjan condiciones físicas que generen disminuciones en
la capacidad hidráulica del gasoducto, se recomienda la ampliación de la
capacidad a partir del nodo Chilca (nodo en donde termina el Loop de 24
pulgadas), ya que, es en este tramo del gasoducto, donde ocurren las
mayores pérdidas hidráulicas debido al único dueto de 18 pulgadas hasta el
City Gate de Lurín
6. En los resultados obtenidos para el Escenario 2b (Sistema Integrado sin
entrega en Chilca) se obtuvo una presión de llegada en Lurín de 100 barg, a
partir de una presión de descarga de compresión en Chiquintirca de 130
barg. En ese sentido se recomienda que, ante situaciones de menores
requerimientos de capacidad, la presión de descarga de la Estación de
Compresión de Chiquintirca sea menor para efectos de ahorro de
combustible en compresión, considerando la holgura existente en la presión
de llegada de Lurín.
63
ANEXOS
64
Anexo Nº 1: Resultados hidráulicos del cálculo de la Capacidad Mínima del
Sistema Aislado de TGP
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67
Anexo Nº
2: Resultados hidráulicos del Modelamiento del Sistema Aislado de
TGP
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Temperatura y Velocidad del gas - Loop 24"
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Presión (bar)
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Gráfico 5.12: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 1 - Sin Chilca (dueto troncal)
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78
Anexo Nº 3: Resultados hidráulicos del Modelamiento del Sistema unificado
de transporte de TGP y PLNG
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Cañete 1 --Presión -Elevaciones Elevación (m)
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Ca1ñete 1
-Temperatura -Velocidad Velocidad(m/s)
83
Dueto PLNG:
Gráfico 5.18: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Con Chilca (Dueto PLNG)
Perfil de Presión y Elevaciones - Dueto PLNG
Presión (bar)
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Presión (bar)
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Perfil de Presión y Elevaciones - Loop 24"
Chilca
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Cañete
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-Presión -Elevaciones
83 84 84 84 105
Elevación (m)
89
Gráfico 5.24: Perfil de temperatura y velocidad Escenario 2 - Sin Chilca (Loop 24")
Temperatura(C}
50
40
30
20
10
Temperatura y Velocidad del gas - Loop 24"
20
18
16
14
12
10
8
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4
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� Cañete -Temperatura -Velocidad
84 84 105
Velocidad (m/s)
90
• Dueto PLNG:
Gráfico 5.25: Perfil de presión y elevaciones Escenario 2 - Sin Chilca (Dueto PLNG)
Presión (bar)
160
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
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10
Perfil de Presión y Elevaciones - Dueto PLNG
Pampa
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93
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Ampliación
Adición de instalaciones que no alteran la ruta original del Dueto del Sistema de
Transporte, a fin de lograr un aumento de Capacidad de Transporte.
Capacidad Contratada
Aquella parte de la Capacidad de Transporte que ha sido reservada por un Usuario
a través de un Contrato de Transporte.
Capacidad de Transporte
Máxima cantidad de Hidrocarburos que el Concesionario está en condiciones de
transportar por unidad de tiempo a través del Sistema de Transporte.
Capacidad Disponible
Diferencia entre la Capacidad de Transporte y la suma de las Capacidades
Reservadas Diarias de los Usuarios.
Concesión
Derecho que otorga el Estado a una persona natural o jurídica para prestar el
Servicio de Transporte, incluyendo el derecho de utilizar los Bienes de la Concesión
para la prestación de dicho servicio.
Concesionario
Persona natural o jurídica nacional o extranjera, establecida en el Perú conforme a
las leyes peruanas, a quien se le ha otorgado una Concesión.
Contrato de Concesión
Contrato celebrado por 'el MINEM a través de la DGH y el Concesionario, por el cual
se establecen los derechos y obligaciones de las partes para la prestación del
Servicio de Transporte.
Contrato de Transporte
Contrato celebrado entre el Usuario y el Concesionario.
Distribución
94
Servicio público de suministro de Gas Natural por Red de Duetos prestado por el
Concesionario de Distribución a través de un sistema de distribución, para una
determinada área o región.
Dueto Principal
Conjunto de tuberías, equipos e instalaciones destinados a transportar
Hidrocarburos, construido en cumplimiento de obligaciones contraídas por el
Contratista según contrato celebrado conforme al Artículo 10° de la Ley y destinado
a transportar Hidrocarburos producidos bajo dicho contrato.
Dueto
Conjunto de tuberías, conexiones, accesorios y estación de bombeo o compresión
destinados al Transporte de Hidrocarburos.
Gas Natural
Mezcla de Hidrocarburos en estado gaseoso, predominantemente compuesto por
metano, puede presentarse en su estado natural como Gas Natural Asociado o Gas
Natural no Asociado. Puede ser húmedo si tiene Condensado, o ser seco si no lo
contiene.
Hidrocarburos
Compuesto orgánico, gaseoso, líquido o sólido que consiste principalmente de
carbono e hidrógeno.
Ley
Ley Nº 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, cuyo Texto Único Ordenado fue
aprobado mediante Decreto Supremo Nº 042-2005-EM.
Metro Cúbico Estándar de Gas Natural
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95
Cantidad de Gas Natural que ocupa un metro cúbico (m3) a una temperatura de
quince punto cinco grados centígrados (15,5° C) y a una presión absoluta de 1
013,25 milibar (mbar).
Período de Regulación
El período comprendido entre la fecha en que entran en vigor las Tarifas, o las
revisiones de las mismas, y la siguiente fecha de comienzo de las revisiones.
Punto de Entrega
Es el punto en el cual el Concesionario entrega al Usuario los Hidrocarburos
transportados.
Punto de Recepción
Es el punto en el cual el Concesionario recibe los Hidrocarburos para su
Transporte.
Reglamento
El presente Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Duetos, sus anexos y
sus normas ampliatorias, modificatorias, complementarias o sustitutorias.
Sistema de Transporte
Conjunto de bienes muebles e inmuebles, y en general las tuberías, obras, equipos
e instalaciones requeridas y utilizados por el Concesionario bajo los términos del
Contrato de Concesión para el Transporte de Hidrocarburos por Duetos.
Transporte
El Transporte de Hidrocarburos por Duetos.
Transporte de Hidrocarburos por Duetos
Es la transferencia de Hidrocarburos a través de tuberías.
Usuario
Persona natural o jurídica que contrata con el Concesionario el Servicio de
Transporte.
96
BIBLIOGRAFÍA
Apoyo & Asociados - Fitch Ratings (2013). Bonos Corporativos PERU LNG. Lima, Perú.
lnternational Finance Corporation (2013). Lessons of Experience - PERU LNG: A
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Mohitpour, Golshan & Murray (2006). Pipeline Desing & Contruction: A Practica/
Approach. Alberta, Canadá.
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models for process simulator. California, USA.
97
Referencias Normativa Legal
PERÚ. Congreso de la República. (1993) Ley 26221: Ley Orgánica que Norma las Actividades de Hidrocarburos en el Perú.
PERÚ. Congreso de la República. (1993) Ley 27133: Ley de Promoción del desarrollo de la Industria del Gas Natural.
PERÚ. Ministerio de Energía y Minas. (2007) Decreto Supremo Nº 081-2007-EM: Reglamento de transporte de hidrocarburos por duetos.
PERÚ. Ministerio de Energía y Minas. (2008) Decreto Supremo Nº 040-2008-EM: T.U.O. del Reglamento de distribución de Gas Natural por Red de duetos.
PERÚ. Ministerio de Energía y Minas. (1999) Decreto Supremo Nº 040-1999-EM: Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural.