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Timestamp: 2019-08-21 16:23:45+00:00

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Paper Base | Natural Gas | Petroleum
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Vision Global Gas
Gas Natural - Descripcion Del Proyecto Camisea Alumnos
Desarrollo del Gas Natural en el Perú. Corto, Mediano y L.ppt
Potencial de Algas Verdes
cd amarilis sarria.pdf
Informe Leonel Listo
El Gas Natural Que Es Extraído Del Subsuelo
Distribución Del Gas de Camisea
10 años Camisea
"EVALUACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE UNA PLANTA PETROQUÍMICA QUE PRODUCIRÁ FORMALDEHÍDO A PARTIR DE GAS NATURAL"
PRESENTADO POR JHONA JESÚS AMADO VILLANUEVA MILAGROS MELIZA QUENAYA ZUÑIGA
La razón de realizar la presente tesis llamada "Evaluación Técnico Económica de una Planta Petroquímica que producirá Formaldehído a partir de Gas Natural" se origina a consecuencia de la iniciativa del Estado Peruano de promover la creación de polos petroquímicos en diversas zonas del país, incentivando el desarrollo de la industria petroquímica, industria considerada como la mejor para aprovechar el Gas Natural por el mayor valor agregado que esta genera. Nuestra materia prima será el metano proveniente del Gas Natural de los yacimientos de Camisea, yacimiento que cuenta con grandes reservas probadas de acuerdo al Ministerio de Energía y Minas; asimismo, a partir del metano se producirá metano!, alcohol que se convierte en el producto intermedio para obtener formaldehído. De acuerdo al estudio del mercado la demanda del formaldehído en el Perú es mínima, razón por la cual en un inicio la mayor cantidad de dicho aldehído será destinado a la exportación, lo que conllevó a determinar que las capacidades comerciales de las plantas de metano! y formaldehído deben ser a una escala mundial; asimismo, en base al Estudio de Polo Petroquímico del Perú se estableció que la localización de las mencionadas plantas serían en la ciudad de Ilo, complementándose con el Gasoducto Andino del Sur, proyecto que contempla un ramal en Ilo para abastecer con Gas Natural en dicha zona . Prosiguiendo con el desarrollo de la tesis, se seleccionaron las tecnologías más apropiadas para los procesos de producción de formaldehído vía metanol, siendo la tecnología ICI la escogida para la producción del referido alcohol debido a su eficiencia energética, estabilidad y uso masivo, para el caso de la producción del formaldehído se determinó realizarla por oxidación con catalizadores de molibdeno y
fierro, para no generar productos no deseados; así como, por su bajo costo y tiempo de vida de los catalizadores. El siguiente paso, fue el desarrollo de la ingeniería conceptual, en la cual se calcularon las dimensiones y costos de los equipos, la cantidad de materia a consumir y servicios. A partir de dichos valores se realizó la evaluación económica y financiera, obteniéndose los siguientes resultados:
Ev. Económica
Ev. Financiera
FNF,MUS$
Tiempo de Retorno, años
Con lo cual se determinó la alta rentabilidad que las plantas de metano} y formaldehído representan, convirtiéndolas en un proyecto atractivo para el desarrollo del país, además de ser amigables con el medio ambiente. Es preciso indicar que, el mencionado proyecto convertiría al Perú en un polo de desarrollo para la ind~stria petroquímica en Sudamérica,. impulsando la generación de nuevas plantas que utilicen al metano) y al formaldehído como insumos, para generar una amplia gama de productos derivados del metano. Finalmente, es importante que se realicen este tipo de estudios, que promuevan la industrialización del Gas Natural, dado que la instalación de este tipo de plantas permitirá una mayor rentabilidad de este recurso y la generación de puestos de trabajo.
A Dios sobre todas las cosas, a mi madre por su apoyo, a mi padre que me cuida desde el cielo y a ~odas las personas que se esfuerzan por salir adelante.
Milagros Meliza Quenaya Zuñiga
A mi madre por inculcarme los deseos de superación desde pequeño, a mi padre por su apoyo incondicional y a mis hermanos por sus sabios consejos; gracias a ellos me convertí en la persona que ahora soy.
Jhona Jesus Amado Villanueva
2. AL CAN CE
3. INDUSTRIA DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ.~
3 .l. Definición de gas natural
3.2. Gas de Cainisea .......................................................................................
3 .2.1. Antecedentes del desarrollo del gas de Camisea
3 .2.2.
Descripción del proyecto Camisea ..............................................
3.2.3. Composición del gas de Ca1nisea
3.3.Propiedades del gas natural
3.4.Usos del gas natural
3.5.2.Precios del gas natural en el mundo
3.6.Reservas de gas natural
3 .6.1.
Reservas de gas natural en el Perú
3.6.2. Reservas
3.7. Situación actual del sistema de transporte de gas natural
3. 7 .1. Sistema de transporte de gas natural operado por transportadora
de gas del Perú S.A
3.7.2.Ducto principal de gas natural operado por Perú LNG
3. 7.3. Proyecto gasoducto andino del sur a cargo de KUNTUR
transportadora de gas del Perú S.A.C
3.7.4. Determinación de la tarifa de transporte del dueto del sur
4. INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN EL PERÚ
4.1. Promoción de la petroquímica
4.2. Declaración de complejos petroquímicos
4.3. Proyectos petroquímicos en el Perú
4.3.1. Planta ainoniaco-nitrato de amonio (Nitratos del Perú)
Planta de amoniaco- Urea San Juan de Marcona (CFI)
0.0.3.Planta nitrato de amonio (ORICA)
Planta etileno (Braskem- Petroperú)
Situación de la petroquímica en América Latina
Complejos petroquímicos en América Latina
Industria petroquímica en México
Industria petroquímica en Trinidad y Tobago
Industria petroquímica en Colombia
Industria petroquímica en
Industria petroquímica en Brasil
INDUSTRI.A DEL MET ANOL .........................................................
5 .l. Propiedades físicas del metano l ............................................................
5.2.2.Ácido acético
Dymethil ether (DME)
5.2.5.Methyl tertiary butil ether (MTBE)
Metanol a olefinas (MTO)
5 .2. 7.
INDUSTRIA DEL FORMALDEHÍDO
6.1. .........................................................................................
6.2. ...........................................................................................
6.3. Usos .......................................................................................................
Resinas fenol-formaldehído (PF)
6.3 .3. Resinas
melamina-formaldehído (MF) ........................................
6.3 .4. Resinas poliacetal o polioximetileno (POM)
Metil di-p-fenileno isocianato (MDI)
.6. Butanodiol
7. Pentaerythritol
7.1. Metanol
7 .1.1. Mercado internacional
7 .1.2. Mercado latinoamericano
7.2. Formaldehído
7 .2.1. Mercado internacional
7 .2.2. Mercado latinoamericano
7.3. Dimensionamiento de planta .................................................................
7.4. Estimación de Ventas y Precios ............................................................
8. LOCALIZACIÓN DE LA PLANTA
8.1. Matarani
8.1.1. Facilidades portuarias
8.1.2. Ciudades cercanas
8.1.3.Accesos
8.1.4. Red de distribución de productos al mercado nacional
.l. 5. Acceso a los mercados
7. Disponibilidad de energía eléctrica
8.1.8. Disponibilidad de gas metano
8.1.9.Aspectos ambientales
8.2. Puerto de Ilo
8.2.1. Facilidades portuarias
8.2.4.Acceso a los mercados de exportación
8.2. 7. Disponibilidad
de gas metano
Valoración de factores de localización en Ilo
9.1. Producción de gas de síntesis a partir de gas natural
9 .1.1.
Proceso de producción de gas de síntesis
Reformado catalítico con vapor
9 .1.3 .l.
9.1.3.2. Química del reformado con vapor
Reformado Autotérmico
9.1.4.1. Proceso y equipos del reformado autotérmico
9.1.4.2. Química del reformado autotérmico ..............................
9.1.4.3. Reactor autotérmico
9.1.4.4. Quemador de oxígeno
9.1.4.5. Operación del reactor autotérmico
9.1.4.6. ......................... Economía del reformador auto térmico
9.1.4. 7.
9 .1.5.
9.1.5.1. Química de la oxidación parcial
9.1.5.2. Descripción del proceso
9.2. Producción de metanol a partir de gas de síntesis
9 .2.1. Química de la síntesis de metanol
Conversión de gas de síntesis a metanol
9.2.3. Tecnologías para la síntesis de metanol
9.2.3.1. Proceso convencional ICI
9.2.3.2. Proceso Lurgi
9.2.3.3. Proceso Haldor Topsoe
9.2.3.4. Proceso Kvaemer
9.2.3.5. Tecnología Krupp UHDE ............................................
9.2.3.6. Procesos Synetix LPM ...............................................
9.2.3.7. Proceso Liquid-Phase Methanol
9.2.3.8. Proceso MGC a baja presión
9.2.4. Selección de tecnología
9.3. Producción de formaldehído a partir de metanol
9.3.1.Deshidrogrenación en presencia de catalizadores de plata
9.3.2. Oxidación con catalizadores de Mo0 3 y Fe ..............................
9.3.3. Selección de tecnología
10.1. Producción de metanol
10 .1.1.
10.1.2. Acondicionamiento de
materias primas ................................
10.1.3. Reformador R-104
10.1.4. Acondicionamiento de gas de síntesis crudo ........................
10.1.5. Convertidor R-203
10.1.6. Acondicionamiento del metano! crudo
10.1.7. Purificación del metanol
10.1.8. Ratios de producción
10.1.9. Diagrama de flujo del proceso de producción de metanol
10.1.10. Balance de materia
10.1.11. Balance de energía
10.2. Producción de formaldehído
Acondicionamiento de materias primas ................................
Reactor R-405
10.2.3. Absorvedor D-407
10.2.4. Columna de destilación D-411
10.2.5. SecadorD-419
10.2.6. Acondicionamiento producto final
10.2.7. Ratios de producción
10.2.8. Diagrama de flujo del proceso de producción de
forrnaldehído
10.2.9. Balance de materia
10.2.10. Balancede energía
INGE'NIERIA CONCEPTUAL
Dimensionamiento de equipos ..........................................................
11.1.1. Dimensionamiento reformador R-104 ................................
11.1.1.1. Condiciones de operación
11.1.1.2. Balance de materia
11.1.1.3. Cálculomasacatalizador
11.1.1.4. Balance de energía
11.1.1.5. Requerimiento de combustible
11.1.1.6. Costo del equipo
11.1.2. Convertidor R- 203 ..............................................................
11.1.2.1. Condiciones de operación
11.1.2.2. Balance de materia .............................................
11.1.2.3. Cálculo de la masa de catalizador
11.1.2.4. Dimensionamiento del equipo
11.1.2.5. Balance de energía
11.1.2.6. Costo del equipo
11.1.3. Columna de extremos ligeros D-209
11.1.3.1. Condiciones de operación
11.1.3.2. Balance de materia
11.1.3 .3. Cálculo del numero de etapas
Cálculo de las dimensiones de la torre
11.1.4. Columna destilación D-216
Condiciones de operación ..................................
Determinación de la curva de equilibrio
11.1.4.4.
Cálculo del reflujo mínimo
11.1.4.5.
Cálculo de las rectas de operación
11.1.4.6.
Cálculo del numero de etapas
11.1.4. 7.
11.1.4.8.
Cálculo de las dimensiones de la columna
11.1.4.9.
columna ...........................................
11.1.5. Reactor formaldehído R-405
11.1.5.1.
Balance de materia .............................................
11.1.5.3.
la masa de catalizador ......................
11.1.5.4.
Dimensionamiento del reactor
11.1.5.5.
11.1.5.6.
Costo del reactor
11.1.6. Absorvedor D-407
11.1.6.1.
11.1.6.2.
11.1.6.3.
Determinación de las rectas de operación
11.1.6.4.
Cálculo del diámetro de la columna
11.1.6.5.
Cálculo de la altura del empaque
11.1.6.6.
Costo de la columna ...........................................
11.1. 7.
Columna de destilación D-411
11.1. 7 .l.
11.1. 7.3.
11.1. 7 .4. Cálculo del reflujo mínimo
11.1.7.5. Cálculo de las rectas de operación
11.1.7.6. Cálculo del número de etapas
11.1.7.7. Cálculo de las dimensiones de la torre
11.1.7.8. Costo de la columna ...........................................
11.1.8. Columna de secado D-414
11.1.8.1. Condiciones de operación
11.1.8.2. Balance de materia
11.1.8.3. Dimensionamiento de equipo
11.1. 8.4.
11.1.9. Intercambiadores de calor ...................................................
11.1.9.2. Dimensionamiento de intercambiadores
11.1.9.3. Costo intercambiadores ......................................
11.1.10. Recipientes de proceso
11.1.10.1.
11.1.1 0.2. Dimensionamiento de recipientes
11.1.1 0.3. Costo de los equipos
11.1.11. Generadores eléctricos ........................................................
11.1.12. Sopladores y ventiladores
11.1.13. Tren de compresión
11.1.14. Bombas
11.1.14.1. Condiciones de operación
11.1.14.2. Dimensionamiento de bombas
11.1.14.3. Costo de equipos
11.1.15. Recipientes de almacenamiento
11.1.15.1. Tanque de metanol crudo F-207 ........................
11.1.15.2. Tanque de metanol refinado F-221
11.1.15.3. Tanque de formaldehído 42% peso F-409 A
11.1.15.4. Tanque de formaldehído 37% peso F-409 B
11.1.15.5. Tanque de formaldehído 90% peso F-417
11.1.15.6. Tolva de paraformaldehído F-422
11.1.15. 7. Costo recipientes de almacenamiento
11.2. Consumo de energético
11.3. Consumo
agua ..............................................................................
11.4. Consumo refrigerante
11.5. Consumo de vapor
11.6. Consumo catalizadores
12. EVALUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA
12.1. Costos de capital
12.2. Ingreso a partir de venta
12.3. Capital de trabajo
12.4. Costo de manufactura
12.4.1. directos
12.4.2. Gastos indirectos
12.4.3. .................................................................
12.5. Servicio de
la deuda ..........................................................................
12.6. Evaluación Económica y Financiera
12.6.1. Evaluación Económica
12.6.2. Evaluación Financiera
12.7. Indicadores económicos
12.7.1. Indicadores Evaluación Económica
12.7 .2.
Indicadores Evaluación Financiera
12.8. Simulación Montecarlo
13. EVALUACIÓN AMBIENTAL DEL PROCESO Y ESTIMACIÓN DE LOS PRINCIPALES IMPACTOS
13.2 Identificación y evaluación de impactos ...........................................
13 .2.1
Medio fisico ........................................................................
13 .2.1.1 Geología y
13 .2.1.2 Edafología
13 .2.1.3 Posible alteración de la calidad de aire
de ruido ...............................
13.2.2 .................................................................
Paisaje ...................................................................
13 .2.2.2
13.2.3 .......................................................................
13.2.4 .........................................................................
Posible alteración de la dinámica de migración
13.2.5 ............................................................................
Incremento del nivel de empleo
Posible alteración de
la dinámica económica .......
13.2.5.3
Interferencia con la actividad de pesca artesanal. 256
13.2.6 Sociocultural .......................................................................
Malestar de los usuarios de la carretera
Posible alteración de evidencias arqueológicas
14.1.1. Documentos necesarios de seguridad
14.1.l.l.Estudio de riesgos .................................................
14.1.1.2.Plan de contingencia
14.1.1.3.Reglamento interno de seguridad integral (RISI) 259
14.1.1.4.Procedimiento de trabajo y perfil de seguridad 14.1.1.5.Programa anual de actividades de
seguridad (P AAS) ................................................
14.1.2. Seguridad contra incendio
14.1.2.1.Requisitos en sistemas de seguridad contra incendio
para las plantas de procesamiento (artículo 167). 260 14.1.2.2.Provisión de las plantas de procesamiento
(artículo 168)
14.1.2.3.Necesidad de que cada instalación de hidrocarburos cuente con una estación de primeros auxilios
(artículo 169)
14.1.2.4.Servicio de protección contra incendio permanente
en las plantas de procesamiento (artículo 170)
14.1.2.5.Equipo de protección para el personal contra
incendio y rescate (artículo 171)
(artículo 172)
14.1.3. Otras condiciones de seguridad
riesgos y planes de emergencia (artículo 175)
..... 14.1.3 .4.Prohibición de acceso a hornos, tanques o similares
(artículo 176)
14.1.3.5.Equipo alterno para los equipos de bombeo crítico
(artículo 177)
Consideraciones específicas para el metano!
14.2.1. Transporte y Distribución ...................................................
14.2.1.1.Evitar la contaminación ........................................
14.2.1.2.Materiales de construcción ...................................
14.2.1.3.Métodos
de construcción ......................................
14.2.1.4.Tuberías
y mangueras ...........................................
14.2.1.5.Formas de control de vapor
14.2.1. 7 .Limpieza y mantenimiento ...................................
14.2.2. Protección personal
14 .2.2.1. Precauciones de seguridad ...................................
14.2.2.2.Equipo de protección personal
14.2.3. Seguridad contra incendios
14.2.3.1.Inflamabilidad
14.2.3.2.Precauciones de seguridad
14.2.4. Derrame
14.2.4.1.Reacción ante un derrame
14.3. Consideraciones específicas para el formaldehído
14.3.1. Incendios
14.3.2. Procedimientos en caso de derrames o fugas
14.3.3. Equipo de protección personal
14.3.4. Protección respiratoria
14.3.5. Condiciones para manejo y almacenamiento seguro
orientadas a disminuir el riesgo a la salud humana
14.3.6. Almacenamiento
14.3.7. Comportamiento en el Ambiente
17.1. Simulación planta de metanol
17.2. Simulación planta de formaldehído
la Demanda del M etanol y F ormaldehído ............
Estimaciones de Precios
La industria del gas natural se está desarrollando de manera exitosa en el Perú gracias a diversos factores, entre ellos, el descubrimiento de reservas de hidrocarburos, el precio del petróleo, el aumento de la demanda eléctrica y los distintos beneficios que el Gobierno viene otorgando con la finalidad de promover la explotación y consumo del gas natural para diversas actividades económicas. Esta serie de beneficios ha otorgado el impulso necesario para la construcción de infraestructura necesaria para transportar y distribuir el gas natural hasta las plantas industriales, estaciones de servicio de GNV y para el uso doméstico en Lima, siendo el gas natural utilizado únicamente como combustible y fuente de calor. Cabe precisar que, actualmente el 70% del gas natural que se produce en Camisea es destinado al sector eléctrico, mientras que sólo el 21% al sector industrial. Dentro de estos beneficios que ha brindado el Gobierno Peruano, se encuentra la promoción de la Industria Petroquímica en el Perú, utilizando al gas natural como materia prima, a razón de ello esta tesis busca determinar la factibilidad de la construcción de una planta para la producción de formaldehído.
Precisamente, el uso más importante del gas natural es la industria petroquímica, pues esta constituye la siguiente etapa de desarrollo de la industria del gas natural, en la que no se utiliza hidrocarburos como combustible, sino que, a partir de sus componentes, se generan insumes utilizados para la fabricación de diversos productos, como fibras sintéticas, explosivos, fertilizantes, ácido acético, formaldehído y entre muchos otros.
La presente tesis consiste en la obtención de formaldehído a partir de metanol obtenido del, Gas Natural de Camisea, evaluando la mejor tecnología para la obtención del metano!, dado que el costo de su producción será una variable que influirá enormemente en los costos de producción del formaldehído.
La presente tesis consiste en el diseño de dos plantas: una de metanol y la otra de formaldehído a una etapa de ingeniería conceptual; asimismo, incluye la evaluación económica y financiera. El diseño de las plantas está basado en patentes de Estados Unidos de reconocidas empresas nombradas en los Capítulos 1O y 11, apoyados para los cálculos en el simulador CHEMCAD 6.0.1 y la hoja de cálculo Excel. La materia prima es el Gas Natural, siendo que el referido recurso energético se considera con un contenido bajo de etano; toda vez que se está tomando en cuenta la demanda de este último para el proyecto petroquímico de etano que se pretende desarrollar en el sur del país; asimismo, se precisa que para facilitar los cálculos en esta tesis se consideró metano puro. La tarifa del Gas Natural asumida para realizar el Capítulo 12, comprende el precio de boca de pozo y la tarifa de transporte para el sur del país, no se ha considerado una tarifa de distribución dado que no existe una Concesión de Distribución de Gas Natural en el sur del país, por lo que el costo de un dueto que conecte el punto de entrega con la planta metano] y formaldehído está incluído en los Servicios Auxiliares. Es preciso indicar que sólo la tarifa de transporte ha sido determinada por el Estado y que a la fecha no se cuenta con un precio de boca de pozo de gas natural determinado para la petroquímica, por lo que se asumió dicho precio considerando los datos históricos del Henry Hub. El estudio de mercado, está basado principalmente en el plano internacional debido a que en el Perú la demanda del metanol y formaldehído es muy reducida, razón por la cual la mayor cantidad de producto será destinado para la exportación, lo cual conllevó a que la capacidad de las dos plantas se consideren en un dimensionamiento muy comercial; asimismo, se indica que esta parte de la tesis se
basa en resúmenes de empresas que se encargan de realizar específicamente estudios de mercados de productos petroquímicos, siendo dichos estudios de un alto costo lo cual limitó el acceso a los mismos. De otro lado, la ubicación de la planta de metano! y formaldehído, se basa en el Estudio de Polo Petroquímico en el Perú del Ministerio de Energía y Minas; así como, la promoción de la petroquímica del gobierno actual con la determinación de Polos Petroquímicos dado que se planea industrializar el sur del país; razón por la cual se concluyó que la mejor zona sería el distrito de Ilo. Asimismo, el Aspecto
Ambiental se basa en el Estudio de Impacto' Ambiental
del Proyecto de Nitrato de
Amonio en Ilo, elaborado por Orica Nitratos del Perú, debido a que este contempla una investigación del lugar donde se instalarían las plantas del presente estudio y por
tratarse de un proyecto petroquímico.
3. INDUSTRIA DEL GAS NATURAL EN EL PERU
La industria del gas natural es aquella que hace posible extraer este hidrocarburo de sus depósitos en las profundidades subterráneas y traerlo a la superficie para luego acondicionarlo y transportarlo hasta las instalaciones de los consumidores finales. Dicha industria comprende principalmente las siguientes actividades: la exploración y explotación, la producción, el transporte y la distribución. La industria de gas natural en el Perú fue poco desarrollada hasta antes del inicio del Proyecto Camisea, antes de la explotación de las reservas de Camisea la industriá de gas natural se desarrolló básicamente en Talara y Aguaytía. La puesta en marcha del proyecto Camisea, en agosto de 2004, constituyó el paso más grande dado por el país para su independencia energética. En este capítulo, se explicará las principales características del gas natural, como composición, propiedades y uso, así como las reservas de este hidrocarburo tanto en el Perú como a nivel mundial. Un punto relevante del presente capítulo será, considerar el desarrollo del sistema de transporte y distribución de gas natural en el país, con lo cual se busca determinar a los lugares que llega actualmente el referido hidrocarburo; así como los proyectos que están en marcha, de tal manera que sea un referente para determinar la localización de la planta, siendo materia de análisis del Capítulo 8.
0.1. DEFINICIÓN DE GAS NATURAL
El gas natural es una mezcla compleja de hidrocarburos, con una menor cantidad de compuestos inorgánicos. A presión atmosférica y a igualdad de volumen, el gas natural tiene un contenido energético menor que el petróleo (mil veces menor), pero al comprimirse su contenido energético se incrementa, razón por la cual se transporta a presión. Se ha formado por la degradación de materia orgánica acumulada en los últimos millones de años, dicha degradación se puede generar por dos mecanismos el biogénico y termogénico. El gas biogénico se forma a poca profundidad y bajas temperaturas por la descomposición anaeróbica bacteriana de materia orgánica sedimentaria. El gas termogénico se forma en mayores profundidades por craqueo térmico de la materia orgánica sedimentaria en hidrocarburos líquidos y gas, o del petróleo. El gas biogénico está compuesto casi totalmente de metano, mientras que el termogénico puede contener concentraciones significativas de etano, propano, butano e hidrocarburos pesados. El principal constituyente del gas natural es el metano, otros componentes son los hidrocarburos parafínicos como el etano, propano y butanos; muchos gases
naturales contienen nitrógeno, así como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno; trazas de argón, hidrógeno y helio pueden estar presentes. La composición del gas natural puede variar considerablemente. A continuación se mostrará una tabla con la composición típica del gas natural:
Composición Vol u 111 ét rica ('Yo)
Pentano +
HzS, COS
Sulfuro de Carbonil
Helio, Argón, Neón, Xenon
He, Ar, Ne, Xe
Tabla 3.1 Rango de la Compostción del Gas Natural [92]
El gas natural puede contener una pequeña proporción de hidrocarburos Cs +, cuando se separa ésta puede ser una gasolina ligera. Algunos aromáticos como el benceno, tolueno y xilenos pueden estar presentes, causando problemas de seguridad por su toxicidad; otros contaminantes que pueden estar presentes en pequeñas cantidades son los mercaptanos (R-SH), sulfuro de carbonilo (COS) y disulfuro de carbono (CS 2 ). Además, el mercurio puede estar presente ya sea como un metal en fase vapor o como un compuesto organoléptico en fracciones líquidas, los niveles de concentración son generalmente pequeñas; sin embargo, el mercurio puede ser perjudicial debido a su toxicidad y su propiedad corrosiva. El dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno se conocen comúnmente como gases ácidos porque forman compuestos corrosivos en presencia de agua; el nitrógeno, helio y dióxido de carbono también se conocen como diluyentes, debido a que ninguno de ellos se queman y por lo tanto no tienen poder calorífico. El gas natural es considerado seco cuando es casi metano puro, después de haber eliminado a la mayoría de los otros hidrocarburos
asociados comúnmente. Cuando están presentes otros hidrocarburos, el gas natural es húmedo. A las corrientes de gas que tienen altas proporciones de líquidos de gas natural (LGN), se les conoce como gas rico (húmedo). Los constituyentes de éstos son el etano, propano, butano, pentano e hidrocarburos más pesados, siendo estos últimos conocidos como gasolinas naturales. El gas rico tiene un valor calorífico alto; así como, un punto de rocío de hidrocarburo. La composición del gas natural nunca es constante varía en función del campo, la formación o reservorio del que se extrae, por lo que existen métodos de pruebas estándar para determinar la composición del gas natural y de esta manera preparala para su uso. De acuerdo a su composición el gas natural pueden ser clasificado en tres grupos distintos: i) gas no asociado que se produce en los campos de gas convencionales, ii) gas asociado producido en campos petroleros asociados y iii) gas continuo o no convencional. Dentro del gas no convencional se tiene al "tight gas" o "tight sands gas" el cual se encuentra en rocas de baja permeabilidad, "coalbed methane (CBM)", el mismo que es un gas natural que se ha formado de los procesos geológicos de la formación del carbón, "gas natural de acuíferos geopresurizados" es un gas disuelto a altas presiones y temperaturas en salmueras ubicadas debajo de la superficie de la tierra, "hidratos de gas" que son estructuras de hielo y "deep gas" se encuentra a niveles mucho más profundos que el gas convencional.
0.2. GAS DE CAMISEA
El gas natural que se considera para la presente tesis es el de Camisea, cuyos yacimientos comprenden a los Lotes 88 y 56, ubicados aproximadamente a 500 kilómetros al este de Lima, en el departamento del Cusco, provincia de La Convención, distrito de Echarate.
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san Martln: Inició producción en julio 2004
Pagorenl: Inició producción en setiembre 2008
Cashlriari: Inició producción julio .2009
Mipaya:
No Inicia producción
Figura 3.2 Presentación de Capacidad de Transporte del Gas de Camisea [70].
Yac i m icnlo
• Cashiriari
•Pagoreni
•Mipaya
Tabla 3.2 Yacimientos del Gas Natural de Camisea.
El 9 de diciembre del año 2000,,Perupetro y Pluspetrol Peru Corporation, Hunt Oil Company of Peru L.L.C., SK Corporation y Tecpetrol del Perú celebraron el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88. El Contrato fue aprobado por Decreto Supremo No. 021-2000-EM. Con fecha 7 de setiembre del año 2004, Perúpetro, Pluspetrol Perú Corporation S.A., Hunt Oil Company of Perú L.L.C., SK Corporation, Tecpetrol del Perú y Sonatrach Peru Corporation, suscribieron el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 56. El contrato fue aprobado por Decreto Supremo No
033-2004-EM.
De otro lado, es importante señalar que también se cuentan con otros yacimientos en exploración en la Región Cusco, los que comprende los Lotes 58 y 57 operados por Petrobras y Repsol-Petrobras, respectivamente. Las reservas de dichos
0.2.l.ANTECEDENTES DEL DESARROLLO DEL GAS DE CAMISEA
En julio de 1981, la compañía Shell firmó un contrato para realizar operaciones petrolíferas en la selva sur del Perú (explorar la existencia de hidrocarburos en los Lotes 38 y 42). Entre los años 1984 (segundo gobierno de Fernando Belaunde Terry) y 1988 (primer gobierno de AJan García Pérez) la compañía descubrió reservas de gas natural en la región de Camisea (Cusco), en los yacimientos de San Martín, Cashiriari, Mipaya y Pagoreni. En marzo de 1988, se firmó un acuerdo de bases entre Petroperú y Shell, donde se establecieron los términos de un contrato de operaciones para la explotación de gas natural, estimando una inversión aproximada de 2 500 millones de dólares. Lamentablemente, el contrato no próspero y Shell tuvo que abandonar los yacimientos, no quedando claro los derechos sobre el desarrollo futuro de los mismos. A principios del primer gobierno de Alberto Fujimori (1990 - 1995), se suscribió un convenio entre Perupetro y Shell para la evaluación del potencial comercial de las reservas descubiertas. Como parte de este convenio Shell debería efectuar un estudio de factibilidad que sirviera de base para la definición del contrato. En mayo de 1996 se firma el Contrato de Licencia entre Perupetro como representante del Estado peruano y el consorcio Shell - Mobil (Composición accionaría: Shell = 42,5% y Mobil = 57,5%). El contrato citado en el párrafo anterior se definía en tres etapas:
Etapa 1: duración 2 años; desarrollo de estudios y perforación de pozo exploratorios; garantía de 19,5 millones de dólares. • Etapa 2: duración 4 años, desarrollo del yacimiento (construcción de plantas y tuberías); garantía de 79,5 millones de dólares.
• Etapa 3: duración 34 años, producción de gas natural y líquidos. Para pasar a la segunda etapa, el consorcio sólo debía manifestar su opción de continuar y entregar la fianza exigida. El 15 de julio de 1998, luego de haberse
otorgado dos meses de prórroga, el consorcio decidió no pasar a la segunda etapa por lo que todos los derechos sobre el yacimiento retornaron al Estado peruano. Una semana antes del 15 de julio de 1998, el consorcio Shell-Mobil presentó al gobierno un requerimiento de tres puntos para poder acceder a la segunda etapa del proyecto:
i) Desarrollo de la Distribución de Gas Natural en el área de Lima. Hasta ese
momento el contrato establecía, como una obligación del consorcio, la ejecución del campo y el transporte hasta Lima; la distribución estaba a cargo de un comité de privatización (CEPRI) quién encontraría una empresa que desarrollaría esta parte del negocio. El costo estimado de la distribución no superaba los 100 millones de dólares. ii) Modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas (publicada en noviembre de 1992, antes de la firma del Contrato) para permitir la generación privilegiada de las centrales termoeléctricas que operen con el gas de Camisea y, además, que en las reglas de formación de tarifas de generación se incluyan todos los costos del gas natural sin restricción alguna (tal como figuran en el contrato entre el productor de gas y el generador eléctrico). iii) Permitir la "libre" exportación de gas natural a Brasil. El consorcio solicitaba un Decreto Supremo que le garantice la libre venta de gas a Brasil sin controles de precios ni restricciones en volumen. El día que se cumplía la fecha límite (15 de julio de 1998) altos ejecutivos del
consorcio, provenientes de Houston, Londres y La Haya, se reunieron en el despacho del Ministro de Energía y Minas para liquidar la negociación, se dio a conocer la noticia de la negativa de Shell a continuar con el proyecto.
Luego de la partida de Shell, el gobierno se abocó a la tarea de definir el esquema de desarrollo del "Nuevo Camisea". Para este fin se formó un Comité Especial de Alto Nivel de Camisea (CEANC), que tenía por objetivo definir el esquema para promocionar el proyecto. Luego de la definición, la tarea de promoción recaería en la Comisión de Inversión Privada (COPRI). Básicamente existían dos propuestas: Desarrollo de Camisea como un proyecto único (tal como lo tenía Shell, pero agregándole la distribución) y el otro segmentado donde se separaba en producción, transporte y distribución. En mayo del año 1999, el gobierno definió como opción para desarrollar Camisea el esquema segmentado, es decir, el desarrollo de la producción, transporte y distribución por compañías diferentes que podrían tener cierta participación cruzada. Después de esta decisión se conformaron los Comités Especiales (CEPRI) encargados de la privatización, de acuerdo con el esquema adoptado por el gobierno para el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM). En diciembre del año 2000, a inicios del gobierno de transición de Valentín Paniagua, todavía estaba pendiente la suscripción de los decretos supremos que aprobaban los contratos de Licencia y de Concesión entre el Estado Peruano y los ganadores de los concursos que los originaron. Este estado de cosas motivó una semana de discusiones entre el gobierno y el postor ganador (Pluspetrol), así como con el postor perdedor (Total-Fina-Elf de Francia). El gobierno sopesó las demandas del postor perdedor y propuso mejoras a los contratos de Licencia y de Concesión, las que fueron aceptadas por Pluspetrol, antes de dar su fallo final. Finalmente, el 5 de diciembre del año 2000, el gobierno firmó los Decretos Supremos respectivos y se concluyó con los procesos de concesión de Camisea. A continuación se muestra un resumen:
Gobierno de Alan García aceptación de Prórroga en Negociación
del contrato con Shell.
Tabla 3.3 Resumen de la Historia del Proyecto Camisea [81]
Luego de desarrollar el esquema básico de Camisea y expedido los reglamentos complementarios, en el año 2000 se concursaron la explotación del yacimiento y el desarrollo de la Red Principal de transporte, lográndose firmar los respectivos contratos en diciembre de 2000. Desde el año 2000 hasta el 2004, año de inicio de la operación de Camisea, el gobierno promulgó nuevos reglamentos, modificó los existentes y adaptó Jos contratos de licencia y concesión con el objeto de apoyar en el desarrollo del proyecto. El apoyo decidido del gobierno permitió la operación de Camisea en el tiempo esperado pero dejo latentes problemas de impacto ambiental y manejo de comunidades. Es importante conocer el Proyecto Camisea, para entender cómo se encuentra estructurado el mercado de gas natural peruano, pues a partir de la operación de Camisea (año 2004) se empezó a utilizar el gas natural en las actividades económicas industrial, comercial, eléctrico, vehicular y domiciliario 1
1 Antes de la operación del proyecto Camisea existía producción de gas natural en la Costa Norte y Selva Central del Perú, pero no hubo un desarrollo importante que cubra a todos los usuarios del mercado, pues en un caso se utilizaba el gas natural para abastecer exclusivamente a una central eléctrica en Aguaytla y en el otro se abastecía a unos pocos usuarios en la zona de Talara a través de una concesión de distribución de gas natural, pero que no pudo concretar un plan de expansión de redes.
0.2.2.DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO CAMISEA
El Proyecto Camisea consiste en el desarrollo de tres etapas: i) Explotación del Lote 88, ii) el Transporte por duetos de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea a la Costa y iii) la Distribución por red de duetos de Gas Natural en las ciudades de Lima y Callao 2 La explotación del Lote 88 consistió en construir plantas e instalaciones para explotar los yacimientos de Camisea (San Martín y Cashiriari), siendo el objetivo central de la explotación maximizar la extracción de líquidos a partir del gas obtenido, así como la producción del gas seco de tal forma que sea suficiente para satisfacer la demanda interna.
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Figura 3.3 Yacimiento de Camisea [82]
Luego de la extracción, e] gas pasa por una red de 80 Km. de extensión hasta
11egar a
Separación de Las Malvinas localizada a orillas del Río
2 La entrega en concesión de los Sistemas de Transporte y Distribución del Proyecto Camisea fue realizado por la agencia de promoción PROINVERSION al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo W 059-96-PCM.
Figura 3.4 Vista actual de la Planta de Separación de Gas Natural: Las Malvinas [83]
Esta planta efectúa una separación primaria que divide los condensados y el agua del gas natural, y se estabilizan los condensados que vienen con el gas. Luego, en una planta criogénica se separan los hidrocarburos líquidos restantes en el gas. Una vez finalizado este proceso, el gas procesado va a una planta compresora a partir de la cual se inyectan el gas seco y los líquidos del gas natural a los duetos principales para ser transportados a la costa. El gas natural extraído en exceso es reinyectado a los reservorios.
La etapa de transporte implicó la operación de dos duetos paralelos: uno de
seco y otro de 560 Km. para el transporte de líquidos.
Los duetos atraviesan los departamentos del Cusco, Ayacucho, Huancavelica, lea y
Lima. El dueto de líquidos llega hasta la planta de fraccionamiento ubicada en la playa Lobería en Pisco, mientras que el de gas natural seco a partir del punto de derivación continua hasta llegar al City Gate ubicado en Lurín.
Figura 3.6 Esquema del Sistema de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural (NGL) [80)
Finalmente, la etapa de distribución del gas natural en Lima y Callao, implicó la construcción de un sistema de distribución de gas natural, la operación y mantenimiento de dicho sistema, así como la prestación del servicio de distribución de gas natural en el área de la concesión. En esta etapa, el operador recibe el gas en el City Gate de Lurín para luego transportarlo a través de una red de duetos troncales de alta presión con una longitud aproximada de 62 Km que atraviesa la ciudad de Lima y llega hasta una estación terminal en Ventanilla.
Figura 3.7 Red de Distribución de Gas Natural en Alta Presión en Lima y Callao [83]
Esta red sirve para entregar gas natural a empresas del sector industrial y a las centrales térmicas que lo requieran. En la etapa posterior a la construcción de la red
principal de distribución, redes adicionales de media y baja presión deben añadirse gradualmente en la medida que aumente la demanda por parte de las industrias y de los consumidores residenciales.
Figura 3.8 Segmentos del Mercado de Distribución de Gas Natural [80].
0.2.3. COMPOSICIÓN DEL GAS DE CAMISEA
Como ya se mencionó, la composición del gas natural es variable y dependerá del campo y el reservorio del cual se extrae. El gas producido en un pozo de gas o el producido con petróleo crudo, nunca es precisamente de la misma composición que el gas producido en otro pozo, aun cuando los pozos estén en el mismo campo y su producción provenga del mismo reservorio. El gas natural está formado por una mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso por los miembros más volátiles de la serie parafinica de hidrocarburos desde el metano (CH 4 ) hasta el heptano y componentes más pesados (C 7 H 1 t ó C/). La composición típica (% volumen) de los hidrocarburos provenientes de los Yacimientos (Lote 88 y 56) de Camisea está constituida aproximadamente por 83% de metano, 9% de etano, 3% de propano, 1% de butano, 1% de pentano y 3% de otros compuestos como el nitrógeno y dióxido de carbono e hidrocarburos de más alto peso molecular que los anteriores.
La composición del gas natural de Camisea en promedio en % molar, como se transporta a diversos puntos de entrega es la siguiente:
% rvlol
Una característica importante en la composición del gas natural de Camisea es la cantidad de etano presente, el mismo que es fundamental para que el gas tenga el alto poder calorífico. Asimismo, es preciso recalcar que este componente debería ser
aprovechado para la industria petroquímica, para la generación de altos valores agregados. De otro lado, como se puede apreciar el gas natural de Camisea, contiene componentes no hidrocarburos, como el N 2 y C0 2 . Asimismo, contiene cantidades muy despreciables de H 2 S por lo que no es considerado como un gas ácido. Con relación al C0 2 , componente inorgánico más común que se encuentra en el gas natural, es similar que los hidrocarburos, es inodoro, incoloro e insípido, normalmente es inactivo químicamente; sin embargo, a condiciones de elevadas presiones y en presencia de agua, como son las condiciones imperantes en líneas y
equipos de inyección de gas para mantenimiento de presiones de fondo, éste compuesto reacciona con el agua para formar ácido carbónico (H 2 C0 3 ), el cual a su vez se ioniza en agua para dar iones de bicarbonato que atacan al hierro de las
acero formando bicarbonato ferroso (Fe(HC0 3 ) 2 ), siendo este último a
diferencia del acero muy frágil, poroso y fácilmente es arrastrado por la corriente de gas. Este ciclo se repite una y otra vez disminuyendo el espesor de las paredes metálicas de recipientes y tuberías. En la industria se combate la acción del C0 2 removiéndole de la corriente de gas mediante la absorción en dietanolamina o monoetanolamina o cualquiera de los numerosos métodos químicos patentados. También se le combate removiendo el agua con lo cual se elimina al mismo tiempo el medio propicio para que ocurra la reacción de corrosión. El nitrógeno es otro componente que se encuentra en el gas natural, éste es inodoro, incoloro, insípido y químicamente inerte; sin embargo, cuando se encuentra en altas concentraciones tiene el efecto de reducir el poder calorífico del gas natural
debido a que es un elemento incombustible, su eliminación es costosa y solo se realiza mediante la licuefacción de la corriente de gas y posterior destilación fraccionada de la mezcla líquida.
0.3. PROPIEDADES DEL GAS NATURAL
Las propiedades del gas natural sin refinar son variables debido a que la composición de éste nunca es constante, por lo que sus propiedades y comportamiento se entiende mejor por las propiedades y el comportamiento de sus constituyentes. El gas natural es incoloro, inodoro, insípido, sin forma y más ligero que el aire, es gaseoso a cualquier temperatura mayor de -161 °C. Cuando está en su estado natural no se puede ver ni oler, en consecuencia por razones de seguridad se le agrega un odorante, a manera que se pueda detectar. Después de un tratamiento adecuado para la reducción de gases ácidos, odorizado y con un ajuste en el punto de rocío, puede ser vendido de acuerdo a los límites prescritos de presión, poder calorífico e índice de Wobbe.
Relativa masa molar
Contenido de carbón, % peso
Contenido de H 2 , % peso
Contenido de 0 2 , % peso
Ratio atómico H 2 /Carbón
Densidad Relativa a l5°C
0,72-0,81
Temperatura de ebullición, °C
Temperatura de Autoignición, °C
Ratio Estequiométrico aire/combustible, peso
Vapor de inflamabilidad,% volumen
In flamabi 1idad
Calefacción/valor calorífico, MJ/kg.
Estequiometría lower heating, MJ/kg.
Concentración de metano, % volumen
Concentración de etano, % volumen
Concentración de N 2 , % volumen
Concentración de C0 2 , % volumen
Concentración de azufre, ppm
Formación específica C0 2 , g/MJ
Tabla 3.6 Rango de Propiedades del Gas Natural [74]
Los diferentes hidrocarburos que forman el gas natural pueden ser separados utilizando sus diferentes propiedades fisicas, como peso, temperatura de ebullición o presión de vapor. Dependiendo del contenido de hidrocarburos de alto peso molecular, el gas natural puede ser considerado rico o pobre.
0.4. USOS DEL GAS NATURAL
La utilización del gas natural para el desarrollo de un país no solo lo involucra a éste, sino también a sus líquidos, tales como el gas licuado de petróleo (GLP), naftas. Cabe precisar que, el gas natural puede utilizarse como combustible o como insumo para obtener otros productos. En caso de utilizarse como combustible, su uso más generalizado es en centrales térmicas generadoras de electricidad, otro uso es en la industria, que se utiliza en hornos de alta, media y baja temperatura, de acuerdo a sus propias necesidades. También se emplea en la industria siderúrgica y el uso más importante en la industria petroquímica. Actualmente, en el país, el gas natural se utiliza mayormente en la generación de energía eléctrica, desplazando a otros combustibles como el petróleo, el GLP y el carbón para generarla, con resultados positivos para todos los usuarios finales. Igualmente ha beneficiado al sector industrial, residencial y transporte, ya que como combustible es más barato que los otros que existen en el mercado, generando mayor ahorro y/o utilidades.
Consumo de Gas Natural por sectores
Figura 3.9 Consumos de Gas Natural por sectores [71] [73].
0.5. PRECIO DEL GAS NATURAL EN EL MERCADO
3.5.1.PRECIO FINAL DEL GAS NATURAL DE CAMISEA
El precio final al usuario del gas de natural en Lima y Callao, está compuesto por los siguientes conceptos:
Precio del gas natural en "Boca de Pozo" (en Camisea).
Tarifa de la Red Principal, compuesta solamente por la tarifa de transporte (desde Camisea hasta Lurín), dado que la tarifa de red principal de distribución quedó sin efecto cuando entró en vigencia la Tarifa Única de Distribución, hecho que se dio el 08 de mayo de 201 O. • Tarifa Única de Distribución (TUD), mediante el Decreto Supremo N 048- 2008-EM y la Adenda al Contrato BOOT de Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Duetos en Lima y Callao, suscrita el 06 de mayo de 201 O, las Tarifas de la Red Principal de Distribución se unificaron con las Tarifas de las Otras Redes, sustituyéndose en un solo sistema denominado TUD.
PRECIO FINAL= PRECIO BOCA DE POZO+ TARIFA RED PRINCIPAL+ TUD
Figura 3.10 Estructura del Precio del Gas Natural
El precio del gas natural en Camisea, o a la salida de la planta de gas (donde se produce la separación de los líquidos), no se encuentra regulado por el OSINERGMIN y sólo está sometido, para el caso de Camisea, a los topes máximos definidos en los contratos de licencia. En el caso de la Red Principal, la distribución (otras redes) y las Acometidas (topes máximos), las tarifas son reguladas por OSINERGMIN, siendo que las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Duetos en Alta Presión (Red Principal) se fijan cada 02 años, mientras que las tarifas de distribución correspondiente a las Otras Redes se fijan cada 04 años. Dichas Resoluciones incluyen fórmulas de actualización de tarifas para los periodos comprendidos entre regulaciones. El Precio del Gas Natural en Boca de Pozo es pactado libremente por el productor y sus clientes en sus respectivos contratos de suministro. Para el caso del gas natural de Camisea (Lote 88), el precio del gas natural en "Boca de Pozo" no es materia regulada por OSINERGMIN, por lo que una especie de regulación se ha introducido en el contrato de licencia para establecer precios máximos según el tipo de consumidor. De acuerdo con el Contrato de Licencia de Explotación del Lote 88 en su cláusula 8.4.4.1 literal a) se señala que a la fecha de inicio de la extracción comercial, el Precio Realizado máximo será de 1,00 US$/MBTU para el generador eléctrico y de 1,80 US$/MBTU para los demás usuarios. El valor del Precio Realizado máximo básico del gas natural para el sector eléctrico fue determinado asumiendo un modelo de competencia perfecta para el negocio del gas natural teniendo por objeto maximizar la utilidad del productor del gas natural.
Dichos precios máximos se reajustan mediante un Factor de Reajuste (FA) definido en el mismo contrato y sus adendas. Asimismo; el Precio del Gas Natural en Boca de Pozo, pactado en los respectivos contratos incluye fórmulas de actualización para que dicho precio conserve su valor en el tiempo.
3.5.2. PRECIOS DEL GAS NATURAL EN EL MUNDO
Con relación a los precios internacionales del gas natural se muestra que en el periodo de los años 1996 - 2000, se presentaron los precios más bajos, debido a la influencia de los precios de petróleo. Generalmente los precios del gas natural son más altos en Jos mercados de consumo (Japón, Europa, OECD, UK) que en las zonas productoras (Alberta y Henry Hub).
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~ 12 +-----------------------------------~~~~~~~~
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· LNG Japon CIF -us Henry Hub
-unión Europea CIF -UK (Heren NBP lndex) -Canadá (Aiberta) -crudo Oil
Figura 3.11 Precios del Gas Natural en el Mundo [6]
Un hecho curioso es que, a partir del año 2002, los incrementos de precios del gas natural en el Japón no han sido tan fuertes como los ocurridos en Jos otros mercados. Esto se debe a que los contratos de importación de los consumidores japoneses (en su mayoría empresas eléctricas) tienen fórmulas de indexación de precios con participación del carbón como sustituto eléctrico.
Asimismo, es preciso indicar que los precios del gas natural en Estados Unidos en los últimos años (2009 - 2011 ), ha caído considerablemente por la producción del gas natural convencional en dicho país.
0.6. RESERVAS DE GAS NATURAL
Para poder entender algunos términos en el desarrollo de las reservas de gas natural, se darán a conocer las siguientes definiciones:
Reservas, son las cantidades de petróleo y gas que se consideran que son comercialmente recuperables a través de la implementación de proyectos de desarrollo sobre acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada hacia adelante, bajo condiciones definidas. Las reservas deben satisfacer cuatro criterios: i) deben haber sido descubiertas, ii) ser recuperables, iii) ser comerciales y iv) estar remanentes (a la fecha de la evaluación) basadas en el proyecto de desarrollo de ser implementados [8]. Reservas Desarrolladas, son cantidades esperadas a ser recuperadas a través de los pozos y las facilidades existentes. Las reservas son consideradas desarrolladas solo después que el equipo necesario ha sido instalado, o cuando los costos a realizar son relativamente menores [8]. Reservas No Desarrolladas, son cantidades esperadas para ser recuperado a través de inversiones futuras. • Reservas Probadas, son las cantidades de petróleo y gas natural, que por análisis de los datos de geociencias y de ingeniería de reservorios, pueden ser estimadas con razonable certeza a ser comercialmente recuperables, a partir de una fecha en adelante, de reservorios conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones comerciales. Si se utilizan los métodos determinísticos, el término certeza razonable expresa un alto grado de confianza que las cantidades sean recuperadas. Si se utilizan los métodos probabilísticos,
debe haber al menos una probabilidad del 90% que las cantidades recuperadas serán iguales o excederán el estimado. [8] Reservas Probables, son las reservas adicionales que el análisis de los datos de geociencias y de ingeniería de reservorios indican que son menos probables de ser recuperados que las reservas probadas pero más ciertas de ser recuperadas que las reservas posibles. Es igualmente probable que las cantidades remanentes recuperadas sean menores que la suma de las reservas Probadas y Probables (2P). En este contexto, cuando se utilizan los métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad del 50% que las cantidades recuperadas serán iguales o excederán la estimación 2P [8]. • Reservas Posibles, son las reservas adicionales que el análisis de Jos datos de geociencias y de ingeniería de reservorios sugiere que es menos probable de ser recuperadas que las reservas probables. Las cantidades totales recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad para exceder las suma de la Reservas Probadas más las Probables más las Posibles (3P), que es equivalente al escenario alto. En este contexto, cuando se utilizan los métodos probabilísticos, debe haber al menos un 10% de probabilidad que las cantidades recuperadas serán iguales o excederán la estimación 3P. [8]
3.6.1.RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL PERÚ
Las reservas probadas de gas natural desarrolladas y no desarrolladas más importantes del país se encuentran en el área de Camisea, en los Lotes 88 y 56 ubicados en la selva sur del país y operados por la empresa Pluspetrol. Asimismo, en el año 2011 se produjeron descubrimientos importantes en los lotes 57 y 58. Es preciso indicar que, para los próximos 3 ó 4 años se dispone de datos que muestran las inversiones resultantes de los compromisos de trabajo suscritos por los nuevos contratos gracias al esfuerzo de Perupetro, en especial las inversiones
realizadas en Lotes en la cuenca
de Camisea - Repsol y Petrobras y los planes
exploración que viene ejecutando los contratistas actuales (Pluspetrol en los lotes 56 y 88.
De acuerdo a lo señalado en el Libro de Reservas 2011 se han perforado 02 pozos en la estructura Mi paya del Lote 56 y O1 nuevo pozo en la estructura Kinteroni Sur del Lote 57, hecho que ha consolidado la información de las reservas probadas de gas natural. Actualmente se cuenta con un marco de reservas de Gas Natural que asegura confortablemente el abastecimiento del mercado en los próximos 20 años y más. A las Reservas Probadas hay que añadir Reservas Probables que, con las perforaciones a realizarse, deben pasar a la categoría Probada; la tasa de éxito en la exploración de la cuenca sub-andina en la zona de Camisea (Lotes 56, 57, 58 y 88). Reservas de Gas Natural (BCF) al 31 de diciembre de 2011
Contratos en Explotación/Declaración Descubrimiento Comercial
Tabla 3.7 Reservas de Gas Natural a diciembre 2011 [69].
Finalmente, considerando que la seguridad del suministro debe mantenerse con una política que permita mantener un nivel adecuado de inversiones en exploración y desarrollo de campos.
Reservas vs. Utilización del gas (TCF)
e Probables
Consumo prox. 20 aflos
Cons. Acum. <O. S TCF
Figura 3.12 Reservas y Utilización del gas natural (TCF) [70]
En lo que corresponde a la realidad de las reservas probadas en Sudamérica, se tiene que Venezuela es el país con la mayor cantidad de gas natural, que supera radicalmente a los demás países, en tanto Perú se encuentra en una buena posición, como se puede apreciar en la figura siguiente:
Trinidad& ...
Trillones de metros cúbicos
Figura 3.13 Reservas Probadas de Gas Natural en Sudamérica al afio 2011 [6]
3.6.2. RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL MUNDO En cuanto a reservas en el mundo, el panorama es el siguiente:
Rcoión
6 607.34
Tabla 3.8 Reservas Gas Natuml (TCF) [69]
MiddloEa.t
a Europo & E<KasJa
DAsioP:Ici1ic
DAfríc:o
tlorth Ame1ico
S.&C.nt. Ame1ico
Figura 3.14 Distribución de las Reservas probadas en el mundo [6]
De acuerdo a las estadísticas de BP, las reservas probadas de gas natural a nivel mundial con las que se cuentan a finales del 2011, serán suficientes para cubrir 63,6 años de producción.
3.7. SITUACION ACTUAL DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL
3.7.1.SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL OPERADO POR TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERÚ S.A.
Mediante Resolución Suprema N° 101 -2000-EM se otorgó a Transportadora de Gas del Perú (TGP) la concesión de transporte de gas natural por duetos de Camisea al City Gate en Lima, en los términos y condiciones del Contrato BOOT de Concesión de Transporte de Gas Natural por Duetos de Camisea al City Gate en Lima. El punto inicial del dueto estará ubicado en la zona denominada Las Malvinas, provincia de La Convención, departamento de Cusco y el punto final del dueto estará ubicado a la entrada del City Gate, en la provincia y departamento de Lima. El sistema de transporte, entró en operación comercial el 18 de agosto de 2004, inicialmente fue diseñado para trasladar 3 14 millones de pies cúbicos por día de gas natural (MPCD). Posteriormente, el 01 de abril de 2010 entró en operación la Planta Compresora Chiquintirca (Ayacucho ), la que junto con el denominado "Loop de la Costa" de 107 Km., incrementaron la capacidad del Sistema de Transporte de Gas Natural por Duetos de Camisea al City Gate hasta los 450 MPCD. Con la ampliación mencionada, se alcanzó el nivel máximo de capacidad establecida en el Contrato BOOT Concesión de Transporte de Gas Natural por Duetos de Camisea al City Gate. Sin embargo, considerando que la demanda de gas natural se incrementó por encima del mínimo establecido en el Contrato BOOT, mediante Resolución Suprema N° 041-2010-EM, se aprobó la adenda al Contrato BOOT, la misma fue suscrita el 04 de junio de 2010, con la finalidad de ampliar en diversas fases la Capacidad de Transporte hasta un total de 920 MPCD en tres etapas:
• Interconexión con el Dueto Principal de Perú LNG con lo cual se amplió la capacidad a 530 MPCD, para dicho propósito se aprobó el Acuerdo para el
Incremento y Uso de la Capacidad de Transporte del Dueto Principal, mediante la Resolución Suprema No 040-201 0-EM. Construcción de un dueto paralelo en la zona selva de aproximadamente 120 Km, el cual cruzaba el Santuario de Megantoni; sin embargo este proyecto fue reemplazado por la construcción de un dueto paralelo de aproximadamente 60 km y una planta de compresión en la progresiva KP 127, en la provincia de La Convención, departamento de Cusco, este último proyecto forma parte de la Adenda al Contrato BOOT aprobada con Resolución Suprema N° 024-2011- EM que se suscribió el 18 de abril de 2011. Este proyecto permitirá incrementar la capacidad de transporte de 530 MPCD a 850 MPCD de gas natural. • Finalmente de acuerdo a lo que requiera la demanda, se establecerá el año en el que se incrementará la capacidad del sistema de transporte a 920 MPCD. Actualmente, el sistema de transporte de gas natural de Camisea tiene el siguiente esquema:
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lCM!pillld-311KM.
C&p~:cidK' 4!:0 1*9C0
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Figura 3.15 Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea [70]
3.7.2.DUCTO PRINCIPAL DE GAS NATURAL OPERADO POR PERU .LNG S.R.L.
La Planta de Licuefacción de Pampa Melchorita perteneciente a la empresa
Panamericana Sur, en el distrito de San Vicente de Cañete, en el departamento de Lima.
A finales de 2005, la compañía Perú LNG comenzó el desarrollo del proyecto, asignando el desarrollo de la ingeniería de detalle, procuración de materiales, puesta y operación por dos años, a la compañía Chicago Bridge & Iron (CB&I). Esta planta de procesamiento de gas natural tiene una capacidad para procesar 625 millones de pies cúbicos por día (MPCD) de gas natural y cuenta con un dueto de 34" de diámetro por 408 kilómetros de longitud, y una capacidad de producción de 4.4 millones de toneladas métricas por año (MTA) de gas natural licuado para ser exportados mediante cargueros de gas natural licuado. A continuación se muestra un esquema del dueto principal de Perú LNG vinculado con el gasoducto operado por Transportadora de Gas del Perú:
Compresl6n
enMalvlnas
J 32"
Gasoducto de PERU LNG
Figura 3.16 Gasoducto de la empresa Perú LNG S.R.L [70]
3.7.3.PROYECTO
KUNTUR TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERÚ S.A.C.
El 26 de setiembre de 2008 mediante Resolución Suprema N° 040-2008-EM, se otorgó a la empresa Kuntur Transportadora de Gas S.A.C. la Concesión de Transporte de Gas Natural por duetos de Camisea al Sur del país. El 06 de octubre de 2008 se suscribió el Contrato de Concesión del Sistema de Transporte de Gas Natural para el Sur del país, entre representantes de la empresa Kuntur Transportadora de Gas del Perú S.A.C. y el Estado Peruano. Este proyecto considera la instalación de un gasoducto para transportar gas ,, natural desde Camisea hasta las departamentos de Cusco, Puno, Arequipa y
Moquegua. El proyecto considera la instalación de un dueto principal de 1075,78 Km
de longitud y 30 pulgadas de diámetro.
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Est1dón de Compres'6n
Va!vul3 do Ocrivaci6n
Figura 3.17 Esquema del Gasoducto y sus ramales [50]
Figura 3.18 Esquema del Gasoducto y sus ramales [72]
A la fecha, se vienen realizando reuniones de trabajo para la modificación del Contrato de Concesión del Gasoducto Andino del Sur, en mérito a la Resolución Ministerial N° 493-2011-MEMIDM, que conformó la comisión encargada de
coordinar, evaluar y elaborar la modificación del contrato. En la referida modificación del contrato, se está considerando incorporar al proyecto la construcción de un dueto para transportar líquidos de gas natural, diseñado para transportar etano, desde Camisea hasta la zona del Polo Petroquímico y la construcción de dos ramales adicionales al gasoducto principal, que llegarían hasta Quillabamba y Tacna; con estas modificaciones la nueva inversión estimada es del orden de los 4,800 MUS$ (millones de dólares). Asimismo Kuntur viene manteniendo conversaciones con PETROPERÚ S.A, con el fin que la empresa estatal pueda participar del negocio teniendo en cuenta la Ley N° 29817 - "Ley que declara de necesidad pública e interés nacional la construcción y operación del sistema de transporte de hidrocarburos y la creación de un polo industrial petroquímico, con fines de seguridad energética nacional". A continuación, se muestra el área de influenza del proyecto:
Población en el Área de Influencia
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Figura 3.19 Área de Influencia del Gasoducto Andino del Sur [72]
3.7.4.DETERMINACIÓN DE LA TARIFA DE TRANSPORTE DEL DUCTO DEL SUR
El OSINERGMIN mediante la Resolución No 194-2009-0S/CD publicada el 22 de octubre de 2009 fijó las tarifas básicas iniciales de transporte del Gasoducto Andino del Sur, de acuerdo al siguiente detalle:
Tarifa Búsica Inicial
US$/mil pies cúbicos
U S$/111 i l nr'
Servicio Interrumpible GGEE
Servicio Interrumpible Otros
Tabla 3.9 Tanfa bástcas de transporte del gasoducto [69].
Asimismo, el periodo de regulación es de 12 meses contados a partir del inicio de operación del mencionado gasoducto, es preciso indicar que el proyecto a cargo de Kuntur Transportadora de Gas del Perú S.A. no tiene una fecha determinada para que entre en operación comercial, toda vez que representantes del Estado Peruano y de dicha empresa vienen negociando el Contrato de Concesión, el mismo que establece la obligatoriedad de la operación del gasoducto. De otro lado, la referida tarifa se reajustará anualmente multiplicando la tarifa vigente por la Fórmula de Actualización.
La industria petroquímica es una plataforma fundamental para el crecimiento y desarrollo de importantes cadenas industriales; la automotriz y del transporte; la electrónica; la de construcción; la de los plásticos; la de los alimentos; la de los fertilizantes; la farmacéutica y la química, entre otras. El Perú en la década de los 70, tuvo experiencia en plantas petroquímicas instaladas por la empresa Petroperú S.A., las plantas instaladas fueron la Planta Negro de Humo (15 000 Ton/año), Planta de Fertilizantes Urea (510 Ton/Año) y Amoniaco (300 Ton/Año) a partir del gas natural de la zona de Talara y Planta de Acetona (5 000 Ton/ Año). En 1992 se dio fin a la operación por la rentabilidad negativa de las plantas, las cuales no estaban con escalas adecuadas ni debidamente integradas. Con la entrada en explotación del gas natural de Camisea en el año 2 004, se abrió la posibilidad de transformar no sólo en energía este hidrocarburo, si no también en darle un mayor valor agregado, mediante la instalación de plantas petroquímicas en el país, razón por la cual el Estado Peruano se ha encargado de promover el desarrollo de dicha industria.
En diciembre del año 2 007 el Estado orientado en promover la petroquímica, mediante la Ley de Promoción para el Desarrollo de la Industria Petroquímica - Ley N° 29163 declaró de interés nacional y de necesidad pública el fomento, la promoción y el desarrollo de la Industria Petroquímica dentro del marco de un desarrollo integral y equilibrado del país y mediante el apoyo a la iniciativa privada para el desarrollo y puesta en marcha de la infraestructura técnica, administrativa, operacional y de recursos humanos, a través de complejos petroquímicos descentralizados.
Asimismo, se cuentan con diversos dispositivos legales, que se mencionan a continuación:
Decreto Supremo N° 066-2008-EM, que aprueba el Reglamento de la Ley N° 29163 (01.01.2 009). Ley N° 29690, que promueve el Desarrollo de la Industria Petroquímica Basada en el Etano y el Nodo Energético en el Sur del Perú (26.05.2 011). Ley N° 29817, que declara de necesidad pública e interés nacional la construcción y operación del sistema de transporte de hidrocarburos y la creación de un polo industrial petroquímico, con fines de seguridad energética nacional (22.12.2 011). Dentro de todo el marco normativo, Jo que busca el Estado es otorgar beneficios a los inversionistas interesados en el desarrollo de la industria petroquímica en nuestro país:
Beneficios establecidos en la Ley N° 28176, Ley de Promoción de la Inversión en Plantas de Procesamiento de Gas Natural y en su Reglamento. Suscripción de Convenios con el Estado. Estabilidad del Impuesto a la Renta. Estabilidad Tributaria. Régimen especial de depreciación. • Estabilidad Cambiaría. • Régimen de Disponibilidad de Divisas.
El Estado Peruano, bajo el amparo de la Ley N° 29163, Ley de Promoción para el Desarrollo de Industria Petroquímica, declaró como Zonas Geográficas Determinadas para la instalación de Complejos Petroquímicos de desarrollo descentralizado a las siguientes zonas:
Mediante Resolución Ministerial N° 042-2009-MEM/DM, se declaró a San Juan de Marcona, ubicada en el distrito de Marcona, provincia de Nazca y departamento de Jea. Mediante Resolución Ministerial N° 312-2009-MEM/DM, se declaró a la Zona Industrial 1-4, ubicada en el distrito de Paracas, provincia de Pisco y departamento de lea. Mediante Resolución Ministerial N° 443-2009-MEM/DM, se declaró a la Zona denominada "Lomas de Ilo" ubicada en el distrito de Algarrobal de la provincia de Ilo, en el departamento de Moquegua. • Mediante Resolución Ministerial N° 250-2012-MEM/DM, se declaró como zona geográfica determinada para la instalación de un Complejo Petroquímico de Desarrollo Descentralizado a la zona denominada "Lomas de Tarpuy, Contayani, San Andrés y Quebrada Verde" ubicado en el distrito y provincia de Islay del departamento de Arequipa .
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NITRATOS DEL.PERUfA ,
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PETROPERU·.
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Figura 4.1 Distribución Geográfica de Polos Petroquímicos en el Perú [72]
Asimismo, entiéndase por Complejo Petroquímico a un conjunto de plantas petroquímicas instaladas en una zona geográfica determinada, en la cual se obtienen sinergias productivas y logísticas que le confieren ventajas comparativas, y donde se instala la infraestructura y los servicios que responden a las necesidades de la Industria Petroquímica.
se contaron con
cuatro proyectos,
petroquímica básica e intermedia, los mismos que son:
Planta de Amoniaco-Nitrato de Amonio en Pisco (Nitratos del Perú).
Planta de Amoniaco- Úrea en San Juan de Marcona (CFI).
Planta Nitrato de Amonio (Orica).
Planta de Eltileno (Braskem- Petroperú).
Figura 4.3 Ubicación Geográfica de los Proyectos Petroquímicos [72]
4.3.1.PLANTA DE AMONIACO-NITRATO DE AMONIO (NITRATOS DEL PERÚ)
Proyecto que se ubicará en Pisco, se planea construir una Planta de Amoniaco y de Nitrato de Amonio con capacidades de 2 060 TM/día y 1 060 TM/día respectivamente, estima consumir aproximadamente 76 millones de pies cúbicos por día de gas natural. Este proyecto ya cuenta con su Estudio de Impacto Ambiental aprobado por parte del Ministerio de Energía y Minas.
4.3.2.PLANTA DE AMONIACO- ÚREA EN SAN JUAN DE MARCONA (CFI).
se ubicará en Marcena,
se planea construir una Planta
Amoniaco y de Úrea con capacidades de 2 600 TM/día y 3 850 TM/día respectivamente, estima consumir aproximadamente 99 millones de pies cúbicos por día de gas natural. Este proyecto ya cuenta con su Estudio de Impacto Ambiental
aprobado por parte del Ministerio de Energía y Minas.
4.3.3.PLANTA NITRATO DE AMONIO (ORICA)
Proyecto que se ubicar~ en Ilo, se planea construir una Planta de Nitrato de Amonio con una capacidad de 300 000 TM/año, el Ministerio de la Producción - PRODUCE viene evaluando el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto, toda vez que se trata de petroquímica final.
4.3.4.PLANTA ETILENO (BRASKEM- PETROPERÚ)
La empresa estatal Petroperú S.A. y Braskem, la mayor productora de resinas termoplásticas de América, firmaron el 24 de noviembre de 2 O11, un Memorando de Entendimiento para el análisis técnico y económico de la viabilidad de un proyecto petroquímico en Perú. La planta se ubicaría en Ilo o Matarani, y tendría una capacidad de 1,2 millones de toneladas por año de etileno y polietileno, este proyecto es distinto a los ya mencionados, toda vez que su materia prima es el etano, hidrocarburo que se requerirá en aproximadamente 80 miles de barriles por día.
4.4. SITUACIÓN DE LA PETROQUÍMICA EN AMÉRICA LATINA
4.4.1. COMPLEJOS PETROQUÍMICOS EN AMÉRICA LATINA
C0:\'1 PLE.JO
:\L\TERir\
PRI.\1;\
PETROQl'I:\IICOS
Etileno, Polietileno,
Amoniaco, Metano!
Complejo de Escolin
Etileno, Polietileno
Etileno, Propileno,
(Ana Maria Campos)
Amoniaco/Urea, Polietileno,
Refinería, Gas
Polipropileno, Otros
Complejo Morón, Complejo Anzoátegui
·Urea/Fertilizantes/Metano]
Complejo AUM
M etanol
Complejo de Luján de Cuyo
Refinería y Gas Natural
Propileno, Polipropileno
Nafta de Refinería
Complejo Dock Sud
Complejo de Bahía Blanca
Amoniaco, Urea, Etileno, Propileno PEBD, PELBD, PEAD, PELAD
Complejo de Suape
(Importación de
Etileno, Propileno, LDPE,
Polo de Camacari
Bolivia), Productos
HDPE, LLDPE,
Polipropilerío, Metano!, Úrea:
Refinería (Nafta)
Complejo de Río de
Etileno, HDPE, LLPDE,
Propano, Refinería
Polo de Sao Paulo
HDPE, Polipropileno, HDPE
Polo del Triunfo
HDPE, LLDPE, Polipropileno
Cuadro 4.1 Resumen de Petroquím1ca [25]
Figura 4.4 Ubicación de Complejos Petroquímicos en América Latina [25]
4.4.2.INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN MÉXICO
México tiene materia prima petróleo y gas natural.
• Desarrolla su industria petroquímica alrededor de Pemex y su mercado interno con proteccionismo. El Rol del Estado es decisivo para el desarrollo. Posterior ingreso del sector privado a la petroquímica secundaria y primaria asociada a Pemex. Algunos complejos y plantas tienden a ser integrados de economía y escala mundial. • Posee gran mercado interno.
4.4.3. INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN TRINIDAD Y TOBAGO
País rico en gas natural con mercado interno muy pequeño.
Buena ubicación geográfica para exportación a mercados externos.
• Desarrolla su industria petroquímica con la exportación de gas natural licuado (GNL) y mantiene su ciclo exploratorio activo mayormente con capital privado internacional. Dicho país muestra condiciones de seguridad jurídica y mercados para gestionar inversiones para producción de GNL y productos petroquímicos.
4.4.4.INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN COLOMBIA
Colombia cuenta con materia prima en líquidos y gas natural.
• La petroquímica esta poco desarrollada a pesar de tener mercado interno favorable, la guerrilla y violencia no han contribuido con el crecimiento de dicha industria. El impulso es en tomo a Ecopetrol y del Estado.
• La demanda interna de polietilenos, otros polímeros y resinas no es cubierta.
4.4.5.INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN VENEZUELA
Venezuela cuenta con abundante materia prima tanto de petróleo como de
gas natural. El desarrollo de los complejos se ejecuta bajo Pequiven e impulso del
Estado. Hay actividad privada con empresas mixtas.
Producción nacional para cubrir mayormente su mercado interno.
Industria bastante estancada por el régimen jurídico actual.
4.4.6.INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN CHILE
• No tiene producción de hidrocarburos y muy pequeña de gas natural en el sur. • Las instalaciones de polietileno se desarrollan con el impulso de ENAP y se exporta a Perú y Ecuador
Las "plantas" de metano} Gas" importado
sur son de clase mundial y con "Stranded
4.4.7.INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN BRASIL
Mercado interno muy grande.
La estructura del refino sugirió el uso local de la nafta petroquímica
fraccionada complementada con nafta importada. Para la construcción de complejos tomo como base el planeamiento nacional, reemplazo de importaciones por producción nacional, financiamiento del gobierno en condiciones favorables, política proteccionista de incentivos fiscales, importación y absorción de tecnología.
4.4.8.INDUSTRIA PETROQUÍMICA EN ARGENTINA
Se desarrolló en base a su gran disponibilidad de gas natural y petróleo a un
mercado interno relevante y exportador Planificada en base a la estatal YPF, tiene ahora su máxima expresión en el
complejo Bahía Blanca Cadena productiva ampliada
Apertura al sector privado
5. INDUSTRIA DEL METANOL
La mayor parte del metanol se produce a partir de gas natural en grandes plantas integradas de fabricación de productos químicos ubicadas en regiones donde dicho recurso es abundante, como el Golfo Pérsico, el Caribe, Sudamérica, África y Rusia. En China, en particular, la mayor parte del metanol se produce a partir de carbón. A pesar de que el metanol se consume en todo el mundo, los usuarios más importantes se encuentran en regiones con alto desarrollo industrial, como por ejemplo Europa Occidental, Norteamérica y Asia (Japón, China, Taiwán y Corea del Sur).
H2 co co2
El metanol es un hidrocarburo, compuesto por carbón, hidrógeno y oxígeno, cuya fórmula química es CH 3 0H.
Figura 5.1 Molécula del Metano) (63]
El metano! es un líquido incoloro, ligero, inflamable a temperatura ambiente que contiene menos carbono y más hidrógeno que cualquier otro combustible líquido. Es una sustancia química estable biodegradable que se produce y envía a diario a todo el mundo, que tiene numerosas aplicaciones industriales y comerciales, en las que destaca ser materia prima para la obtención del formaldehído.
5.1. PROPIEDADES FÍSICAS DEL MET ANOL
78,5 atm
0,2715 g/cm3
Factor de Compresibilidad Gravedad Específica (25 oc)
Presión de Vapor (25 °C)
127,2 mmHg
Calor Latente de Vaporización (25 °C)
37,43 kJ/mol
Capacidad de calor a presión constante (25°C)
81,08 J/mol K
Coeficiente de expansión térmica cúbica (20 °C)
0,001491 oc
Punto de Ebullición (1 atm)
64,6 oc
-97,6 oc
Presión de Vapor Reíd
Viscosidad (25 °C)
0,544 mPas
Tensión de Superficie (25 °C)
20,07mN/m
Indice refractario (25 °C)
1,32652
Conductividad térmica (25 °C)
200mW/m
Calor de Combustión Valor de calor superior ( 25 oc, 1 atm)
726,1 kJ/mol
Límites de Inflamación (en el aire)
Inferior 6,0 (v/v)% Superior 36,5 (v/v)%
Tabla 5.1 Propiedades FJSJcas del Metano) [66]
5.2. USOS DEL METANOL
El metano} es un bloque fundamental básico de síntesis química, por lo tanto es, el punto inicial de derivados primarios, secundarios y terciarios. El uso principal es la producción del formaldehído, seguida por la producción de ácido acético.
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Figura 5.2 Derivados del Formaldehído. Fuente: Elaboración Propia
5.2.l.FORMALDEHÍDO
En el año 201 O, la demanda de m etanol para la producción de formaldehído representó aproximadamente el34% de la demanda mundial [63]. El uso principal del formaldehído es como un componente de las resinas urea-formaldehído y fenol- formaldehído, que son utilizados como adhesivos en la madera enchapada, tableros de partículas, tableros de fibra

References: Resolución 
 Resolución 
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