Source: https://www.scribd.com/doc/165114921/990-AUTOR27
Timestamp: 2018-04-20 01:54:13+00:00

Document:
990_AUTOR27
EL GAS NATURAL Luis Cáceres Graziani .
of. San Borja.A.Perú Tercera Edición Luis Cáceres Graziani EL GAS NATURAL noviembre del 2002 Revisado por el autor Corporación Aceros Arequipa S.L.com.Perú Segunda Edición Luis Cáceres Graziani EL GAS NATURAL mayo del 2000 Revisada y corregida por el Comité de Administración de los Recursos para Capacitación .Primera Edición Luis Cáceres Graziani EL GAS NATURAL diciembre de 1999 Editado por Grupo S. Schell 343. Av. Miraflores E-mail: gruposrl@terra.Perú Derechos Reservados Foto carátula: Martha Acevedo .R.pe Lima .CAREC Ministerio de Energía y Minas Av.:706. Enrique Meiggs Nº 297 Callao . Luis Aldana 320. Lima .
Cáceres Graziani . Los trabajos de perforación de pozos y tendido de tuberias. hasta llegar a Pisco y luego a Lima. Sólo podremos sacarle el máximo provecho a esta fuente energética. el contenido de este libro «EL GAS NATURAL» continúa vigente. se realizan con toda actividad. si adquirimos una cultura gasífera que nos ayude a entender todas sus ventajas y lo que ello representa para el desarrollo del país.PROLOGO A LA TERCERA EDICION Ante la inminente llegada del gas natural de Camisea a la costa peruana. Luis F.
importancia. que en muchos casos. la primera es el hecho de ser auspiciada por el Ministerio de Energía y Minas y la segunda es la excelente y minuciosa labor de revisión efectuada por el Comité de Administración de los Recursos para Capacitación «CAREC». supera a la misma materia prima. Luis F. del Ministerio de Energía y Minas. Pero esta segunda edición reviste dos circunstancias muy especiales y que la enaltecen. Cáceres Graziani .PROLOGO A LA SEGUNDA EDICION Esta segunda edición del libro «El Gas Natural» mantiene vigente el objetivo de propiciar una cultura gasífera en el Perú y reiterar la importancia de la energía en todo el proceso industrial.
dentro del sector energético. Si bien se trata de explicar en la forma más simple lo esencial sobre el Gas Natural. indudablemente está latente en cada página de este libro el inmenso Yacimiento de Gas de Camisea. La energía es esencial para lograr el anhelado desarrollo industrial y su importancia supera. siderúrgico. el combustible de mayor crecimiento en el mundo por las ventajas que ofrece su uso industrial.PROLOGO A LA PRIMERA EDICION Este libro tiene como objetivo propiciar una cultura gasífera en el Perú. doméstico y como fuente generadora de electricidad. sintetizando aspectos de mayor interés que brinda este recurso como fuente de energía. a la materia prima. en muchos casos. Cáceres Graziani . tanto en lo industrial como en lo doméstico. cuya explotación contribuirá a un cambio en nuestros hábitos. Luis F. petroquímico. En la actualidad el Gas Natural es.
13 17 21 25 31 35 45 57 67 III Orígenes del Gas Natural IV Unidades de Medida en el Gas Natural V Reservas de Gas Natural – Definiciones VI Reservas de Gas Natural en el Mundo VII Reservas de Gas Natural en el Perú VIII Utilización del Gas Natural IX Protección del Medio Ambiente Anexo A Sistema legal de unidades de medida del Perú (SLUMP) Anexo B Equivalencias de las unidades de medida Anexo C Ley de promoción del desarrollo de la industria del gas natural 73 81 85 .EL GAS NATURAL INDICE CAPITULO I II Gas Natural – Generalidades ¿Qué es el Gas Natural? PAG.
Fotografía cortesía: Prom Perú .
el diesel y la electricidad. el gas natural se adapta a las necesidades modernas y por lo tanto ofrece. la generación eléctrica utilizando gas natural como fuente de energía. el carbón y las centrales hidroeléctricas. Es decir. por ejemplo en la industria del vidrio o cerámica. representa más del 20% de la energía que se consume en el mundo. Debido a su bajo costo se puede anticipar que. El gas natural es la fuente de energía más ventajosa porque. a los países que lo poseen y explotan.CAPITULO I GAS NATURAL – GENERALIDADES En la actualidad existen más de 70 países productores de gas natural que utilizan este insumo para su desarrollo industrial logrando una mayor competitividad debido a las muchas ventajas que el gas natural ofrece. en la actualidad. los generadores eléctricos que usan petróleo o carbón irán reemplazando estos insumos por gas natural. compite ventajosamente con una central hidráulica. en el uso industrial compite con el petróleo pesado (fuel oil). en el área doméstica compite con el kerosene. En la industria resulta una gran ventaja la posibilidad del “calentamiento directo” con gas natural que. además de ser un combustible limpio y de bajo costo. una ventaja competitiva importante. compite con todas las otras fuentes de energía. el gas licuado y otros combustibles y finalmente en el sector transportes compite con la gasolina y el diesel. puede utilizarse como fuente de calor directamente sobre la materia prima que está siendo procesada. Además en lo relativo a la inversión inicial. la electricidad. 13 . progresivamente. a diferencia de un sistema de vapor. En la generación eléctrica el gas compite con el petróleo. Estas ventajas del gas natural sobre otras fuentes de energía han hecho que su utilización se incremente constantemente durante los últimos veinte años de manera que.
Principales componentes del gas natural Nomenclatura Nombre Estado Natural C H 1 4 Metano Etano Propano Butano Pentano Hexano Heptano Octano gas gas gas licuable GLP gas licuable líquido gasificable líquido gasificable líquido líquido C H 2 6 C H 3 8 C H 4 10 C H 5 12 C H 6 14 C H 7 16 C H 8 18 15 .
CAPITULO II ¿QUE ES EL GAS NATURAL? El gas natural es un combustible fósil formado por un conjunto de hidrocarburos que. bióxido de carbono. en condiciones de reservorio. El principal componente del gas natural es el metano. Las impurezas que pueda contener el gas natural son fácilmente separadas por procesos físicos relativamente sencillos. Sus otros componentes son el etano. oxígeno. Se encuentra en la naturaleza como «gas natural asociado» cuando está acompañado de petróleo y como «gas natural no asociado» cuando no está acompañado de petróleo. 17 . el hexano y el heptano. A diferencia del petróleo. el gas natural no requiere de plantas de refinación para procesarlo y obtener productos comerciales. se encuentran en estado gaseoso o en disolución con el petróleo. que usualmente constituye el 80% del mismo. La denominación de estos hidrocarburos es: Metano Etano Propano Butano Pentano Hexano Heptano ( C H4 ) ( C2 H6 ) ( C3 H8 ) (C4 H10 ) (C5 H12 ) (C6 H14 ) (C7 H16 ) Octano Etileno Propileno Butileno Benceno Tolueno (C8 H18) (C2 H4 ) (C3 H6 ) (C4 H8 ) (C6 H6 ) (C7 H8 ) Generalmente contiene 1% de impurezas como son el nitrógeno. helio. el propano. vapor de agua y otras que son también de combustión limpia. el butano y otras fracciones más pesadas como el pentano.
el hexano (C6 H14). razón por la cual se transporta a presión. Cuando el gas natural contiene cantidades elevadas de LGN resulta conveniente remover algunos de sus componentes. Así como el término GLP (propano y butano) es diferente al término LGN (que se refiere a los líquidos contenidos en el gas natural). El metano tiene gran variedad de usos. existe el término GNL que se refiere al Gas Natural Licuado. 18 . pero al comprimirse su contenido energético se incrementa. pentano.A la presión atmosférica y a igualdad de volumen. asegurando así que no se condensen en la tubería y permitiendo así que el gas cumpla con las especificaciones apropiadas para su transporte y uso posterior. sea en estado gaseoso o en estado líquido (si se enfría por debajo de 42 grados Celsius). se denomina “Gas Licuado de Petróleo” (GLP) y se comercializa en balones para su utilización en cocinas. el gas natural tiene un contenido energético menor que el petróleo (mil cien veces menor). butano. calentadores y en otros usos industriales. El LGN tiene un valor comercial mayor que el gas metano. El etano puede ser convertido en etileno y constituirse en insumo para la industria química. La mezcla del propano y del butano. Es importante diferenciar entre el Gas Licuado de Petróleo (GLP) y lo que se denomina “Líquidos del Gas Natural» (LGN) que se refiere a la combinación de propano. El propano y el butano se encuentran en estado gaseoso a temperaturas y presiones normales. hexano y otros condensados presentes en el gas natural. y el heptano (C7 H16) pasan con facilidad al estado líquido y son lo que se conoce como gasolina natural o condensados. Los hidrocarburos más pesados como el pentano (C5 H12). Principalmente sirve como insumo o combustible en la actividad industrial o como combustible en las plantas térmicas generadoras de electricidad.
a muy baja temperatura pero a presión atmosférica. Una vez transportado el GNL a su lugar de destino. es sometido a un proceso criogénico* para bajar su temperatura hasta menos 161 grados Celsius para licuefactarlo y reducir su volumen en una relación de 600 a 1 con el objeto de transportarlo hacia los centros de consumo.Una tubería para el transporte del gas natural . 19 . usualmente su transporte se realiza a través de los sistemas de tuberías interconectadas dentro del territorio de un país o conectadas al sistema de otro país limítrofe. hoy en día la calidad del acero y de las soldaduras de los gasoductos ofrece mucha mayor seguridad y garantía. En el caso del gas natural es de -160 ºC. que llegan hasta las dos mil libras por pulgada cuadrada.El Gas Natural Licuado (GNL). de manera que el transporte del gas natural se realiza a presiones altas. La baja temperatura permite lograr la licuefacción de los gases. * Criogénico se define como la tecnología de baja temperatura cuyo rango empieza en -73 ºC. compuesto básicamente del gas metano.Una tubería para el transporte de los líquidos del gas natural (LGN) Las tuberías para transporte del gas natural se han ido perfeccionando a través del tiempo. Hace siglos los chinos transportaban el gas natural a través de cañas de bambú. Las instalaciones típicas de explotación de gas natural cuentan normalmente con dos tipos de tuberías que van hasta los centros de consumo: . se regasifica mediante vaporizadores. Este procedimiento resulta costoso. Sólo se transporta el 5% en buques criogénicos. No es común licuefactar el gas.
es un combustible fósil. al igual que los reservorios de petróleo. cuyo nombre proviene por la cantidad apreciable de líquidos contenidos en fase vapor en el reservorio (entre 10 a 250 barriles de líquidos por millón de pies cúbicos de gas). originando un incremento de la presión y temperatura. se parece al de una cocina donde las rocas son cocinadas lentamente. Las capas de sedimentos fueron acumulándose. lo cual convirtió la materia orgánica en compuestos de hidrógeno y oxígeno. Una vez formado el gas y el petróleo. El proceso de la formación de gas y petróleo. debido a la presión en el subsuelo. conocidos como fitoplancton y zooplancton se depositaron en el fondo del mar y fueron enterrados por sedimentos. Un conjunto de reservorios similares constituye un yacimiento. El gas y el petróleo fueron formados hace millones de años. éstos se filtraron a través de fracturas y/o el espacio poroso de las rocas. no como en un lago sino dentro de los poros de la roca. El gas natural se encuentra: (1) En los reservorios de petróleo. tal como el petróleo y el carbón. cuyo nombre proviene del bajo contenido de líquidos disueltos en el gas (menor a 10 barriles de líquidos por millón de pies cúbicos de gas) en cuyo caso se le denomina Gas No Asociado. alcanzando en algunos casos la superficie. A este gas también se le denomina Gas No Asociado. migrando hacia las partes superiores del subsuelo. donde. (2) En reservorios de gas seco. Los reservorios de gas natural.CAPITULO III ORIGENES DEL GAS NATURAL El gas natural. estos hidrocarburos quedaron atrapados. 21 . están formados por rocas porosas y permeables ubicadas en el subsuelo. a la cual se le denomina reservorio. Donde las condiciones geológicas fueron apropiadas. (3) En reservorios de gas condensado. cuando plantas y animales principalmente microscópicos. si el gas está disuelto o separado pero en contacto con el petróleo se le denomina Gas Asociado.
Los primeros en descubrir el gas natural fueron los chinos (600 a. existían tribus de indios que usaban el poder calorífico del gas para calentar alimentos y también utilizaban el petróleo para alquitranar sus sogas y aparejos. al norte del río Chira.) quienes. de J. en Nueva York. pues por el hecho de ser combustible. En el año 1500 Leonardo Da Vinci estaba desarrollando equipos de perforación similares a los utilizados hoy en día. Existe información de haberse encontrado gas natural entre los años 1400 y 1500 en las proximidades del Mar Caspio así como en la ciudad de Grenoble en Francia.C. observaron la salida de un gas combustible que lograron transportar a distancia utilizando los tallos de bambú como tubería. ubicados en la costa norte del Perú. calafatear sus naves e impermeabilizar sus vasijas y los techos de sus casas. podría haber dado lugar a acontecimientos catastróficos y caóticos que se habrían atribuido a hechos sobrenaturales. 22 . al tratar de perforar pozos de agua salada para extraer sal. siendo el Perú el primer país en iniciar esta actividad en América Latina.Se presume que el vocablo “gas” deriva del griego “chaos” que significa caos. Los griegos y los romanos conocieron de la existencia del gas natural y lo usaron para mantener la llama eterna en sus ritos religiosos. los cronistas Pedro Cieza de León y el Padre José de Acosta registraron tradiciones orales que contaban que frente a la isla de Tumbes. En los campos vecinos a Talara. se explotaba petróleo desde 1860. En los Estados Unidos de América la utilización del gas natural se remonta al año 1775 pero la historia sobre la perforación de un pozo de gas natural se fija en el año 1815. En el Perú por los años de 1400 a 1600.
El crecimiento geométrico en el orden de magnitud hace indispensable evitar errores o tergiversaciones.CAPITULO IV UNIDADES DE MEDIDA EN EL GAS NATURAL Tanto para las actividades de producción como para las de comercialización del gas natural. 25 . En este nuevo escenario mundial. es necesario utilizar un sistema de medidas que sea conocido y aceptado por todos los involucrados en tales actividades. la industria y el comercio puso en relieve la necesidad de tener un único patrón de unidades de medidas que nos permitiese comunicarnos inequívocamente. y es posible que haya más cambios por venir. Tradicionalmente las unidades utilizadas para la medición de los hidrocarburos pertenecen al sistema de medidas anglosajón de base pie – libra. la convivencia de patrones independientes de medición confunde la comunicación porque las equivalencias pueden ser inexactas y sus abreviaturas pueden referirnos al valor de otro patrón o significado. la necesidad nos impone el uso de unidades más manejables como un giga (1 G). Justamente por ello cabe aclarar que estamos viviendo un momento de transición en cuanto al uso de unidades de medida que es importante esclarecer. ya no es seguro hablar de mil millones de millones o mil billones o un trillón. un tera (1 T) o un exa (1 E). Sin embargo vemos en los últimos años que éste se está trasladando a los patrones del “Sistema internacional de unidades” (SI) de base metro – kilogramo. La globalización de la ciencia.
de tradición métrica decimal que oficializó el Sistema Internacional (SI) en 1982. tradicionalmente usuario del sistema pie – libra. sin oficializar el SI. ya sentó las políticas para la conversión de EE. todavía no manejan correctamente su lenguaje. Este “Sistema internacional de unidades” (SI).) inclusive contempla y estandariza las denominaciones. Muestra de la creciente tendencia del uso del SI en el área de los hidrocarburos. en la cual tradicionalmente predominó el sistema pie – libra. Si bien este Sistema se va universalizando también es cierto que no todos los países tienen el mismo grado de adecuación. y símbolos de las unidades propias de la medición de los hidrocarburos que no son derivadas del SI. con la promulgación de la “The Metric Act” en 1975. Por otro lado Estados Unidos de Norte América. abreviaturas. es que el metro cúbico está sustituyendo al pie cúbico y los prefijos mega (M) giga (G) y tera (T) están sustituyendo a los confusos million. el resultado en estos 25 años de trabajo es que hoy la mayor parte de la industria americana se mide y se usa en unidades SI. fue establecido en 1960 por la Convención General de Pesas y Medidas para darle uniformidad y coherencia a las mediciones pero es la Organización Internacional de Normalización – ISO quien regula detalladamente su aplicación práctica (ISO 1000 e ISO 31/0. billion y threellion americanos. Para una cabal comprensión de este libro a continuación precisamos una relación de las unidades y reglas en los que hay cambios que pueden confundir al lector: 26 . Países como el Perú por ejemplo.UU. desde las computadoras hasta los vinos.Ante esta nueva realidad el uso del “Sistema internacional de unidades” (SI) está cobrando cada día más vigencia en el ámbito mundial. etc.
(El SI señala específicamente que esta unidad no es compatible) es la energía disipada por un watt en un segundo. equivalente a 1012. En el SI un billón es igual a un millón de millones. un gramo de agua. Pie cúbico (ft3): British Thermal Unit (BTU): es el calor requerido para elevar la temperatura de una libra de agua en un grado farenheit.Metro cúbico (m3): unidad derivada SI de volumen que está sustituyendo al pie cúbico en la literatura mundial. su abreviatura en los documentos de gas en inglés es “cf” pero se prevé que muy pronto se estandarice al patrón SI como el resto de la industria. Para evitar estas confusiones la tendencia actual consagra los prefijos SI como prefijos de magnitud. y el trillón americano es igual a un millón de millones. Joule (J): Billón americano: 27 . Caloría (cal): es el calor requerido para elevar en un grado Celsius. equivalente a 1012 . es igual a mil millones que equivale a 109. Es la unidad preferida en la comercialización del gas. Es la unidad menos usada en la literatura.
equivale a 1 000 kg . así como las definiciones usuales en la industria gasífera para casos prácticos y no para cálculos de gran precisión. asimismo es necesario considerar los espacios para la separación de los miles y millones. debiendo en este caso remitirse a los manuales de ingeniería que publican las grandes empresas dedicadas a la industria gasífera. En los anexos A y B de este libro están consignadas las tablas de unidades de medida más importantes utilizadas en la producción y comercio del gas. En la actualidad la palabra “millón” se utiliza cuando se habla de dinero. cuando se trata de otras unidades se utiliza el prefijo “mega” (M) que evita las confusiones de utilizar el símbolo M como mil ó como millón o los múltiplos correspondientes.05 kg.Trillón americano: es igual a un millón de millones.1847 kg. equivale a 1012 . El trillón SI es igual a un millón de billones. Tonelada corta o tonelada americana (ton US) y equivale a 907. Se recomienda utilizar el prefijo o exponencial para evitar el error. También se encuentran las equivalencias más utilizadas. equivalente a 1018. 28 . Tonelada larga o tonelada imperial (ton UK) y equivale a 1 016. Tonelada (t): Otro aspecto que merece resaltarse es el hecho de utilizar “la coma” para separar enteros de decimales y no “el punto”.
DATOS PRACTICOS 1 millón BTU= 1 millón BTU= 1 millón BTU= 1 millón BTU= 1 millón BTU= 1 000 ft3 de gas 6.87 gal petróleo industrial 10.2 gal de G.L.P. 39 Kg antracita / bituminoso 293 kWh 29 .
CAPITULO V RESERVAS DE GAS NATURAL – DEFINICIONES Un campo de gas natural es un área que produce gas natural. las reservas pueden clasificarse en: . con razonable certeza. El Perú es miembro de ambas organizaciones. De acuerdo al grado de incertidumbre. contractuales. 31 . Con respecto a la definición de reservas de gas natural.Reservas Probadas .Reservas Posibles Las Reservas Probadas de gas natural son las cantidades -de estos hidrocarburos. Puede abarcar uno o más yacimientos e incluye también los pozos y equipos de producción que están dentro del área. Las Reservas Probables son cantidades estimadas sobre la base de las informaciones geológicas y de ingeniería obtenidas mediante métodos confiables. Las Reservas Posibles son las reservas no probadas y que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que tienen menor probabilidad de ser recuperables que las reservas probables. pero sujeta a incertidumbres técnicas. cuyo análisis sugiere la probabilidad de su existencia y recuperación futura. se utilizan aquellas propuestas y aprobadas por la SPE (Society of Petroleum Engineers) y el WPC (World Petroleum Congressess) aceptadas por casi todos los países del mundo.Reservas Probables . económicas o de regulación. que pueden ser comercialmente recuperables.estimadas sobre la base de las informaciones geológicas y de ingeniería obtenidas mediante métodos confiables que demuestran.
Se presenta a continuación una tabla de conversión de volumen Nota: todavía circula literatura que usa el símbolo cf para denominar al pie cúbico La conversión de m3 o ft3 de gas natural a barriles de petróleo equivalentes es muy utilizada en las estadísticas de energía mundial. considerándose a las reservas como el sub-conjunto recuperable comercialmente. También existe el concepto de Recurso. de una zona. o del mundo se mide en barriles de petróleo equivalentes.En un campo de gas natural pueden existir reservas probadas. Las reservas de gas natural se miden en millones de metros cúbicos o pies cúbicos. tanto la SPE como el WPC coinciden en definirlo como toda la cantidad de hidrocarburo que se encuentra originalmente en el subsuelo (in-situ). probables y posibles pero es incorrecto sumarlas entre sí porque se estaría sumando diferentes grados de incertidumbre. 32 . Usualmente la energía total de un país. pero se debe tener presente que es la conversión de la energía equivalente la que hay que considerar para fines comparativos ante varias fuentes energéticas.
Gross indica la cantidad bruta de calor generado 33 .
De acuerdo con las cifras publicadas por la revista World Oil en agosto de 1999. Por último es necesario señalar con claridad si las reservas se refieren al potencial de reservas o únicamente a las reservas probadas. las reservas probadas de gas natural en el mundo. el carbón. El primero de ellos se presenta al utilizarse la palabra trillones o billones sin indicar el exponente correspondiente o el prefijo SI.. nos encontramos con varios aspectos que pueden confundir la comparación y que están vinculados a las unidades de medida empleadas. Otro aspecto se refiere al hecho de que algunos países miden sus reservas de gas en pies cúbicos y otros en metros cúbicos. Esto corresponde a 5 149 x 1012 pies cúbicos (5 149 Tft3). las hidroeléctricas. estimadas para fines de 1998. En la comparación que se hace de las reservas de gas natural. Aproximadamente el 75% de las reservas de gas natural están compuestas por “gas no asociado”. con respecto de otras fuentes energéticas como el petróleo. Estas reservas de gas natural en el mundo equivalen a 800 x 109 barriles de petróleo (800 Gbbl). que representan las cuatro quintas partes de las reservas probadas de petróleo en el mundo. son del orden de 145 x 1012 metros cúbicos (145 Tm3).CAPITULO VI RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL MUNDO Al revisar las estadísticas referidas a las reservas de gas natural de diversos países del mundo. 35 . se utiliza el petróleo como referencia en la equivalencia energética. etc.
como se puede ver en los cuadros siguientes: También difiere la relación entre los principales consumidores que no son.Consumo energético mundial En lo referente al uso de la energía en el mundo. grandes consumidores de gas y no son grandes productores. Los 10 primeros países productores de gas difieren de los que tienen las mayores reservas de gas. todos ellos. el gas natural tiene una importante participación de 23% en el consumo energético total. necesariamente. los primeros productores del recurso. por ejemplo. Las fuentes principales de energía y sus porcentajes de participación en el consumo energético en el ámbito mundial son las siguientes: Petróleo Carbón Gas Nuclear Hidráulica 40% 27% 23% 7% 3% Estos porcentajes han sido calculados después de ser convertidos. el gas natural. los países europeos son. a barriles de petróleo equivalentes. 36 . La producción anual de gas natural es del orden de 2 158 x 109 metros cúbicos (2 158 Gm3). las hidroeléctricas y el carbón. A continuación se muestra cómo está distribuida la producción mundial de las cuatro fuentes energéticas más importantes: el petróleo.
Producción total de energía. Miles de barriles/día Petróleo Gas Carbón Nuclear Hidro y otros Total 65 039 39 916 43 395 11 718 13 142 173 210 Consumo mundial de energía. en miles de barriles de petróleo petróleo equivalente. Petróleo Carbón Gas Nuclear Hidráulica 3 122 t 2 107 t 1 795 t 546 t 234 t 40% 27% 23% 7% 3% El desarrollo gasífero en América Latina merece un análisis cuidadoso y permite establecer comparaciones que pueden ser de provecho en un plan de desarrollo de nuestro país. 38 . Se incluye a la energía nuclear que supera a la hidroeléctrica. en toneladas de combustible equivalente a 7 804 mega toneladas / año.Se muestra en estos cuadros el porcentaje de participación de cada fuente energética en los países más importantes o grupo de países. por día.
México que ocupa el primer lugar y cuya producción de gas se inició antes de 1938. . que ocupa el cuarto puesto. Colombia y últimamente Chile puede contribuir en mucho a desarrollar en el Perú un plan gasífero eficiente.Venezuela que ocupa el segundo lugar. . inició su desarrollo gasífero en la zona de la Guajira en el año 1974.El gas natural como recurso energético debe ser aprovechado prioritariamente para el desarrollo del propio país. su exportación se justifica económicamente con el tendido de gasoductos hacia países vecinos. La experiencia gasífera de México. inició su desarrollo gasífero en 1986. muy próximo a México. merece una explicación más amplia.El tercer lugar le corresponde a Argentina. 41 . . América Latina tiene una producción anual de gas del orden de 110 x 109 m3/año Los países con mayor producción de gas natural en Latinoamérica son: . Bolivia.Colombia. Argentina. por su situación de país limítrofe con el Perú y por la influencia que puede tener su red gasífera de exportación en el Mercosur. Venezuela.
Bolivia ha solicitado el tendido de una tubería a Ilo para transportar su excedente de líquidos de gas natural para colocarlo en el mercado de exportación. un alto porcentaje de este volumen es considerado probable debido a que sólo se ha perforado un pozo en cada uno de los campos y se requiere de la confirmación del volumen.1 x 1012 ft3 (19. La historia gasífera de Bolivia tiene 60 años pero el primer hecho concreto fue la construcción de un gasoducto de 530 km a la Argentina que comenzó a operar en 1972 con un contrato a 20 años pero se dio por concluido en 1992 porque las reservas de gas de Argentina se incrementaron.3 x 1012 ft3 (5. no descartándose la posibiidad del mercado peruano. unido al hecho de haber incrementado sus reservas. El esfuerzo demostrado por Bolivia para convertir en realidad la exportación de gran parte de su producción de gas natural hacia Brasil. lo que ubica a ese país en tercer lugar en Latinoamérica. Margarita. con reservas estimadas para estos 4 campos en 19. San Alberto y San Antonio (Sabalo).Bolivia poseía oficialmente para fines de 1998. Mientras tanto Bolivia firmó un contrato con Petrobrás de Brasil para construir un gasoducto de 3 150 km desde Santa Cruz a Sao Paulo a un costo de dos mil millones de dólares. Este gasoducto ha entrado en operación el 01 de julio de 1999 con una exportación inicial de 78 mega pies cúbicos por día. agosto 1999). debiendo llegar en el 2005 a los 1 000 mega pies cúbicos diarios. En la actualidad las reservas de gas natural son de 51 trillones de pies cúbicos. le restan posibilidades de exportación a nuestro gas natural. El gobierno boliviano se encuentra analizando el proyecto para llevar el gas natural a un puerto del Pacífico (Perú o Chile) e instalar una planta de 42 . Durante 1999 se efectuaron los descubrimientos de los campos Itau. Más aún.3 Tt3) (World Oil. reservas probadas de 5.1 Tft3). Bolivia podría abastecer con gas al norte de Chile.
Existen otros dos gasoductos para abastecer el norte de este mismo país.licuefacción del gas natural para convertirlo en líquido y poder transportarlo al mercado de California . 43 . en Chile.USA. Cabe observar cómo el cambio de hábitos de consumo propiciado por la difusión de una «cultura de uso masivo de gas» puede impulsar el rápido aumento de la demanda de este combustible. el país con mayor porcentaje de uso de gas dentro de su «matriz» energética. Las opciones son: el puerto de Ilo en el Perú o los puertos de Iquique y Antofagasta. Chile tiene reservas muy limitadas de gas y se ha asociado con Argentina para abastecer de gas natural a toda su zona central. De esta forma Chile está resolviendo su problema energético sin depender de las centrales hidroeléctricas que no pueden operar a plena capacidad en determinadas estaciones del año. Argentina es hoy. en el mundo.
004 x 1012 0.29 x 1012 8.14 x 1012 0.70 x 1012 Reservas en M3 0.250 Tft3). El cuadro de las reservas probadas de gas natural en el Perú.1 Tft3 y las reservas posibles son de 10. 45 . reportadas para fines de 1999. La producción de gas del noroeste se consume en esa misma zona.11 x 1012 8. Refiriéndonos a las reservas de gas natural de la zona de Talara en el noroeste. también se ha encontrado gas natural en la zona de selva.64 Tft3. diremos que se trata en un alto porcentaje de gas asociado y por lo tanto difiere del de Camisea.230 x 1012 0. En la selva peruana se extrae petróleo que posee gas asociado pero en volúmenes menores. Las reservas probables de gas natural. en Aguaytía. se puede resumir en lo siguiente: Zona Reservas en ft3 0. En ambos casos el gas natural se encuentra en explotación. referidas a fines de 1999 son de 7. cuyo volumen es significativo para la zona.16 x 1012 0.70 x 1012 pies cúbicos de gas (0.005 x 1012 0. que es un gas natural no asociado.008 x 1012 0.247 x 1012 Noroeste (Talara) Zócalo Continental Norte (Talara) Este (Aguaytía) Sureste (Camisea y otros) TOTAL : El volumen total de reservas probadas de gas natural en el Perú a fines del año 1999 es de 8. tal como se ha mencionado anteriormente.CAPITULO VII RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL PERU En el Perú existen reservas de gas natural en la zona noroeste (Talara) y en el zócalo continental de esa misma zona.
Phillips. cuando PETROPERU S. observemos que las reservas encontradas en la selva peruana desde 1970 a la fecha han acumulado más de 750 mega barriles y se espera recuperar unos 150 mega barriles adicionales de reservas probadas. el Ministerio de Energía y Minas consideró en el año 1999. Shell asociada con la Cía. en la selva sur del país. la cantidad de 8. descubrió los yacimientos de gas y condensados de San Martín. En agosto de 1988 se dio por concluida la negociación del contrato con la Cía. por lo que su valor es superior a éste. Adicionalmente. con la Compañía Shell Exploradora y Productora del Perú B.A. Entre 1983 y 1987.1 x 1012 ft3 (8. Se puede estimar.1 Tft3) y estas reservas comprenden los yacimientos de San Martín y Cashiriari.23 x 1012 m3 Líquidos de gas natural 567 mega barriles Petróleo equivalente (total) 1 918 mega barriles La historia del gas de Camisea comienza en julio de 1981. Cashiriari y Mipaya en el área de Camisea. que las reservas probadas recuperables de gas natural y de líquidos del gas natural en los yacimientos Cashiriari y San Martín de Camisea son: Gas natural 8. 52 .V.Como reservas probadas. la Cía. Shell por no llegarse a un acuerdo para la explotación del gas natural descubierto.. Sucursal del Perú. dentro de márgenes aceptables. dicho Ministerio estima unas reservas probadas de Líquidos de Gas Natural en estos dos yacimientos de 567 mega barriles. en cumplimiento del programa mínimo de trabajo y como resultado de la perforación de 06 pozos exploratorios en ambos lotes. suscribió dos contratos por los lotes 38 y 42 ubicados en la cuenca del río Ucayali. La magnitud de estas reservas de líquidos es muy significativa. Otro aspecto para tener presente es que los líquidos de los yacimientos de Camisea son hidrocarburos livianos de alta demanda y no petróleo crudo.1 x 1012 ft3 equivalente a 0.
. 53 . en aplicación del Convenio de Evaluación. por lo que el contrato quedó legalmente resuelto. y Shell Prospecting and Development (Perú) B. con lo cual completaba las obligaciones del primer período del contrato y comunicó su decisión de no continuar en el segundo período. Shell que culminaron con la firma de un Convenio de evaluación del potencial existente en los yacimientos de San Martín. Entre los años 1997 y 1998 el Consorcio Shell-Mobil perforó 03 pozos de los cuales extrajo 603 m de núcleos del subsuelo (muestras de los reservorios) con el objeto de estudiarlos. En mayo de 1996 se suscribió el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en los Lotes 88A y 88B entre PERUPETRO S. En toda el área de Camisea se cuenta con aproximadamente 3 000 km de líneas sísmicas procesadas para determinar principalmente las características estructurales del subsuelo. el Gobierno Peruano decidió reiniciar conversaciones con la Cía. En mayo de 1995. En julio de 1998 el Consorcio entregó los estudios sobre “Drenaje de los reservorios” y el “Plan inicial de desarrollo de los yacimientos”. Se ha determinado que Camisea es un conjunto de yacimientos de gas natural no asociado y que la relación entre líquidos de gas natural y gas natural es de 55 a 75 barriles por mega pies cúbicos de gas. Sucursal Peruana. Cashiriari y Mipaya. se puede apreciar que solamente los condensados podrían alcanzar un volumen similar a la producción actual de petróleo crudo del país.Luego de un período de espera de casi seis años.V. se dio comienzo a las negociaciones sobre la base del estudio de factibilidad. Esto le da mayor valor al proyecto al considerarse una reserva de líquidos con posibilidades de producir más de 100 mil barriles diarios.A. Si se tiene en cuenta que la producción de petróleo en el país es del orden de los 100 mil barriles diarios. Sucursal del Perú asociada con Mobil Exploration and Producing Peru Inc.
Por los estudios ya realizados se estima que el gas natural del Proyecto de Gas de Camisea está constituido por 80% de gas metano. A continuación se expresan algunos conceptos que tienen la finalidad de reiterar la importancia de la explotación del gas natural de Camisea en la zona de los yacimientos de Cashiriari y San Martín y todo lo que representa para el país. Los porcentajes de propano y butano y otros condensados encontrados en el gas natural de Camisea le dan mayor valor al gas natural de este yacimiento. Estos porcentajes se muestran gráficamente en la ilustración adjunta. se debe replantear algunos aspectos del desarrollo del proyecto con el fin de conseguir el mayor beneficio para el país en un proyecto de esta magnitud. es decir. se puede decir que las reservas probadas oficiales para fines de 1999 del área de Camisea. En vista de que no existen objeciones técnicas para llevar adelante la explotación del gas natural de Camisea en los yacimientos de Cashiriari y San Martín. 54 . fueron de 1 918 mega barriles de petróleo. buscando petróleo. Las pruebas efectuadas con los condensados han determinado que poseen un importante porcentaje de propano.Resumiendo. 2% de butano y 3% de pentano. el descubrimiento de nuevas reservas comercialmente explotables. 10% de etano. en energía equivalente. no han logrado obtener los resultados esperados. ésto le da un mayor valor comercial a los líquidos de gas natural. 4% de propano. El 9 de Agosto del 2000 se firmó el contrato con Pluspetrol para la explotación del gas de Camisea. butano y condensados. Las exploraciones realizadas en los últimos 30 años en el Perú. justificándose por ello el análisis cuidadoso de las decisiones que se tomen en relación con este Proyecto. Los hidrocarburos en Camisea se encuentran en el subsuelo en estado gaseoso (gas natural no asociado). prácticamente seis veces nuestras reservas actuales de petróleo.
En la tecnología de generación de electricidad mediante una turbina de ciclo simple la eficiencia es del orden del 35%. El primero se denomina de ciclo simple y en este caso el gas se quema para producir vapor y éste impulsa una turbina que es la generadora de electricidad. el etano y otros como el hexano y la gasolina natural. los gases de escape producidos por la combustión se recuperan y retornan a una caldera a vapor que a su vez genera electricidad. también comprende los líquidos de ese gas natural tales como el gas licuado de petróleo (GLP). en otras palabras hay que tener en cuenta ambos . 57 . de acuerdo a sus propias necesidades. El otro uso es en la industria que lo utiliza en hornos en general. luego los gases de la turbina escapan a la atmósfera.Líquidos del gas natural El gas natural puede utilizarse como combustible o como insumo para obtener otros productos.Gas natural . En el caso del Perú la utilización del gas natural en centrales térmicas representaría no menos del 50% de su mercado. La utilización del gas natural para el desarrollo de un país involucra no sólo el gas natural en sí.CAPITULO VIII UTILIZACION DEL GAS NATURAL El gas natural representa para la industria una fuente energética con grandes ventajas sobre otras fuentes. Como combustible su uso más generalizado es en centrales térmicas generadoras de electricidad. En caso de utilizarse la tecnología del ciclo combinado la eficiencia es de 60%. tanto por su bajo costo como por su calidad y limpieza. Para la generación de energía en centrales termoeléctricas se usan dos tipos de generadores. En ésta.
La recuperación del capital se da en un tiempo menor. 58 . hasta paralizarlas. el carbón y en algunos casos las hidroeléctricas. .La inversión inicial es menor En una central termoeléctrica a gas natural la inversión es del orden de US$ 500 por kW instalado.El tiempo de desarrollo del proyecto es menor: Desarrollar un proyecto de generación termoeléctrica demora entre seis meses a un año. En conclusión. contra una inversión no menor de US$ 1 000 por kW instalado en una central hidroeléctrica. que sí afectan a las centrales hidroeléctricas. . por su economía y limpieza. . En lo que respecta a la utilización del gas natural como fuente de calor en la industria puede señalarse que cubre un amplio campo de aplicación. .La infraestructura es mucho menor pues no se requieren carreteras de acceso. por falta de agua. pudiendo enumerarse las siguientes: . desplazando al petróleo o al carbón con ventajas económicas y ambientales.Las centrales termoeléctricas a gas natural ofrecen una serie de ventajas sobre otros sistemas de generación eléctrica.Las centrales termoeléctricas no son afectadas por las sequías.Los costos operativos son menores. mientras que la puesta en marcha de una central hidroeléctrica toma no menos de cinco años. . las centrales térmicas a gas natural son.El impacto ambiental es menor . las llamadas a desplazar a las otras fuentes energéticas tales como el petróleo. en algunos casos.
cerámica. la calefacción. reduciría notablemente las importaciones de petróleo y como ventaja adicional. lográndose así una economía que es imposible de obtener con una red a vapor que tiene que estar. media y baja temperatura. las cocinas. Dentro de los primeros están aquellos para industrias como la del cemento. Se encienden cuando se necesita. etc. toda ella. Entre los hornos de temperatura media están algunos para la producción de alimentos. etc. Esta eficiencia térmica permite mejor regulación de temperaturas e incluso regular temperaturas diferentes para puntos diferentes con lo cual se contribuye a una mejor calidad del producto y una economía energética que redunda en un menor costo. 59 . con dispositivos individuales para producir calor en el punto requerido y a la temperatura requerida. el secado de vegetales. ladrillos. La principal ventaja industrial en la utilización del gas natural sobre el vapor es su “Eficiencia Térmica” que se puede explicar por el hecho de reemplazarse las tuberías de vapor. La utilización del gas natural en los hornos de calentamiento. ofrece más ventajas que un sistema de redes a vapor. Una red de distribución de gas natural en una industria. se reduciría la contaminación ambiental. por lo que hay hornos para alta. operativa con las pérdidas de calor que se originan. Existen diversas variedades de hornos a gas que operan en función de la temperatura especificada. la industria textil y también la desalinización del agua de mar. Entre los hornos de temperatura baja se puede citar los requeridos por la industria del papel. que van a un punto de uso determinado. en lo doméstico.El empleo del gas natural para la generación de vapor en calderos está ampliamente difundido en el mundo y la conversión de un caldero a este combustible es bastante simple. que tiene la industria para diversos usos. vidrio. por aparatos individuales que producen calor directamente en el punto de uso y en el momento que se requiera.
que viene a ser un mineral de hierro reducido (liberado del oxígeno). Venezuela o Argentina. en gas de síntesis Syngas mediante un proceso de “reformación” con vapor de agua. Si nos referimos al consumo de gas natural en la fabricación del acero. el metano. 61 . Químicamente la producción del gas Syngas se realiza mediante el siguiente proceso: CH4 + H2O = CO + 3H2 En la industria siderúrgica mundial. en lo que se denomina “hierro esponja”. el sector siderúrgico representa entre el 40% y el 45% del consumo de gas natural en la industria de su país y este alto porcentaje se debe a sus plantas de hierro esponja que consumen gas natural. con el auge cada vez mayor en la utilización del horno eléctrico para la fabricación del acero. éste se emplearía para la obtención del hierro esponja en la industria siderúrgica y también en el desarrollo de la industria petroquímica. es pertinente mencionar que para producir acero se requieren básicamente dos elementos: energía y mineral de hierro. permite utilizar este gas para crear una atmósfera de reducción que convierte al mineral de hierro.En caso de utilizarse el gas natural como insumo. Resumiendo los conceptos ya emitidos con respecto a la industria siderúrgica. el hierro esponja se ha convertido en la materia prima preferida para el reemplazo de la chatarra de acero porque no contiene los “residuales” que sí tiene la chatarra. La conversión del principal componente del gas natural. en la industria de algunos países latinoamericanos que poseen este recurso natural como México. en contacto con el Syngas.
la energía requerida es carbón coquificable. Estos estudios previos consideran las posibilidades de producción de etileno a base del etanol obtenido. ésta puede continuar con la obtención de otros productos tales como: Dicloruro de etileno Polietileno Etileno glicol Oxido de etileno Urea Nitrato de amonio 62 . En cambio usando la vía horno eléctrico para producir acero.El Perú tiene grandes reservas de mineral de hierro. También se ha visto la posibilidad de obtener metanol y amoníaco. dadas las condiciones limitadas de nuestro mercado local. Obviamente con una industria petroquímica básica. que se tiene que importar. representa a su vez grandes posibilidades y en nuestro caso. aproximadamente 6 giga toneladas (6 mil millones). En lo que respecta a la utilización del gas natural de Camisea como insumo para la industria petroquímica. debemos indicar que si bien requiere de grandes inversiones. debe estar vinculada con el mercado externo. Gran parte de los productos del gas natural tendrían que ser exportados y ya se han hecho estudios preliminares para ver las posibilidades de instalación de plantas de etanol y metanol en las proximidades del puerto de exportación de Pisco. Si se utiliza la vía “alto horno” para producir acero. sólo se requiere reducir el mineral a hierro esponja y para ello la energía necesaria sería producida por el gas natural.
63 . Posteriormente a partir de la instalación de redes de transporte y distribución de gas natural. parte de la demanda de GLP será atendida con gas natural. etano y gasolina natural para combustible de motores. previo fraccionamiento. calentadores de agua. Cabe mencionar que la tendencia en Europa es obligar a los servicios de transporte público ligero a usar gas en lugar de diesel o gasolina por ser más limpio y económico. los condensados que se denominan líquidos del gas natural (LGN) se utilizan. en el primer semestre de 1999 más de cinco mil vehículos usaron el GLP como combustible. para obtener el gas licuado de petróleo (GLP). paulatinamente. Día a día el parque automotor que está utilizando GLP en vez de gasolina en el Perú se está incrementando. la recuperación de la inversión para taxis o carros repartidores puede estar entre tres a seis meses. Un renglón importante es la utilización de los líquidos del gas natural el GLP como combustible doméstico en cocinas. estufas.Sulfato de amonio Fosfato de amonio Formaldehidos Adicionalmente al gas natural. es el de los automotores que emplean el gas natural comprimido (GNC). por lo que. etc. su participación en el mercado se irá incrementando. La adecuación de los motores es sencilla y barata. Un campo de utilización del gas natural que cada día toma más auge en el mundo. En primer lugar es preciso señalar las ventajas que el GNC representa para el medio ambiente al ser un combustible limpio que no contiene plomo ni azufre.
la industria en general estarán en condiciones ventajosas para impulsar nuestro desarrollo. consecuentemente.A la fecha en Lima existen 8 estaciones de suministro de GLP para uso automotor que podrían multiplicarse en el futuro al contarse con mayor disponibilidad de GLP. utilizando el gas natural de Camisea. Todos los peruanos debemos estar convencidos de que el gas de Camisea.La regulación del caudal de suministro de gas natural constituye una ventaja sobre otras fuentes. constituye el camino para alcanzar un mejor nivel de vida. la minería. el transporte. En ciudades como Chiclayo y Trujillo también se cuenta con estaciones de servicio de este tipo para los vehículos que usan el GLP. . con un control preciso de temperatura. la generación eléctrica. cuyo manipuleo y control de inventario afecta directamente el costo del producto. La industria petroquímica. 64 . abre un sinnúmero de expectativas al país.No es necesario contar con lugares de almacenamiento como es el caso del petróleo o el carbón. la petroquímica y. se pueden enumerar los siguientes: . Resumiendo los conceptos que hacen favorable la utilización del gas natural en los procesos industriales. No hay sector de nuestra economía que no pueda ser beneficiado con el gas natural. con todas las posibilidades que ofrece. que podrán ser desarrolladas con el apoyo de recursos externos. La agricultura. la siderurgia.La flexibilidad que permite el gas natural para aplicar el calor en el punto requerido. .
lo que facilita el calentamiento por contacto directo entre la materia prima y la energía calorífica liberada por el gas en combustión. .Los equipos y quemadores de gas no son complicados y son fáciles de limpiar. no hay humo ni cenizas. .La combustión del gas natural es limpia. el gas se paga después de consumirlo..Por último. 65 .
basura. se hace necesario controlar cuidadosamente y desde su inicio. a fin de minimizar el impacto en las áreas que resulten afectadas durante su construcción y posteriormente durante su operación normal. transformación. cabe resaltar que hasta la fecha el manejo de los temas ambientales vinculados con los yacimientos de gas de Camisea ha sido efectuado con extremo cuidado. La apertura de trochas y carreteras es cuidadosamente estudiada a fin de evitar daños sobre la ecología en estas sensibles zonas de bosques tropicales. transporte y distribución.CAPITULO IX PROTECCION DEL MEDIO AMBIENTE En el caso específico de la explotación del gas de Camisea y dada la magnitud de este proyecto. explotación. aguas servidas. para proteger tanto el medio ambiente como las comunidades nativas de la zona. son meticulosamente evaluadas a fin de plantear medidas efectivas de mitigación para los lodos de perforación. la protección del medio ambiente. Por todo lo expuesto. La perforación de pozos y la construcción de plataformas y campamentos. El transporte del gas y sus condensados. El Proyecto Camisea es considerado a nivel internacional como un ejemplo destacable del enfoque medioambiental responsable de un proyecto de desarrollo en una zona sensible. 67 . con el consiguiente tendido de ductos son también cuidadosamente evaluados. etc. que son las actividades que pueden originar los mayores impactos. cumpliendo con todas las exigencias que plantean los reglamentos asi como teniendo en cuenta los lineamientos que proponen las guías ambientales en las etapas de exploración.
erosión.Dentro de las diferentes etapas del proyecto del gas de Camisea se debe tener presente los siguientes aspectos: Exploración sísmica Impacto en las vías sísmicas. comparativamente con las operaciones en la estación seca Efectos de erosión de las operaciones en laderas empinadas Efectos en la napa freática Requisitos de seguridad en caso de uso de explosivos Perforación exploratoria y de producción Ruido de la perforación Tala de árboles para plataformas de perforación: Dimensión del área Ubicación respecto a especies de vida silvestre o especies forestales únicas Drenaje. comparados con las operaciones con apoyo de helicópteros Impactos potenciales de la fuente de ondas sísmicas en el lugar Acceso al lugar y necesidades del campamento Efectos de las operaciones en épocas de lluvia. en el bosque Efectos del ruido debido a la intrusión temporal en el bosque Impactos de operaciones convencionales. consideraciones de la capa superior del suelo Construcción y dimensiones de botadero Desagüe de los campamentos y sitios de trabajo Elección de lodos de perforación y sistemas de reciclaje de lodo Transporte de productos químicos al lugar Almacenaje de productos químicos en el lugar Desecho de productos químicos y derrames Elección del apoyo para la perforación: transporte por aire compara- - 68 .
- do con construcción de caminos Planes de contingencia de derrame Planes de contingencia de “blowouts” (reventones) Operaciones de producción Desecho de lodos y todos los desperdicios de la planta (líquidos y sólidos) Contaminación del aire Ubicación de las plantas Desagües de las instalaciones Personal Dimensión y ubicación de los campamentos Manejo y desecho de aguas servidas Cacería u otras actividades que perturben la vida silvestre Tala de árboles Relaciones con los pobladores locales Suministro para el campo e instalaciones: transporte por aire comparado con transporte por río Transporte de productos químicos al lugar Impacto por la construcción de caminos y pistas de aterrizaje Almacenaje de productos químicos utilizados en la producción y transformación Niveles e intensidad de ruido Impacto del programa de producción propuesto Operaciones en época de lluvia comparadas con operaciones en estación seca Ubicación de los lugares de producción con respecto a los cursos de agua Ubicación con respecto a fauna y especies forestales únicas Efectos de sabotaje o ataque narco/terrorista Restauración de los sitios al terminar el ciclo de trabajo Efectos de hundimiento de la superficie por acción de la extracción en los reservorios 69 .
radar de vista lateral) Programas de control de deformaciones Sistemas de seguridad para prevenir y controlar la colonización espontánea 70 . estaciones de bombeo. contención y limpieza: gas natural fluidos Impacto de temblores Impacto de las rutas para mantenimiento del oleoducto Impactos sociales / culturales / ambientales en los pobladores locales Opciones de seguridad Opciones de mantenimiento - Otros Evaluación de impactos. Migración animal Especies forestales y de vida silvestre únicas Efectos de la erosión de los suelos Control de inundaciones Efectos de la colonización humana Efectos de sanidad en los centros poblados Ruido de la construcción y de las operaciones Impactos de tubería subterránea comparados con los de tubería en superficie Efectos de derrames. helipuertos. casetas de guardias.Poliducto Consideraciones para la construcción del campamento: vía del gasoducto. comparados con las necesidades y carencias de los pobladores indígenas Preparación de planes para contingencia de derrames Preparación de planes de notificación y evacuación en casos de emergencia Preparación de mapas de buena calidad utilizando imágenes aéreas (ejem. tamaño del corte.
kilogramo Es la unidad de masa (y no de peso. Unidad de Medida Magnitud Física Longitud Masa Tiempo Intensidad de corriente eléctrica Temperatura Termodinámica Intensidad Luminosa Cantidad de Materia Nombre metro kilogramo segundo ampere kelvin candela mol Símbolo m kg s A K cd mol De estas siete unidades básicas se derivan todas las otras unidades del SI. ni de fuerza) igual a la masa del prototipo internacional del kilogramo. que se conserva en Sevaes. Francia. Dada la importancia de las siete unidades básicas del SI consideramos pertinente presentar sus definiciones precisas: metro Es la longitud del trayecto recorrido en el vacío por un rayo de luz en un tiempo de 1/299 792 458 segundos.ANEXO A SISTEMA LEGAL DE UNIDADES DE MEDIDA DEL PERU (SLUMP) El Sistema legal de unidades de medida del Perú es el “Sistema internacional de unidades” (SI) que está fundado en siete unidades de base establecidas y consideradas independientes. ya que no guardan relación entre sí. 73 .
mantenida en dos conductores paralelos. Es la intensidad de una corriente eléctrica constante que. de longitud infinita. en una dirección dada. de sección circular despreciable en el vacío y a una distancia de un metro el uno del otro. Es la fracción 1/273. Es la unidad de temperatura termodinámica. Es la intensidad luminosa. ampere kelvin candela mol 74 . rectilíneos.segundo Es la duración de 9 192 631 770 períodos de la radiación correspondiente a la transición entre los dos niveles hiperfinos del estado fundamental del átomo de Cesio 133.012 kilogramos de Carbono 12.16 de la temperatura termodinámica del punto triple del agua. produce entre estos dos conductores una fuerza igual a 2 x 107 Newton por metro de longitud. Es la cantidad de sustancia de un sistema que contiene tantas entidades elementales como átomos hay en 0. de una fuente que emite una radiación monocromática de frecuencia 540 x 1012 Hertz y de la cual la intensidad radiante en esa dirección es de 1/683 watt por estereorradián.
Unidad de Medida Magnitud física Designación o nombre metro cuadrado metro cúbico kilogramo por metro cúbico metro por segundo metro por segundo al cuadrado metro al cuadrado por segundo Símbolo internacional m2 m3 kg/m3 m/s m/s2 m2/s Superficie o área Volumen Densidad Velocidad Aceleración Viscosidad cinemática Fluido de partículas ionizantes Concentración molar Densidad lineal. masa superficial Volumen específico uno por segundo mol por metro cúbico s-1 mol/m3 kilogramo por metro kg/m kilogramo por metro cuadrado metro cúbico por kilogramo kg/m2 m3/kg 75 .Unidades derivadas expresadas en términos de unidades de base del «Sistema Internacional de Unidades» Por la importancia que tiene el Sistema Internacional de Unidades (SI) se incluyen a continuación las principales unidades derivadas. expresadas en términos de las unidades de base antes mencionadas y que en una u otra forma están vinculadas a la producción del gas natural. masa lineal Densidad superficial.
Magnitud física Designación o nombre Símbolo internacional Gasto de masa. cantidad de calor Temperatura Celsius Momento de fuerza Tensión superficial Viscosidad dinámica Energía específica. trabajo. módulo de elasticidad Energía.. tensión mecánica. flujo de masa Momentum Momento de inercia Coeficiente de expansión lineal Molalidad Masa molar Volumen molar Fuerza. entalpía específica kilogramo por segundo kilogramo metro por segundo kilogramo metro cuadrado kg/s kg m/s kg m2 uno por kelvin mol por kilogramo kilogramo por mol metro cúbico por mol newton K-1 mol/kg kg/mol m 3/mol N pascal Pa joule Grado Celsius newton metro newton por metro pascal segundo J °C N-m N/m Pa.En este cuadro no están consideradas todas las unidades derivadas. peso Presión. 76 .s joule por kilogramo J/kg Nota.
de acuerdo al “Sistema internacional de unidades de medida” (SI) es el siguiente Factor por el que se Multiplica la unidad 1024 1021 1018 1015 1012 109 106 103 102 10 10-1 Prefijo Nombre yotta setta exa peta tera giga mega kilo hecto deca deci Símbolo Y Z E P T G M k h da d 77 . por ello debe tenerse en cuenta los prefijos usualmente utilizados. cuya denominación.Diferencias entre los múltiplos SI y los anglosajones Sistema internacional (SI) Un millón Un billón Un trillón 1 000 000 (106) Estados Unidos 1 000 000 (106) 1 000 000 000 (109) 1 000 000 000 000 (1012) 1 000 000 000 000 (1012) 1 000 000 000 000 000 000 (1018) Prefijos del Sistema internacional de unidades SI Las cantidades trabajadas a veces resultan demasiado pequeñas y otras veces demasiado grandes.
no coinciden con el SI. puede recurrirse a los manuales de equivalencias y símbolos que publican las grandes compañías que se dedican a la explotación del gas natural en el ámbito mundial y que son muy completos. no son la totalidad de las unidades y magnitudes que se usan en la industria del gas natural pero sí son los que usualmente se utilizan. En caso de tener que profundizar estudios sobre gas natural.Factor por el que se Multiplica la unidad 10-2 10-3 10-6 10-9 10-12 10-15 10-18 10-21 10-24 Prefijo Nombre centi mili micro nano pico femto atto zepto yocto Símbolo c m µ n p f a z y Símbolos y sus nombres Los símbolos indicados así como sus nombres. 78 . aunque. en algunos casos.
Símbolos y sus abreviaturas atm bbl BTU °C cal cf cm d °F GJ gal h J K kcal kJ km kw lóL lb Mcal t boe tce toe Yr Mcf MMcf mrdcf NGL atmósfera barriles americanos British thermal unit (Unidad de calor) grados centígrados caloría pie cúbico (ft en el SI) centímetro día grados Fahrenheit giga joule galones (con US galones americanos) hora joule kelvin kilocaloría kilo joule kilómetro kilowat litro libras (peso) Megacaloría tonelada barriles de petróleo equivalente toneladas de carbón equivalente toneladas de petróleo equivalente año miles de ft3 US (se debe usar el prefijo SI=k) millones de ft3 US (se debe usar el prefijo SI=M) billion US 109 de ft3 (se debe usar el prefijo SI=G) líquidos del gas natural (LGN) 79 .
por metro cuadrado libras por pulgada cuadrada Unidad BTU BTU BTU BTU BTU BTU BTU BTU por ft3 BTU por libra BTU por ft2 Caloría Centímetros Multiplicada por 0. se enumera a continuación las equivalencias correspondientes.ANEXO B EQUIVALENCIAS DE LAS UNIDADES DE MEDIDA Con el fin de facilitar la conversión de las diferentes unidades de medida.50 3.089 x 103 Se obtiene centímetros de mercurio pulgadas de mercurio pies de agua kg.90 10.0 29.928 x 10-4 252.899 0.5556 2.00 107.92 33.3937 Se obtiene kilo caloría libras .927 x 10-4 1 054.186 0.50 2.Pie HP hora joules kilogramos metro kilowatt hora caloría kilocaloría por metro3 kg-caloría por kg kg-caloría por metro2 joules pulgadas 81 .987 1.70 0.1012 2.000 0.00 8. por metro cuadrado libras por pulgada cuadrada atmósfera dinas por cm2 kg.712 4. Unidad Atmósfera Atmósfera Atmósfera Atmósfera Atmósfera Baria (Bar) Baria (Bar) Baria (Bar) Baria (Bar) Multiplicada por 76.333 14.2520 777.
02832 7.665 2.31 264.302 x 10-3 1 3 281 1 093.6 35.3 1 105 30.951 x 10-3 2.308 x 10-6 2.785 x 10-3 4.2046 3.6 9.968 4 183 426.Unidad Centímetros Centímetros cúbicos Centímetros cúbicos Centímetros cúbicos Dinas Ergs Galones Galones Galones Galones Hectáreas Joule Joule Joule Kilogramo Kilogramo Kilogramo caloría Kilogramo caloría Kilogramo caloría Kilogramo Metro Kg – Metro/Segundo2 Kilómetro Kilómetro Metro cúbico Metro cúbico Milla Milla Newton metro Newton Pies Pies Pie cúbico Pies cúbicos Pies cúbicos Tonelada métrica Tonelada métrica Tonelada corta US Tonelada corta US Multiplicada por 108 3.00 907.531 x 10-5 1.00 980.642 x 10-4 10-5 9.239 1.20 2 000 Se obtiene angstroms pies cúbicos yardas cúbicas galones newton BTU centímetros cúbicos pies cúbicos metros cúbicos yardas cúbicas acres BTU caloría newton metro dinas libras BTU joules kilogramo metro BTU newton pies yardas pies cúbicos galones pies metros joules dinas centímetros metros centímetros cúbicos metro cúbico galones kilogramos kibras kilogramos libras 82 .486 x 10-4 0.832 x 104 0.1337 3.2 5 280 1 609.3048 2.48 0.481 x 10-11 3 785 0.481 103 2 205.471 9.
ó 12 kft3 de gas.Central térmica.EQUIVALENCIAS PRACTICAS REFERENTES AL GAS Unidad Metros cúbicos gas BTU Pies cúbicos gas Kilo caloría Kilo caloría BTU Barril petróleo N° 6 Barril petróleo Galón petróleo Joule Barriles petróleo Tonelada carbón Toneladas carbón Multiplicado por 35 0.En una central térmica a gas de 100 MW ¿cuál es el consumo diario de gas en pies cúbicos? 83 . . (Un barril de petróleo es igual a 42 galones). . Una tonelada de carbón equivale a 27 300 ft3 de gas.001 0. .9683 252 6 000 6 megas 140 000 0. consumo de 340 m3 por tonelada producida.3 27 300 Se obtiene pies cúbicos gas pies cúbicos gas metros cúbicos gas joules BTU calorías pies cúbicos gas BTU BTU BTU galones petróleo millones BTU pies cúbicos gas Consumos Típicos de Gas (ejemplos prácticos) .Horno a carbón. consumo de 0. . ó 12 MBTU / t .Reemplazo del petróleo en hornos para utilizar gas: un barril de petróleo equivale a 6 kft3 de gas.000 948 42 27.02832 4 183 3.2 Mft3/día por MW .Planta de hierro esponja.
Una tonelada de carbón equivale a 27 300 ft3.88 4.66 7. .2 Mft3 / día. ó 230 t de carbón. EQUIVALENCIAS Barril Petróleo Tonelada Carbón Tonelada Petróleo 106 BTU 106 kcal Barril petróleo Tonelada petróleo Tonelada carbón ft3 gas m3 gas kWh 5. Para las 2 000 toneladas díarias el consumo será de 24 de Mft3 diarios de gas.En una planta de reducción directa con una producción diaria de 2 000 t de hierro esponja ¿cuál es el consumo diario de gas? Respuesta: Las plantas de reducción directa tienen un consumo de 12 000 ft3 / t de hierro esponja.8 1.7 0.14 0. Si se cambia al uso de gas ¿Cuántos ft3 de gas se consumirán? Respuesta: Un barril de petróleo equivale a 6 000 ft3 de gas.46 1 0.3 1 1. Para 100 MW el consumo diario es de 20 Mft3 de gas.65 1 27 300 725 8 000 42.3 6. Mil barriles de petróleo equivalen a 6 Mft3 diarios. 230 t de carbón equivalen a 6 Mft3 diarios. .55 42 300 1 120 12 400 84 .Un horno está consumiendo 1 000 barriles de petróleo diarios.3 10.Respuesta: El consumo estándar de gas por cada MW es de 0.21 5 800 155 1 700 27.
Glosario de términos y definiciones Cuando en la presente Ley se utilicen los términos..S. deberá entenderse por: 85 ..Nº 040-99-EM (REGLAMENTO) EL PRESIDENTE DE LA REPUBLICA POR CUANTO: EL CONGRESO DE LA REPUBLICA.ANEXO C LEY DE PROMOCION DEL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL LEY Nº 27133 CONCORDANCIAS: D. Artículo 2. fomentando la competencia y propiciando la diversificación de las fuentes energéticas que incrementen la confiabilidad en el suministro de energía y la competitividad del aparato productivo del país. Ha dado la Ley siguiente: LEY DE PROMOCION GAS NATURAL DEL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL Artículo 1. con iniciales en mayúsculas. que aparecen a continuación.Objeto de la Ley La presente Ley tiene por objeto establecer las condiciones específicas para la promoción del desarrollo de la industria del gas natural.
2. Costo del Servicio. según lo establecido en el Contrato respectivo.Costo eficiente del servicio de Red Principal ofertado por el inversionista según los procedimientos de otorgamiento del Texto Unico Ordenado.. 2.Mecanismo para garantizar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el Costo del Servicio a los Inversionistas.. 2.Comisión de Tarifas de Energía.. Garantía. Capacidad Garantizada. Se expresa normalmente en Millón de pies cúbicos por día o Millón de metros cúbicos por día.8.Capacidad de transporte por la Red Principal exigida como mínimo. (*)RECTIFICADO POR FE DE ERRATAS (1) 2. 2. según lo establecido en el contrato de compraventa respectivo. Generador(es) Eléctrico(s).Volumen de gas a transportar por unidad de tiempo.. Ley Orgánica de Hidrocarburos y Decreto Legislativo Nº 674.7. 2. Consumidor(es) Inicial(es).Contrato(s) suscrito(s) al amparo del Texto Unico Ordenado.10.Consumidores del gas natural no comprendidos en la definición del Generador Eléctrico.. la Ley Nº 26221. 2. Dicho costo incluye la inversión y los costos de operación y mantenimiento del inversionista.5. Capacidad(es) Contratada(s). 2.4.1.9..Consumidor de gas natural que participa en el Proceso de Promoción y suscribe contratos de compraventa de gas y capacidad de transporte de la Red Principal antes del otorgamiento a que se refieren los Artículos 4 y 5 de la presente Ley.3. 2.Consumidor eléctrico que destina el gas natural para la generación eléctrica... 2. CTE. Otros consumidores.2. Capacidad..6. 86 . Contrato(s).Capacidad de transporte requerida o demandada por el cliente al operador de la Red Principal..
Proceso de Promoción. se podrá efectuar según los procedimientos previstos en el Texto Unico Ordenado y el Decreto Legislativo N° 674. el fomento y desarrollo de la industria del gas natural.12. Reglamentación.. 87 . incluidas las conexiones de los Consumidores Iniciales. la distribución de gas natural por red de ductos.Texto Unico 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. y los usos industriales en el país. Artículo 3.. Artículo 4. Dicho proceso será definido en las Bases o su equivalente. el desarrollo de la infraestructura de transporte de gas y condensados. 2.Normas a las que se hace referencia en el Artículo 10 de la presente Ley. Texto Unico Ordenado. 2.Comprende a los Generadores Eléctricos y otros Consumidores que utilizan la Red Principal. el otorgamiento de derechos de explotación de reservas probadas de gas natural.11. Red Principal.Procedimientos para incentivar la suscripción de contratos de compraventa del gas natural o Capacidad de Red Principal por parte de los Consumidores Iniciales. que comprende la explotación de los yacimientos de gas. 2.Procedimientos adicionales para la explotación de reservas probadas de gas natural Adicionalmente a los procedimientos contenidos en la Ley Orgánica de Hidrocarburos. aprobado por Decreto Supremo Nº 059-96-PCM y sus normas complementarias.Declaratoria de necesidad pública Declárase de interés nacional y necesidad pública.2. 2....15.14.Red de Ductos destinada al Transporte de Gas Natural y a la Distribución en alta presión del Gas Natural. Usuarios de la Red.13...
se deberá tomar en cuenta lo siguiente: a) Garantizar el abastecimiento al mercado nacional de gas natural. se deberán establecer las medidas de promoción a los Consumidores Iniciales. Los proyectos de Red Principal adjudicados según las modalidades establecidas en el Texto Unico Ordenado podrán incluir un mecanismo para garantizar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el Costo del Servicio a los inversionistas. 6. deberá cumplir con los siguientes requisitos: a) Que sea de uso público. y. Artículo 6.Garantías a la inversión en los proyectos de Red Principal 6.2. En los contratos respectivos. Artículo 5. b) Que por lo menos el 50% (cincuenta por ciento) de la Capacidad Garantizada de los ductos esté destinado a los Generadores Eléctricos. b) Fijar un precio máximo para el gas natural en la boca de pozo y precisar los procedimientos para la aplicación de precios y/o condiciones en las ventas de gas natural. transporte de condensados y la distribución de gas por red de ductos... por un período mínimo definido en el Contrato.Otorgamiento en Concesión para el transporte de gas y/o condensados y/o distribución de gas por red de ductos Adicionalmente a los procedimientos contenidos en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.En todos los casos. Para que un proyecto de Red Principal pueda acceder a la Garantía a que se refiere el párrafo anterior. 88 . se podrá efectuar según los procedimientos contenidos en el Texto Unico Ordenado.1. el otorgamiento en Concesión para el transporte de gas.
Determinación de la Garantía por la Red Principal 7.3. 89 .4. y.c) Que promueva el desarrollo de la competencia energética. 7.6. 7.1. 6..2. El Ministerio de Energía y Minas. CONCORDANCIAS: D. a propuesta de la CTE.Nº 057-99-EM Artículo 7. 7. d) Que la relación beneficio-costo para los usuarios del servicio eléctrico que reciben energía de los sistemas eléctricos donde participan los Generadores Eléctricos sea superior a la unidad. Los Ingresos Garantizados son aquellos que se aseguran como mínimo al inversionista de Red Principal a lo largo del tiempo y están en función de la Capacidad Garantizada y de la Tarifa Base. b) La Garantía cubierta por los usuarios eléctricos mediante el cargo por Garantía por Red Principal a que se refiere el numeral 7. La Tarifa Base se determinará en función al Costo del Servicio y la Capacidad Garantizada anual de tal manera que el valor presente del flujo de ingresos anuales sea igual al Costo del Servicio.S. utilizando la tasa de descuento y el período de recuperación establecido en el Contrato. o por propia iniciativa con la opinión favorable de la CTE autorizará el otorgamiento de la Garantía a un determinado proyecto de Red Principal que cumpla con las condiciones indicadas anteriormente. Los Ingresos Garantizados anuales a que se refiere el presente artículo serán cubiertos mediante: a) Los recursos provenientes de la prestación del servicio de transporte.3. La recuperación del Costo del Servicio será garantizada a los inversionistas a través de los Ingresos Garantizados anuales.
Dicho cargo permitirá cubrir.6. La CTE incorporará periódicamente a la tarifa eléctrica en el rubro correspondiente al peaje del Sistema Principal de Transmisión Eléctrica a que se refiere el Artículo 59 del Decreto Ley N° 25844. Ley de Concesiones Eléctricas. los Ingresos Garantizados.7. de ser necesario. 8..3. Artículo 9.. Artículo 8. Mediante Decreto Supremo refrendado por el Ministro de Energía y Minas y a propuesta de la CTE. 8. Mediante Decreto Supremo refrendado por el Ministro de Energía y Minas se designará a la empresa u organismo que se encargará de recaudar el monto anual que la CTE fije para efectos de hacer efectiva la Garantía hacia el titular de la concesión de la Red Principal sujeta a la presente Ley.Del administrador de la Garantía e Inicio de la Recaudación 8. El tratamiento de los montos recaudados por efecto de la Garantía así como los procedimientos para su recaudación serán establecidos en el Reglamento.5.2. Las Tarifas Reguladas serán determinadas por la CTE de tal forma de asignar equitativamente el Costo del Servicio entre los Usuarios de la Red en proporción a las Capacidades Contratadas anuales por cada tipo de usuario. Los recursos provenientes de la prestación del servicio de transporte serán determinados en función de las Tarifas Reguladas y de las Capacidades Contratadas anuales.Regulación Tarifaria Los pliegos tarifarios para el transporte y distribución de gas natural para cada tipo de usuario y el cargo por Garantía de Red Principal serán 90 . considerando además lo señalado en el Contrato.1. se establecerá la fecha en que debe iniciarse la recaudación de la Garantía. un cargo que se denominará Garantía por Red Principal. 7.
los Contratos respectivos..Nº 040-99-EM (REGLAMENTO) Artículo 11. lo dispuesto en la Tercera Disposición Transitoria de la Ley N° 26980. las Bases. Artículo 10.. en un plazo que no excederá de 60 (sesenta) días siguientes de su vigencia. CONCORDANCIAS: D. a los tres días del mes de junio de mil novecientos noventa y nueve.regulados por la CTE tomando en cuenta lo dispuesto en la presente Ley. En Lima.S. así como los procedimientos complementarios que establezca. contados desde la publicación de la presente Ley.Prórroga de la suspensión de concesiones para centrales hidráulicas Prorrógase por 12 (doce) meses adicionales..De la Reglamentación Mediante Decreto Supremo refrendado por el Ministro de Energía y Minas se dictarán las normas y disposiciones que sean necesarias para la aplicación de lo dispuesto por esta Ley.Normas que se opongan No serán de aplicación las normas que se opongan a la presente Ley. Comuníquese al señor Presidente de la República para su promulgación. 91 . DISPOSICION COMPLEMENTARIA Unica.
i. a los tres días del mes de junio de mil novecientos noventa y nueve. Dado en la Casa de Gobierno.RICARDO MARCENARO FRERS Presidente a. en Lima. ALBERTO FUJIMORI FUJIMORI Presidente Constitucional de la República VICTOR JOY WAY ROJAS Presidente del Consejo de Ministros DANIEL HOKAMA TOKASHIKI Ministro de Energía y Minas 92 . del Congreso de la República CARLOS BLANCO OROPEZA Segundo Vicepresidente del Congreso de la República AL SEÑOR PRESIDENTE CONSTITUCIONAL DE LA REPUBLICA POR TANTO: Mando se publique y cumpla.
. Que.Apruébase el Reglamento de la Ley Nº 27133.. De conformidad con lo dispuesto en el numeral 8 del Artículo 118 de la Constitución Política del Perú y en el Artículo 10 de la Ley Nº 27133. 93 . Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural. tiene por objeto establecer las condiciones que permitan el desarrollo de la industria del gas natural. DECRETA: Artículo 1. Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural el cual consta de 16 artículos. se deben aprobar las normas reglamentarias para la aplicación de lo dispuesto en la Ley antes mencionada. fomentando la competencia y propiciando la diversificación de las fuentes energéticas. así como los mecanismos para determinar los ingresos anuales por concepto de dicha garantía.Deróganse las disposiciones que se opongan a lo establecido en el Reglamento aprobado por el presente Decreto Supremo. la mencionada Ley ha establecido un mecanismo para garantizar los ingresos anuales que retribuyan el costo del servicio de los inversionistas. Artículo 2. la Ley Nº 27133. Que.APRUEBAN REGLAMENTO DE LA LEY DE PROMOCION DEL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL DECRETO SUPREMO Nº 040-99-EM EL PRESIDENTE DE LA REPUBLICA CONSIDERANDO: Que.
ALBERTO FUJIMORI FUJIMORI Presidente Constitucional de la República DANIEL HOKAMA TOKASHIKI Ministro de Energía y Minas REGLAMENTO DE LA LEY Nº 27133 «LEY DE PROMOCION DEL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL» GLOSARIO DE TERMINOS Y DEFINICIONES Artículo 1. que aparecen a continuación deberá entenderse por: 1.1. contados a partir del 1º de marzo.Glosario de Términos y Definiciones Cuando en el presente Reglamento se utilicen los términos en singular o plural..Volumen de Gas Natural a transportar por unidad de tiempo. 1..Período de 12 meses.El presente Decreto Supremo será refrendado por el Ministro de Energía y Minas.Artículo 3.2.. a los catorce días del mes de setiembre de mil novecientos noventa y nueve. Se expresa normalmente en millón de pies cúbicos por día o millón de metros cúbicos por día.. 94 . Dado en la Casa de Gobierno. para el cual se determina la Garantía por Red Principal. Año de Cálculo. con iniciales en mayúsculas. Capacidad.
95 . Costo del Servicio..1.. 1. 1.. Concesionario. 1.Contrato suscrito al amparo del Texto Unico Ordenado.. 1. El Punto de Entrega del Transportista al Distribuidor es el “City Gate”.9. según lo establecido en el contrato respectivo.Para los fines de la Ley.4. Consumidores Iniciales.. Capacidad Garantizada. de la Ley N° 26221 “Ley Orgánica de Hidrocarburos” y del Decreto Legislativo N° 674.5.Capacidad de transporte requerida o demandada por el cliente al operador de la Red Principal.7.Capacidad de transporte por la Red Principal exigida como mínimo. 1.. Este costo será desagregado en un componente por la Red de Transporte y otro por la Red de Distribución.Punto de conexión entre la Red de Transporte y la Red de Distribución.Transportista o Distribuidor.Consumidor de Gas Natural que participa en el Proceso de Promoción y suscribe contratos de compraventa de gas y capacidad de transporte de la Red Principal antes del otorgamiento a que se refieren los Artículos 4 y 5 de la Ley.. la Conexión comprende las instalaciones desde la Red de Alta Presión hasta el Punto de Entrega de los Consumidores Iniciales.Consumidor que adquiere el Gas Natural por un volumen mayor al definido en el “Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos”. según lo establecido en el Contrato respectivo. Contrato. Conexión. según las fórmulas y procedimientos contenidos en el Contrato.3.11. 1. Consumidor Independiente. 1.8.10. 1. La Capacidad Contratada anual será determinada según se detalla en el Artículo 15 del Reglamento. Capacidad Contratada.6...Costo definido en la Ley y que incluye todos los costos involucrados en la prestación del servicio durante el Período de Recuperación. “City Gate”.
Mezcla de Hidrocarburos en estado gaseoso. los Ingresos Garantizados anuales.Empresa responsable de la operación de la Red de Distribución en la Red Principal. Será determinada por cada segmento de la Red Principal.. 1. Garantía por Red Principal.. 1.17.Los Ingresos Esperados del Servicio para el Año de Cálculo serán iguales a la suma de los ingresos esperados que cada Usuario de la Red aporta al Concesionario. 1.. Gas Natural o Gas. 1.19. Garantía.Cargo que la CTE incorporará anualmente a la tarifa eléctrica en el rubro correspondiente al peaje del Sistema Principal de Transmisión Eléctrica a que se refiere el Artículo 59 del Decreto Ley N° 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas”. Ingresos Esperados del Servicio. 1.Consumidor que destina el Gas Natural para la generación de electricidad. CTE.Mecanismo para garantizar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el Costo del Servicio a los inversionistas.14..Comisión de Tarifas de Energía. de ser necesario. Ley. Ingreso Garantizado. 1.Ley N° 27133 “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”.. Generador Eléctrico. constituida predominantemente por metano...Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas..12. los mismos que se determinarán para cada Usuario de la Red como el producto de su Tarifa Regulada por su Capacidad Contratada..13. 1. Dicho cargo permitirá cubrir.16. Distribuidor. 1. 1.Determinado como el producto de la Capacidad Garantizada por la Tarifa Base.20.1.21.. DGH. 96 .18.15.
30.22. distintos a los Generadores Eléctricos...Monto anual establecido por la CTE según el Decreto Ley N° 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas”. 1.29.23. 1.Consumidores del Gas Natural no comprendidos en la definición del Generador Eléctrico.Organismo Supervisor de la Inversión en Energía. MEM.. 1. 1.Lapso no mayor al Período de Recuperación durante el cual se aplica la Garantía otorgada por la Ley. 97 . Para fines del presente Reglamento. Período de Recuperación.1. Proceso de Promoción. para la recuperación del Costo del Servicio..Empresa Estatal de Derecho Privado del Sector Energía y Minas creada por la Ley N° 26221 “Ley Orgánica de Hidrocarburos”.Ministerio de Energía y Minas.. para compensar el uso del SPT. OSINERG.Proceso para incentivar la suscripción de contratos de compraventa o suministro de Gas Natural o Capacidad de Red Principal.27.El Período Tarifario es el lapso durante el cual rigen las Tarifas Reguladas por el uso de la Red Principal y se inicia el 1º de mayo del año que corresponda. Período de Garantía. Entra en vigencia el 1º de mayo de cada año.26.25. Otros Consumidores. a los distribuidores. 1. 1.. PERUPETRO. 1. Período Tarifario.24.. 1. comercializadores y otras empresas autorizadas para comprar el Gas Natural directamente del Productor.El Período de Recuperación es el plazo establecido en el Contrato para que el Concesionario recupere el Costo del Servicio.28.. Peaje por Conexión al SPT. se considerará dentro del rubro de los Otros Consumidores..
Red Principal.35.36. “boca de pozo” y “punto de fiscalización de la producción” como equivalentes. Para los fines de la Ley. el Reglamento y el Contrato. 1. 98 . 1.. constituyendo así el punto de inicio de la Red Principal. el Punto de Entrega es el “City Gate”...32. Para los fines de la Ley.1.El presente dispositivo legal. incluidas las Conexiones. Red de Alta Presión.Red de ductos destinada al transporte de Gas Natural y a la distribución en la Red de Alta Presión. Punto de Recepción.38.31. la Red de Distribución comprende la Red de Alta Presión y las Conexiones.. se considerará los términos Punto de Recepción. En el caso del concesionario de distribución operando como un usuario de la Red de Transporte.Contratista a quién se ha otorgado derechos de explotación de reservas probadas de Gas Natural. Red de Transporte. 1. o los.Red de distribución de Gas Natural que opera a presiones normalmente superiores a la del consumo del Gas Natural y que es determinada en el Contrato. 1. Red de Distribución.Red de ductos dedicados al transporte del Gas Natural desde el Punto de Recepción hasta los Puntos de Entrega de los Consumidores Iniciales ubicados fuera del área de concesión de distribución y los Puntos de Entrega a los concesionarios de distribución..34.Lugar en que el Productor entrega al Transportista el Gas Natural requerido por los Usuarios de la Red.. Reglamento.33. 1. Está constituida por la Red de Transporte y la Red de Distribución. 1.Red de ductos dedicados a la distribución del Gas Natural desde el. “City Gate” hasta los Puntos de Entrega establecidos en el Contrato.. Productor. según el Artículo 4 de la Ley. ubicadas dentro del área de concesión.. Punto de Entrega.37. 1.Lugar en que el Concesionario entrega el Gas Natural al Usuario de la Red.
42.Tasa establecida en el Contrato y utilizada para poner en valor real los ingresos esperados y garantizados del Concesionario.Comprende a los Generadores Eléctricos y Otros Consumidores que utilizan la Red Principal.Tarifa máxima por el uso del servicio de transporte de la Red Principal fijada por la CTE de acuerdo con lo señalado en la Ley y en el Artículo 11 del Reglamento.40.. Los consumidores del Gas Natural para ser considerados como Usuarios de la Red.Suma de flujos de Capacidades o de ingresos expresados en valor actual..46. 1. 1. 1..47. Tasa de Interés.45..39... 1. 1. 1. Tasa de Descuento.Empresa responsable de la operación de la Red de Transporte en la Red Principal.. Tarifa Base. 1.1.Sistema Principal de Transmisión Eléctrica definido en el Decreto Ley N° 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas”. Usuarios de la Red. aprobado por Decreto Supremo N° 059-96-PCM y sus normas complementarias. considerando la Tasa de Descuento y el Período de cálculo.Texto Unico 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.43. deberán reunir los requisitos para calificar como Consumidor Independiente.48. 1. Texto Unico Ordenado. 1. Valor Presente.Tasa establecida en el Contrato y utilizada para poner en Valor Presente los ingresos o las Capacidades futuras. Transportista.. La Tarifa Base será determinada según se detalla en el Artículo 8 del Reglamento.44..Tarifa empleada para determinar los Ingresos Garantizados anuales a partir de las Capacidades Garantizadas anuales. Tarifa Regulada.41. Usuario Eléctrico. SPT..Consumidor de electricidad. 99 .
Del Precio Máximo del Gas Natural en el Punto de Recepción y de las Condiciones de Aplicación. Artículo 3. cuando las reservas probadas del Productor alcancen para abastecer la demanda futura. De acuerdo con lo dispuesto en el inciso b) del Artículo 4 y el último párrafo del Artículo 5 de la Ley: 3.1 Se considera garantizado el abastecimiento de Gas Natural al mercado nacional.DE LA EXPLOTACION DE LAS RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL Artículo 2. 2.Del Abastecimiento al Mercado Nacional De acuerdo con lo dispuesto en el inciso a) del Artículo 4 de la Ley: 2. 100 . deberá especificar el precio del Gas Natural en el Punto de Recepción. 2. el cual no podrá ser menor a un horizonte permanente de 20 años..3 El Contrato establecerá los procedimientos para supervisar el cumplimiento del presente artículo.2 Si el mercado nacional de Gas Natural es abastecido por varios productores. determinada según lo señalado en el Contrato.. El Productor podrá incrementar sus reservas adicionando las obtenidas en nuevos yacimientos. la demanda futura asociada al Productor será determinada en proporción directa de las reservas probadas del campo que opera con respecto de la suma de las reservas probadas de todos los campos otorgados por PERUPETRO.1 El Contrato de otorgamiento de derechos de explotación de las reservas probadas de Gas Natural. para un Período mínimo definido en el Contrato de otorgamiento de derechos de explotación de las reservas probadas de Gas Natural.
deberán ser elevados a escritura pública. Transportista..Medidas de promoción a los Consumidores Iniciales. PERUPETRO. c) Queda prohibida la exigencia de confidencialidad. no se podrá aplicar condiciones desiguales para prestaciones equivalentes. que coloquen a unos competidores en situación desventajosa frente a otros. y que el Productor. señaladas en el Artículo 4 del Reglamento. así como el servicio de transporte y distribución de Gas Natural. suscritos por el Usuario de la Red.3. Distribuidor y comercializador estará obligado a contemplar en sus respectivos contratos: a) En las relaciones comerciales por la compraventa o suministro de Gas Natural y por el servicio de transporte y distribución de Gas Natural. 3. OSINERG y CTE. b) Para los consumidores que no son Consumidores Iniciales. no serán tomadas en cuenta para la aplicación de lo dispuesto en el acápite anterior. a más tardar 15 días después de su suscripción. DE LAS MEDIDAS DE PROMOCION A LOS CONSUMIDORES INICIALES Artículo 4. De acuerdo con lo dispuesto en el último párrafo del Artículo 5 de la Ley: 101 . Copias de estos contratos deberán ser entregadas por el Productor o Concesionario a la DGH. Dichas entidades no estarán obligadas a guardar confidencialidad sobre los contratos o la información suministrada en ellos. las medidas de promoción a los Consumidores Iniciales.3 Los contratos de compraventa o de suministro de Gas Natural así como los contratos de servicio de transporte y distribución de Gas Natural.2 El Contrato deberá incluir los siguientes criterios y principios que rigen la compraventa o suministro de Gas Natural. Ningún cliente podrá ser sancionado o penalizado por divulgar parte o la totalidad de su contrato.
Adicionalmente..1 En el contrato de compraventa o de suministro de Gas Natural y en el de servicio de Red Principal a los Consumidores Iniciales. Las facturas por la compraventa o suministro de Gas Natural deberán expresar separadamente.4. c) Otras señaladas expresamente en los Contratos. b) Mayores plazos para la recuperación de los volúmenes de Gas Natural pre-pagados (Períodos de “Make Up” y “Carry Forward”). deberá incluirse una o más de las siguientes medidas de promoción: a) Descuentos en el precio del Gas Natural en el Punto de Recepción. entre otros. 4. DE LA COMERCIALIZACION DEL GAS NATURAL Artículo 5. Las prórrogas de los contratos no prorrogan las cláusulas sobre las medidas de promoción que estos contengan.2 Los Usuarios de la Red que adquieran el Gas Natural al Productor lo deberán hacer en el Punto de Recepción. los costos relacionados con el precio del Gas Natural. el servicio de transporte.1 La compraventa o suministro de Gas Natural será efectuado según lo establecido en las leyes y reglamentos aplicables.2 Las medidas de promoción no serán materia de renovación y estarán vigentes por el plazo de duración del contrato.Comercialización del Gas Natural 5. 102 . el servicio de distribución y comercialización. los Usuarios de la Red estarán obligados a suscribir los contratos por el uso de la Red Principal. según corresponda. 5.
4 El precio del Gas Natural requerido para la operación de la Red Principal será igual al precio promedio de las ventas de Gas Natural en el Punto de Recepción.1 Se entenderá por uso público. es igual al cociente de la suma de la proyección de las demandas máximas anuales utilizadas por los Generadores Eléctricos dividido entre la suma de las Capacidades Garantizadas anuales del gasoducto.Requisitos para acceder a la Garantía de Red Principal Para efectos de lo señalado en el Artículo 6 de la Ley. 5. la evaluación de los requisitos para acceder a la Garantía considerará lo siguiente: 6. la utilización de la Red Principal para uso colectivo. La red de ductos no será considerada de Uso Público cuando más del 33% de su uso esté destinado a clientes con vinculación económica directa o indirecta con el Transportista o Distribuidor.3 El Gas Natural requerido para la operación de la Red Principal será de cargo del Concesionario. 103 .5. 6. determinado según lo señalado en el Contrato. en el Período de Recuperación.2 El porcentaje de uso de la Capacidad Garantizada del gasoducto por parte de los Generadores Eléctricos.3 La autorización y otorgamiento de la Garantía para un proyecto de Red Principal dada por el MEM no será materia de revisión. DEL ACCESO A LA GARANTIA PARA EL DESARROLLO DE RED PRINCIPAL Artículo 6. Dicho cargo se encuentra contenido dentro del Costo del Servicio.. 6.
2 El monto de la Garantía por Red Principal será determinado con el objeto de cubrir el Ingreso Garantizado anual en el Año de Cálculo.Ingresos Garantizados al Concesionario de la Red Principal 7..Determinación de la Tarifa Base 8. y La Garantía por Red Principal. La Capacidad Garantizada Total se determina según lo establecido en el numeral 10.1 La Capacidad Garantizada anual será especificada en el Contrato para cada año del Período de Recuperación. 7. 8. de acuerdo con los plazos y condiciones fijados en el Contrato. El Concesionario de la Red Principal tendrá un Ingreso Garantizado anual igual al producto de la Capacidad Garantizada anual por la Tarifa Base correspondiente.DE LA GARANTIA AL CONCESIONARIO DE LA RED PRINCIPAL Artículo 7. DE LAS TARIFAS BASE DE LA RED PRINCIPAL Artículo 8..2 De acuerdo con lo señalado en el Artículo 7 de la Ley. Dicho ingreso será pagado mediante el aporte de: a) b) c) Los Generadores Eléctricos.1 La Tarifa Base se determinará independientemente para los segmentos de la Red Principal denominados Red de Transporte y Red de Distribución. 104 . Los Otros Consumidores. la Tarifa Base de cada segmento será igual al cociente entre el Costo del Servicio del segmento de la Red Principal y la Capacidad Garantizada Total del segmento correspondiente.1 del Reglamento.
1 El Costo del Servicio de la Red Principal será el monto ofertado por el Concesionario.Determinación de la Capacidad Garantizada Total 10. considerando la Tasa de Interés fijada en el Contrato.3 La Tarifa Base y su fórmula de actualización será fijada cada año por la CTE y entrará en vigencia el 1 de mayo. 9. el Contrato deberá prever lo necesario para desagregar el Costo del Servicio en cada uno de dichos segmentos. 9.. La fórmula de actualización deberá permitir mantener el valor de la Tarifa Base.2 En caso que la Red Principal incluya los segmentos denominados Red de Transporte y Red de Distribución. considerando el Período de Recuperación. con vigencia a la fecha señalada en el Contrato respectivo. y la Tasa de Descuento fijada en el Contrato.3 En caso que se efectuaran pagos al Concesionario con anterioridad a la puesta en operación comercial de la Red Principal. 10..Determinación del Costo del Servicio 9. Artículo 10. dichos pagos podrán ser descontados del Costo del Servicio.1 La Capacidad Garantizada Total es igual al Valor Presente del flujo de Capacidades Garantizadas anuales.4 El Costo del Servicio será actualizado al inicio de cada Año de Cálculo. Artículo 9. de acuerdo con las fórmulas de actualización y parámetros definidos en el Contrato respectivo.2 El Período de Recuperación se inicia en la fecha de puesta en operación comercial de la Red Principal y no podrá ser inferior a 20 ni superior a 30 años. 9. 105 .8.
1 El número de años del Período Tarifario será fijado por la CTE con 2 años de anticipación a su entrada en vigencia y no podrá ser menor de 2 ni mayor de 4 años. Para el primer Período Tarifario el Período de cálculo de los Valores Presentes será el Período de Recuperación. De no ser fijado en el plazo respectivo. las Tarifas Reguladas para la Red Principal serán determinadas por la CTE para cada Período Tarifario.2 De acuerdo con lo previsto en los Artículos 7 y 9 de la Ley. b) La Tarifa Regulada para los Otros Consumidores será igual al cociente del Valor Presente de los Ingresos Garantizados anuales entre el Valor Presente de las proyecciones de las Capacidades Contratadas anuales. los cálculos de la Tarifa Base. las Tarifas Reguladas y la Garantía por Red Principal. de ser necesario.. 11. Ambos Valores Presentes se calcularán para el Período comprendido entre el inicio del Período Tarifario para el cual se está calculando las Tarifas Reguladas y el término del Período de Recuperación. el Período Tarifario será de 2 años. 106 . fecha de inicio del Período Tarifario y definición de la Tarifa Base. y para ajustar. la CTE definirá el procedimiento para compatibilizar esta falta de coincidencia de fechas.Tarifas Reguladas por el uso de la Red Principal en el Período Tarifario 11.3 De no coincidir el inicio del Período de Recuperación con el 1º de mayo. En dicha determinación se considerará lo siguiente: a) La Tarifa Regulada para los Generadores Eléctricos será igual a la Tarifa Base.DE LAS TARIFAS REGULADAS POR EL USO DE LA RED PRINCIPAL Artículo 11. 11.
se extingue cuando. según sea el caso. en el siguiente Año de Cálculo. dicha diferencia será incorporada como crédito o débito. para cada segmento de la Red Principal.11. 12. 12. menos los Ingresos Esperados del Servicio del año.3 Si el monto de la Garantía por Red Principal resultara negativo. entre otras. fuera diferente al valor determinado al inicio del Año de Cálculo..4 La Garantía. En el caso de la Red de Transporte esta disposición se aplicará únicamente mientras dure el Período de Garantía. 12.2 Si al finalizar el Año de Cálculo. la Garantía por Red Principal.4 La Tarifa Regulada será independiente de la distancia a lo largo de la Red Principal. las variaciones en la Tarifa Base.5 La CTE expresará las Tarifas Reguladas como cargos mensuales empleando la Tasa de Descuento. prevista como la diferencia entre el Ingreso Garantizado anual a que se refiere el Artículo 7. en el tipo de cambio y en el índice de precios al por mayor.1 Al inicio de cada Año de Cálculo la CTE determinará la Garantía por Red Principal la cuál será igual a la diferencia entre el Ingreso Garantizado anual a que se refiere el Artículo 7. la situación descrita en el numeral anterior se presentara por: 107 . 11. y establecerá la fórmula de actualización de las Tarifas Reguladas. y se aplicará dentro del Período Tarifario. dicho monto se considerará igual a cero.Garantía por Red Principal 12. y el estimado de los Ingresos Esperados del Servicio en el Año de Cálculo que se inicia. a partir del quinto año de operación de la Red Principal. DE LA GARANTIA POR RED PRINCIPAL Artículo 12. La fórmula de actualización podrá tomar en cuenta.
según lo señalado en el Artículo 12 del Reglamento. Para efectos de la evaluación de la Garantía por Red Principal se asumirá que dichos ingresos son iguales a los Ingresos Esperados del Servicio.. será publicado conjuntamente con el Peaje por Conexión al SPT antes del 15 de abril y entrará en vigencia el 1 de mayo de cada año.. 12.2 El cargo de Garantía por Red Principal será pagado mensual- 108 .5 La CTE definirá los mecanismos para compensar las diferencias que pudieran producirse en la evaluación de la Garantía por Red Principal según lo señalado en el numeral 12. DE LA RECAUDACION Y PAGO DE LA GARANTÍA Artículo 14.a) b) Tres (3) Años de Cálculo consecutivos. o Tres (3) años durante cinco (5) Años de Cálculo consecutivos. INGRESOS DEL CONCESIONARIO DE LA RED PRINCIPAL Artículo 13.Ingresos del Concesionario de la Red Principal El Concesionario tendrá dos fuentes de ingresos: a) Los ingresos provenientes por la prestación del servicio de Red Principal aplicando como máximo las Tarifas Reguladas por la CTE.1 El cargo de Garantía por Red Principal a que se refiere el Artículo 12 del Reglamento. y b) Los ingresos por la garantía.2.De la recaudación y pago de la Garantía 14. 14.
3 La Empresa Recaudadora será la empresa integrante del Comité de Operación Económica de Sistema (COES). 14. pagará mensualmente la Garantía por Red Principal al Concesionario. El Contrato establecerá la moneda y las condiciones en que se calcularán los Ingresos Garantizados.. incluyendo el mes del cálculo. para lo cual la CTE considerará el tipo de cambio pertinente al momento de efectuar los cálculos y los ajustes necesarios en las fórmulas de actualización. DIVERSAS DISPOSICIONES Artículo 15. el cargo de Garantía por Red Principal. la Capacidad Contratada anual de cada Usuario de la Red será obtenida como el mayor valor entre: a) Su Capacidad contratada para el Período de un año. c) La demanda máxima mensual será determinada como el mayor valor registrado de las demandas máximas diarias en el mes de cálculo.Capacidad Contratada y Demanda Máxima 15. 14. de los generadores eléctricos. encargada de recaudar.1 Para la determinación de la Garantía por Red Principal.4 La Empresa Recaudadora.5 El pago de la Garantía se efectuará en moneda nacional. 14. según las mismas reglas que se aplican para el pago del Peaje por Conexión al SPT. determinada como el promedio de las seis (6) más altas demandas máximas mensuales de los últimos doce (12) meses. y b) Su demanda máxima anual. 109 .mente por todos los generadores eléctricos a la Empresa Recaudadora.
será igual a la Tarifa Regulada calculada en función de la distancia transportada.1 El Período de Garantía dado en la Ley. será igual a la Tarifa Base. termina cuando: a) El tiempo de operación de la Red Principal sobrepasa el Período de Recuperación. 16. Artículo 16. 15. y hasta la terminación del Período de Recuperación. y hasta la terminación del Período de Recuperación. El Período de cuatro horas será revisado por la CTE después del tercer Período Tarifario.2 La demanda máxima diaria será igual a la mayor Capacidad promedio utilizada en cada Período de cuatro horas consecutivas contabilizado entre las 0 y las 24 horas. o. b) Se produce lo previsto en el Artículo 12º del Reglamento. o. 110 . 16..2 Las tarifas máximas aplicables a los diferentes usuarios por el uso de la Red de Distribución una vez concluido el Período de la Garantía.15.Normas aplicables al finalizar el Período de Garantía 16.3 Las tarifas máximas aplicables a los diferentes usuarios por el uso de la Red de Transporte una vez concluido el Período de la Garantía.3 La demanda máxima anual de cada segmento de la Red Principal será igual a la suma de las demandas máximas anuales de cada uno de los Usuarios de la Red. de tal forma que los ingresos esperados resulten iguales a los que se hubieran obtenido con una Tarifa Regulada única igual a la Tarifa Base. c) Existe renuncia expresa a la Garantía por parte del Concesionario según lo previsto en el Contrato.
R. Miraflores Telefax: 242-2731 / 242-4029 E-mail: gruposrl@terra.Grupo S.pe LIMA-PERU .com.L. Schell 343 Of. 706.
Densidad y Gravedad Específica del Gas Natural
10770-23121-1-SM (1)
415compendio_cultivo_yuca.pdf
44_tracolap 7-10FIN
Pres Conv Democracia v Zla
cultivo_yuca.pdf
matheusfreddy.pdf
Ingeniería Aplicada de Yacimientos PetrolíferosM
0645381_A8
a01v73n150
0645381_A10
3era Ja 2 Parte_licit 508_11
144760094 Perforacion Hidraulica Rotatoria
86082911-Perforacion-Rotatoria
32468012 Componentes de Un Equipo de Perforacion
0645381_A9
Curso Diseño Pozo

References: Artículo 2
 Artículo 1
 Artículo 3
 Artículo 4
 Artículo 10
 Artículo 6
 Artículo 5
 Artículo 7
 Artículo 59
 Artículo 9
 Artículo 8
 Artículo 11
 Artículo 10
 Artículo 118
 Artículo 10
 Artículo 1
 Artículo 2
 Artículo 1
 Artículo 15
 Artículo 59
 Artículo 4
 Artículo 11
 Artículo 8
 Artículo 3
 Artículo 4
 Artículo 5
 Artículo 2
 Artículo 4
 Artículo 4
 Artículo 4
 Artículo 5
 Artículo 5
 Artículo 6
 Artículo 6
 Artículo 7
 Artículo 8
 Artículo 7
 Artículo 10
 Artículo 9
 Artículo 11
 Artículo 7
 Artículo 7
 Artículo 12
 Artículo 12
 Artículo 14
 Artículo 13
 Artículo 12
 Artículo 15
 Artículo 16
 Artículo 12