MASIFICACION GAS NATURAL EN PERU III.
Gasoductos Virtuales con GNL
Por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana
Ingenieros Químicos (UNI-Perú) M.S.in ChE (University of Wisconsin Madison y University of Illinois at Urbana Champaigne)
www.ssecoconsulting.com
INTRODUCCION
Este desarrolló corresponderá al último tópico del capítulo 21 a llamarse Comercialización Local de Gas Natural en el Libro Texto que los autores están terminando de escribir: Ingeniería de procesos en la industria de gas natural y condensados a ser publicado en el verano del 2020 (estamos retrasados) y se debió publicar al final de esta serie de artículos.
Sin embargo, la comercialización local del Gas Natural frente a su natural competidor el Gas Licuado de Petróleo se ha vuelto crítica y está causando serios problemas a los comercializadores en el año 2018.
En este artículo se revisa el período entre la implantación del GNC y el GNV hasta las Licitaciones que conllevaron el ingreso de Gases del Pacífico y de Fenosa al Perú para comercializar GNL en el Norte y Sur del Perú respectivamente.
Se recuerda que los tópicos a desarrollar son
GASODUcTOS VIRTUALES con gas natural licuefactado (gnl)
¿Qué es el Gas Natural Licuefactado – GNL?
El gas natural tratado se enfría hasta aproximadamente -161 °C, que es la temperatura a la cual el metano - su componente principal -
se convierte a forma líquida.
El proceso de licuefacción es similar al de refrigeración común: se comprimen los gases refrigerantes produciendo líquidos fríos, tales como propano, etano / etileno, metano, nitrógeno o mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural.
De este modo, el gas natural se enfría hasta el punto en que se convierte en líquido denominado Gas Natural Licuado / Licuefactado (GNL). Una vez que el gas ha sido licuado se somete a un proceso de Joule Thompson o expansión con extracción de trabajo para poderlo almacenar a presión atmosférica. El GNL producido se almacena en tanques especiales para ser luego transportado en medios de transporte especiales.
¿Porque utilizar el GNL?:
Cuando hay poblaciones retiradas de los gasoductos y la demanda de gas no justifica económicamente la construcción del gasoducto o
el transporte de GNC, se puede utilizar el sistema de GNL.
También se ha utilizado en algunos países cuando se quiere ir creando la cultura del gas o polos de desarrollo, mientras se construye la red nacional de gasoductos.
Extensión de la Cadena de Suministro de GNL
Si se emplea LNG la cadena de suministro del gas natural se extiende aguas abajo tal como se muestra en al Figura No.1
Este desarrolló corresponderá al último tópico del capítulo 21 a llamarse Comercialización Local de Gas Natural en el Libro Texto que los autores están terminando de escribir: Ingeniería de procesos en la industria de gas natural y condensados a ser publicado en el verano del 2020 (estamos retrasados) y se debió publicar al final de esta serie de artículos.
Sin embargo, la comercialización local del Gas Natural frente a su natural competidor el Gas Licuado de Petróleo se ha vuelto crítica y está causando serios problemas a los comercializadores en el año 2018.
En este artículo se revisa el período entre la implantación del GNC y el GNV hasta las Licitaciones que conllevaron el ingreso de Gases del Pacífico y de Fenosa al Perú para comercializar GNL en el Norte y Sur del Perú respectivamente.
Se recuerda que los tópicos a desarrollar son
- Propiedades de los combustibles líquidos y gaseosos de uso vehicular. (Ver https://www.ssecoconsulting.com/masificacion-gas-natural-peru-2018--parte-i.html)
- Implantación de Gas Natural de Camisea y primeros desarrollos de GNC en Perú (Ver https://www.ssecoconsulting.com/masificacion-gas-natural-en-peru-ii.html)
- Gasoductos Virtuales con GNL
- Proyectos de transporte terrestre y distribución de gas natural al sur
- Proyecto de transporte terrestre y distribución de gas natural al norte
- Problemática de la comercialización local del gas natural al 2018. (Ver https://www.ssecoconsulting.com/masificacioacuten-gas-natural-peruacute-iii.html)
GASODUcTOS VIRTUALES con gas natural licuefactado (gnl)
¿Qué es el Gas Natural Licuefactado – GNL?
El gas natural tratado se enfría hasta aproximadamente -161 °C, que es la temperatura a la cual el metano - su componente principal -
se convierte a forma líquida.
El proceso de licuefacción es similar al de refrigeración común: se comprimen los gases refrigerantes produciendo líquidos fríos, tales como propano, etano / etileno, metano, nitrógeno o mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural.
De este modo, el gas natural se enfría hasta el punto en que se convierte en líquido denominado Gas Natural Licuado / Licuefactado (GNL). Una vez que el gas ha sido licuado se somete a un proceso de Joule Thompson o expansión con extracción de trabajo para poderlo almacenar a presión atmosférica. El GNL producido se almacena en tanques especiales para ser luego transportado en medios de transporte especiales.
¿Porque utilizar el GNL?:
Cuando hay poblaciones retiradas de los gasoductos y la demanda de gas no justifica económicamente la construcción del gasoducto o
el transporte de GNC, se puede utilizar el sistema de GNL.
También se ha utilizado en algunos países cuando se quiere ir creando la cultura del gas o polos de desarrollo, mientras se construye la red nacional de gasoductos.
Extensión de la Cadena de Suministro de GNL
Si se emplea LNG la cadena de suministro del gas natural se extiende aguas abajo tal como se muestra en al Figura No.1
Fig.No.1.- Extensión de la cadena de suministro de gas natural por incorporación de GNL
En esta cadena de suministro extendida el gas natural se extrae y envía a una Planta de LNG, donde se licua a través de una planta de licuefacción en un proceso de enfriamiento hasta los -161ºC y a presión atmosférica, luego, a través de una planta de abastecimiento es cargado a los camiones o vagones cisterna, luego, se descarga en recipientes aislados, para posterior a ello Re gasificarlo a través de un medio natural o forzado, para que finalmente se use como gas natural.
La etapa de distribución se puede realizar por medio de Gasoducto o por medio de Gasoducto Virtual.
En el gasoducto virtual el GNL se transporta en camiones y se Re gasifica en plantas satélites donde se encuentra el consumo.
Elementos Gasoducto Virtual:
Planta de Recepción y Llenado de GNL (Cargadero de GNL o Truck Load Facility - TLF)
Transporte de GNL en cisternas o Iso Contenedores.
Plantas de Regasificación de GNL.
Estaciones PSR
Odorización Gas Natural.
Entrega Gas Natural a ductos y/o Estaciones de GNV
La figura No.2, muestra los elementos del gasoducto virtual con GNL.
Fig.No.2.- Gasoducto Virtual con GNL
Como operan los Gasoductos Virtuales con cisternas
El GNL se transfiere en el Truck Loading Facility hacia la cisterna con una diferencia de 4 bar.
La cisterna (Es un tráiler con tracto y cisterna) transporta el GNL por carreteras, esto suele suponer un 20% más de distancia que un gasoducto entre los mismos puntos.
La descarga en los gasoductos virtuales se realiza en las denominadas Estaciones Satélites.
En dicha Estación se retira el GNL de la cisterna y se evaporiza
Finalmente, se vaporiza y ocurre una reducción desde 4 bar hasta 2 bar.
Las distancias comerciales van hasta un poco más de 1,000 kilómetros
Cargaderos de GNL (Truck Load Facilities TLF)
Un Patio de Carga de Cisternas de GNL, consta de una o más islas independientes, con capacidad de carga (depende de la tecnología) en el rango 750- 1000 metros cúbicos por día de Gas Natural por línea.
Los camiones cisterna pueden cargar un volumen de GNL en el rango de 50 – 80 metros cúbicos de gas por viaje.
Como operan los Gasoductos Virtuales con cisternas
El GNL se transfiere en el Truck Loading Facility hacia la cisterna con una diferencia de 4 bar.
La cisterna (Es un tráiler con tracto y cisterna) transporta el GNL por carreteras, esto suele suponer un 20% más de distancia que un gasoducto entre los mismos puntos.
La descarga en los gasoductos virtuales se realiza en las denominadas Estaciones Satélites.
En dicha Estación se retira el GNL de la cisterna y se evaporiza
Finalmente, se vaporiza y ocurre una reducción desde 4 bar hasta 2 bar.
Las distancias comerciales van hasta un poco más de 1,000 kilómetros
Cargaderos de GNL (Truck Load Facilities TLF)
Un Patio de Carga de Cisternas de GNL, consta de una o más islas independientes, con capacidad de carga (depende de la tecnología) en el rango 750- 1000 metros cúbicos por día de Gas Natural por línea.
Los camiones cisterna pueden cargar un volumen de GNL en el rango de 50 – 80 metros cúbicos de gas por viaje.
Fig. No.3.- Cargadero de GNL (Truck Load Facilities TLF) en Planta Melchorita de Perú LNG.
Un Patio de Carga está conformado por:
La operación del TLF requiere que para realizar la carga de camiones sea necesario realizar la conexión y desconexión en forma manual, sin embargo, el proceso de llenado de la cisterna se realiza en modo automático.
Los camiones se cargan por peso (toneladas), carga máxima corresponde a la capacidad de la cisterna. El tiempo total de carga por cisterna es menor a 90 minutos.
Usualmente, Los camiones se pesan antes del llenado y se conectan manualmente a las mangueras de carga.
El GNL inicialmente entra en los tanques de las cisternas que está tibias, lo que causa evaporación y el gas natural retorna al tanque de almacenamiento de GNL. Después que se enfría el tanque de la cisterna, el llenado prodigue a máxima capacidad. El medidor de flujo para el llenado de manera automática vía una válvula de control.
Finalmente, La cisterna deja la planta vía el puente de pesado después que ha sido desconectado del brazo de llenado.
Transporte en camiones cisterna de GNL
Este sistema de Transporte de Gas Licuado alcanza un radio de rentabilidad máximo de 1000 km (Costa), más allá de esas distancias es antieconómico.
El sistema consta de un tracto y una cisterna aislada térmicamente. El aislamiento se puede conseguir mediante vacío o empleando aislante de poliuretano.
Las cisternas pueden cargar entre 50 y 80 metros cúbicos de GNL dependiendo del máximo tamaño de cisterna permitidos en cada país.
Las cisternas que se emplean son aptas para fluidos criogénicos (O2, N2, etc.) y están aprobados por los fabricantes para su empleo en GNL.
Un Patio de Carga está conformado por:
- Una línea de alimentación de GNL.
- Una o más islas de carga, incluyen líneas de retorno.
- Un sistema de control
- Un cromatógrafo.
- Un sistema de protección de fuego y gas
- Balanzas para peso estático y dinámico.
- Sala Control
- Servicios auxiliares (Aire, nitrógeno, agua)
La operación del TLF requiere que para realizar la carga de camiones sea necesario realizar la conexión y desconexión en forma manual, sin embargo, el proceso de llenado de la cisterna se realiza en modo automático.
Los camiones se cargan por peso (toneladas), carga máxima corresponde a la capacidad de la cisterna. El tiempo total de carga por cisterna es menor a 90 minutos.
Usualmente, Los camiones se pesan antes del llenado y se conectan manualmente a las mangueras de carga.
El GNL inicialmente entra en los tanques de las cisternas que está tibias, lo que causa evaporación y el gas natural retorna al tanque de almacenamiento de GNL. Después que se enfría el tanque de la cisterna, el llenado prodigue a máxima capacidad. El medidor de flujo para el llenado de manera automática vía una válvula de control.
Finalmente, La cisterna deja la planta vía el puente de pesado después que ha sido desconectado del brazo de llenado.
Transporte en camiones cisterna de GNL
Este sistema de Transporte de Gas Licuado alcanza un radio de rentabilidad máximo de 1000 km (Costa), más allá de esas distancias es antieconómico.
El sistema consta de un tracto y una cisterna aislada térmicamente. El aislamiento se puede conseguir mediante vacío o empleando aislante de poliuretano.
Las cisternas pueden cargar entre 50 y 80 metros cúbicos de GNL dependiendo del máximo tamaño de cisterna permitidos en cada país.
Las cisternas que se emplean son aptas para fluidos criogénicos (O2, N2, etc.) y están aprobados por los fabricantes para su empleo en GNL.
Planta de Regasificación (PSR)
Es una instalación destinada a devolver el gas natural a su estado gaseoso a una temperatura cercana a la del ambiente en condiciones aptas para ser utilizado como combustibles
Los principales componentes de una Planta de Regasificación son:
Es una instalación destinada a devolver el gas natural a su estado gaseoso a una temperatura cercana a la del ambiente en condiciones aptas para ser utilizado como combustibles
Los principales componentes de una Planta de Regasificación son:
- Patio de descarga de cisternas de GNL
- Tanques de GNL
- Sistemas de regasificación atmosférico y forzado,
- Estación de regulación y medida.
- Sistema contra incendios
- Oficinas y depósito.
Fig. No. 5.- Planta de Regasificación Pemabuco (ENAP) (Ver Pita Vives, Vicente A. Medina Navarrete, Pablo Andrés -- pmedinanavarrete@gmail.com Universidad del Bío-Bío. Departamento de Ingeniería Mecánica (Chile))
También son llamadas Plantas Satélites de Regasificación (PSR)
La descarga de la cisterna hacia el PSR se puede hacer con o sin empleo de bomba.
Cuando se emplea bomba, esta es una bomba criogénica que da un mayor que cuando no se emplea bomba, se suelen emplear mangueras de 2 a 3 pulgadas de diámetro.
La descarga también se puede hacer sin bomba para lo cual se incrementa la presión en el tanque de la cisterna de GNL, el flujo es menor, pero se requiere menos equipamiento de la cisterna.
El GNL se almacena en los tanques de GNL.
Estos suelen ser tanques metálicos de doble pared; la interior es una aleación de acero y la exterior de acero al carbono. En el espacio anular se hace vacío y se rellena con perlita expandida.
Los tanques de GNL poder ser cilíndricos horizontales o cilíndricos verticales, según sus tamaños y los requerimientos de espacio y de cumplimiento normativo.
Las capacidades de estos tanques van de 5 hasta 300 -500 metros cúbicos. La presión de servicio de los tanques es de 3 a 4.5 bar.
Se pueden tener depósitos presiones superiores; así se puede empelar hasta 16 bar cuando las PSR van a suministrar gas a turbinas de Co generación.
La Norma Europea UNE 60210 permite tanques hasta en el rango de 400 – 1500 metros cúbicos.
Los sistemas de regasificación de una PSR tienen como objetivo ceder calor al GNL para vaporizarlo y luego calentarlo hasta una temperatura cercana a la del ambiente.
A las presiones a las que suelen trabajar las PSR (3 – 5 bar) , a regasificación tiene lugar entre – 140 – 135 grados centígrados y el calor cedido es del orden de 120 Kcal/Nm3.
El proceso de transferencia de calor se hace con diferentes tipos de intercambiadores: vaporizadores atmosféricos (aleteados o no), vaporizadores de circulación forzada,
La Figura No.5 muestra una comparación de tipos de vaporizadores
También son llamadas Plantas Satélites de Regasificación (PSR)
La descarga de la cisterna hacia el PSR se puede hacer con o sin empleo de bomba.
Cuando se emplea bomba, esta es una bomba criogénica que da un mayor que cuando no se emplea bomba, se suelen emplear mangueras de 2 a 3 pulgadas de diámetro.
La descarga también se puede hacer sin bomba para lo cual se incrementa la presión en el tanque de la cisterna de GNL, el flujo es menor, pero se requiere menos equipamiento de la cisterna.
El GNL se almacena en los tanques de GNL.
Estos suelen ser tanques metálicos de doble pared; la interior es una aleación de acero y la exterior de acero al carbono. En el espacio anular se hace vacío y se rellena con perlita expandida.
Los tanques de GNL poder ser cilíndricos horizontales o cilíndricos verticales, según sus tamaños y los requerimientos de espacio y de cumplimiento normativo.
Las capacidades de estos tanques van de 5 hasta 300 -500 metros cúbicos. La presión de servicio de los tanques es de 3 a 4.5 bar.
Se pueden tener depósitos presiones superiores; así se puede empelar hasta 16 bar cuando las PSR van a suministrar gas a turbinas de Co generación.
La Norma Europea UNE 60210 permite tanques hasta en el rango de 400 – 1500 metros cúbicos.
Los sistemas de regasificación de una PSR tienen como objetivo ceder calor al GNL para vaporizarlo y luego calentarlo hasta una temperatura cercana a la del ambiente.
A las presiones a las que suelen trabajar las PSR (3 – 5 bar) , a regasificación tiene lugar entre – 140 – 135 grados centígrados y el calor cedido es del orden de 120 Kcal/Nm3.
El proceso de transferencia de calor se hace con diferentes tipos de intercambiadores: vaporizadores atmosféricos (aleteados o no), vaporizadores de circulación forzada,
La Figura No.5 muestra una comparación de tipos de vaporizadores
Fig. No. 6.- Comparación de sistemas de vaporización
Además de equipos complementarios como bombas y otros se tiene la Estación de Regulación y Medida (ERM).
El ERM tiene como función filtrar y regular el gas para suministro a la presión requerida por el usuario. Estas se ubican en los puntos de entrega y allí se regula la presión del gas natural.
Esta compuesta principalmente por válvula de maniobra, filtros, reguladores de presión, válvula de seguridad, manómetros e instrumentación, contador, etc.
Finalmente, la PSR cuenta con un sistema de odorizacion cuya finalidad es la de colocar un olor al gas natural, de manera que cualquier fuga pueda ser advertida de manera organoléptica (olfativamente). Para ello su puede empelar tetrahidrotiofeno (THT) que se inyecta en España a una tasa de 18m a 22 mgr/Nm3. Los odorizadores pueden ser por contacto o por dosificación.
En Chile empezó a funcionar un gasoducto virtual de GNL en el año 2013.
Además de equipos complementarios como bombas y otros se tiene la Estación de Regulación y Medida (ERM).
El ERM tiene como función filtrar y regular el gas para suministro a la presión requerida por el usuario. Estas se ubican en los puntos de entrega y allí se regula la presión del gas natural.
Esta compuesta principalmente por válvula de maniobra, filtros, reguladores de presión, válvula de seguridad, manómetros e instrumentación, contador, etc.
Finalmente, la PSR cuenta con un sistema de odorizacion cuya finalidad es la de colocar un olor al gas natural, de manera que cualquier fuga pueda ser advertida de manera organoléptica (olfativamente). Para ello su puede empelar tetrahidrotiofeno (THT) que se inyecta en España a una tasa de 18m a 22 mgr/Nm3. Los odorizadores pueden ser por contacto o por dosificación.
En Chile empezó a funcionar un gasoducto virtual de GNL en el año 2013.
Fig. No. 7.- Gasoducto Virtual en Chile 2013 (ENAP)
PETROPERU - REPSOL Y UN GASODUCTO VIRTUAL QUE NUNCA SE DESARROLLO (2011 – 2012)
Durante el segundo semestre del año 2011, cuando el ingresante Gobierno de Humala era presionado para que cumpla si insensata promesa de ofrecer GLP a 12 soles el balón de 10 kilogramos, se anuncia (noviembre 2011) el Proyecto conjunto Petroperú Repsol denominado LNG para el Sur.
Petroperú firmó un Acuerdo de intenciones con Repsol YPF Comercial del Perú para realizar los estudios que determinen la viabilidad de llevar Gas Natural Licuado (GNL) a las regiones del sur del país (Arequipa, Cusco, Moquegua, Puno y Tacna) mediante Gasoductos Virtuales.
Según el Convenio, al cabo de cuatro meses, los estudios estarían concluidos y deberían establecer el volumen de gas que se requiere y la inversión necesaria para ejecutar el proyecto que permitirá abastecer, en un inicio, la demanda vehicular e industrial de estas regiones.
El proyecto contemplaba la comercialización y distribución de gas natural en los mercados doméstico y comercial y se reconocía que demoraría tiempo para que las personas gocen del gas en los domicilios pues se requería para este fin construir redes domiciliarias. ”La masificación domiciliaria siempre es más lenta; para el gas natural vehicular se pone un grifo y ya se empieza a distribuir el gas.
Se anunció una inversión de 105 millones de dólares, con una participación de Petroperú estimada en 51 millones de dólares y que el Proyecto entraría en operación durante el tercer trimestre del 2013.
PETROPERU - REPSOL Y UN GASODUCTO VIRTUAL QUE NUNCA SE DESARROLLO (2011 – 2012)
Durante el segundo semestre del año 2011, cuando el ingresante Gobierno de Humala era presionado para que cumpla si insensata promesa de ofrecer GLP a 12 soles el balón de 10 kilogramos, se anuncia (noviembre 2011) el Proyecto conjunto Petroperú Repsol denominado LNG para el Sur.
Petroperú firmó un Acuerdo de intenciones con Repsol YPF Comercial del Perú para realizar los estudios que determinen la viabilidad de llevar Gas Natural Licuado (GNL) a las regiones del sur del país (Arequipa, Cusco, Moquegua, Puno y Tacna) mediante Gasoductos Virtuales.
Según el Convenio, al cabo de cuatro meses, los estudios estarían concluidos y deberían establecer el volumen de gas que se requiere y la inversión necesaria para ejecutar el proyecto que permitirá abastecer, en un inicio, la demanda vehicular e industrial de estas regiones.
El proyecto contemplaba la comercialización y distribución de gas natural en los mercados doméstico y comercial y se reconocía que demoraría tiempo para que las personas gocen del gas en los domicilios pues se requería para este fin construir redes domiciliarias. ”La masificación domiciliaria siempre es más lenta; para el gas natural vehicular se pone un grifo y ya se empieza a distribuir el gas.
Se anunció una inversión de 105 millones de dólares, con una participación de Petroperú estimada en 51 millones de dólares y que el Proyecto entraría en operación durante el tercer trimestre del 2013.
Fig. No. 8.- Proyecto Petroperú Repsol LGN al Sur
El estudio de factibilidad determinaría si el Estado o la empresa Repsol financiaría la construcción de las plantas regasificadoras indispensables para transformar el gas que se transporte en camiones. Se usaría gas del Lote 88.
En la firma del convenio estuvo presente el director ejecutivo de Repsol, Víctor Peón y Humberto Campodónico, presidente del directorio de la petrolera estatal, quien dijo que una vez que se concrete el proyecto se generará la demanda en el sur del país, que luego será encaminada para justificar la construcción del gasoducto andino del sur. Campodónico dijo que aumentar la demanda legitimará el pedido de regresar las reservas del Lote 88 exclusivamente al mercado interno.
En febrero del 2012, Humberto Campodónico, informó que el proyecto del gasoducto virtual de Petroperú y Repsol, que consiste en transportar gas natural licuado (GNL) en camiones especiales en el sur peruano, demandaría una inversión cercana a 100 millones de dólares.
También indicó que se estaba terminando el estudio de mercado y factibilidad del proyecto. El estudio permitiría conocer la inversión definitiva del proyecto, así como las ciudades del sur que se abastecerán con el GNL producido en la planta de Perú LNG, ubicada en Pampa Melchorita.
Con el Proyecto se buscaba que parte del GNL producido en Melchorita, y que se envía al exterior en barcos metaneros, pueda ser transportado por camiones cisterna a ciudades ubicadas hasta 1,100 kilómetros de distancia.
El proyecto de Repsol y Petroperú no excluía la participación de otras empresas, e inclusive de entidades públicas como el gobierno regional del Cusco.
Finalmente, informó que el proyecto no interferiría con la construcción del Gasoducto Andino del Sur, y que cuando se ponga en operación dicha infraestructura, se ofrecerá precios del gas natural inferiores al GNL.
Este Proyecto llevaba implícito el que luego desarrolló Perú LNG para un Cargadero de Gas Natural en Melchorita.
En julio del 2012, el ingeniero Gustavo Navarro, Gerente de Planeamiento de Petroperú informaba de los nuevos Proyectos de Petroperú, entre los cuales se encontraba la “Comercialización y Distribución de Gas Natural Licuado (GNL) hacia las Poblaciones del Sur del Perú”.
También informó que “los equipos negociadores de Petroperú y Repsol se encontraban elaborando los lineamientos para la confección de un documento final que servirá para lo conformación de una sociedad anónima”.
Fin de la historia
En enero del 2013 renuncio Campodónico a la presidencia de Petroperú y no se volvió a hablar del gasoducto virtual Petroperú
Repsol.
Sin embargo, se fue bosquejando en el Gobierno (Osinergmin) la denominada masificación del gas natural mediante ductos virtuales
de LNG, lo que luego se plasmaría (Se verá en la parte 4 y 5 de esta serie de artículos)
PERU LNG Y SU CARGADERO DE GNL (TLF) EN PLANTA DE MELCHORITA (Ver https://perulng.com/wp-content/uploads/2016/04/Declaracio%CC%81n-de-Impacto-Ambiental.pdf)
El proyecto iniciado el año 2012 probablemente por presión política del Gobierno del Humala Tasso), consistió en la construcción de una Estación de Carga de Gas Natural Licuado (GNL) para el servicio de carga de camiones cisterna que transporten el GNL a las estaciones de regasificación de las zonas Norte y Sur Oeste del Perú. La estación de carga estará ubicada dentro de las instalaciones de la Planta de Licuefacción de Gas Natural en Pampa Melchorita (Km. 170 de la Carretera Panamericana Sur).
El TLF consistió en un conjunto de instalaciones de recepción y despacho de GNL a camiones cisterna criogénicas de 60 m3 de capacidad según definición legal (D. S. 057-2008-EM “Reglamento de Comercialización de Gas Natural Comprimido (GNC) y Gas Natural Licuefactado (GNL) que define una Estación de Recepción de GNL como un conjunto de Instalaciones de recepción, almacenamiento y despacho de GNL, hasta una capacidad de almacenamiento de 1000 m3y presión máxima de trabajo de 1 bar. También es denominada Centro de Recepción de GNL.
Las características principales del TLF ubicado en el interior de Pampa Melchorita fueron las siguientes:
La carga de cada camión se realizará utilizando las mismas bombas de recirculación existentes en Pampa Melchorita para la carga de los buques en el terminal portuario. A través de un conjunto de nuevas tuberías de derivación se trabajará considerando un flujo de diseño de 60 m3/h por isla.
Por otro lado, el gas (fase gaseosa) existente previamente en las cisternas y que es desplazado en el proceso de la carga de GNL en los camiones, se enviará al sistema de recuperación de fase gaseosa ya existente en Pampa Melchorita para su recuperación y/o envío a la antorcha.
El GNL se carga en estado líquido (-160°C) a razón de 60 m3 /h por isla, para lo cual se utiliza un sistema de carga consistente en un predeterminado de carga enclavado con una válvula de control de flujo y la báscula de carga romana de la isla correspondiente.
Se estimó una inversión de US$ 15’600.000.00 (Quince millones seiscientos mil Dólares Americanos) y un plazo para la etapa de construcción y puesta en marcha de aproximadamente 12 meses.
Perú LNG no tuvo ningún apuro en desarrollar este Proyecto. Es así que en el año 2017 en un Informe mensual sobre el Proyecto (Ver https://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/gas_natural/Documentos/Publicaciones/Informes/Masificacion-GN-informe-cargadero-junio-2017.pdf), Osinergmin informaba que se estimaba un avance de la construcción de 53%, al 15 de junio de 2017, con retrasos de varios años.
Finalmente en su Memoria Anual 2018, Perú LNG informó que (https://webcache.googleusercontent.com/search?q=cache:m5s9pRsHOnQJ:https://perulng.com/wp-content/uploads/2019/05/Memoria-Anual-PERU-LNG-2019.pdf+&cd=15&hl=es-419&ct=clnk&gl=pe) “en marzo, obtuvimos los permisos finales -emitidos por Osinergmin- que nos permitieron iniciar las operaciones del terminal de carga de camiones de GNL. Luego, en julio, se declaró el inicio de la operación comercial tras haber cumplido con los requisitos contractuales necesarios para el arranque oficial. Tanto el terminal, que requirió una inversión de USD 17 millones, como las obligaciones cumplidas para poder operarlo, son pruebas de nuestro compromiso con el Estado y su esfuerzo de llevar el gas a todos los peruanos. Durante el 2018, 667 camiones (equivalentes a 780,500 MMBtu) se despacharon a ciudades del norte y sur del país a través de camiones cisterna.”
COMENTARIOS FINALES
Siempre es útil revisar la historia y en este caso surge una pregunta de manera casual, ¿cuál habrá sido la verdadera razón del silencio sobre el Proyecto Petroperú Repsol Gas al Sur que siguió a la renuncia de Humberto Campodónico a la Presidencia de Petroperú?
JSS/JSS
08-10-19
El estudio de factibilidad determinaría si el Estado o la empresa Repsol financiaría la construcción de las plantas regasificadoras indispensables para transformar el gas que se transporte en camiones. Se usaría gas del Lote 88.
En la firma del convenio estuvo presente el director ejecutivo de Repsol, Víctor Peón y Humberto Campodónico, presidente del directorio de la petrolera estatal, quien dijo que una vez que se concrete el proyecto se generará la demanda en el sur del país, que luego será encaminada para justificar la construcción del gasoducto andino del sur. Campodónico dijo que aumentar la demanda legitimará el pedido de regresar las reservas del Lote 88 exclusivamente al mercado interno.
En febrero del 2012, Humberto Campodónico, informó que el proyecto del gasoducto virtual de Petroperú y Repsol, que consiste en transportar gas natural licuado (GNL) en camiones especiales en el sur peruano, demandaría una inversión cercana a 100 millones de dólares.
También indicó que se estaba terminando el estudio de mercado y factibilidad del proyecto. El estudio permitiría conocer la inversión definitiva del proyecto, así como las ciudades del sur que se abastecerán con el GNL producido en la planta de Perú LNG, ubicada en Pampa Melchorita.
Con el Proyecto se buscaba que parte del GNL producido en Melchorita, y que se envía al exterior en barcos metaneros, pueda ser transportado por camiones cisterna a ciudades ubicadas hasta 1,100 kilómetros de distancia.
El proyecto de Repsol y Petroperú no excluía la participación de otras empresas, e inclusive de entidades públicas como el gobierno regional del Cusco.
Finalmente, informó que el proyecto no interferiría con la construcción del Gasoducto Andino del Sur, y que cuando se ponga en operación dicha infraestructura, se ofrecerá precios del gas natural inferiores al GNL.
Este Proyecto llevaba implícito el que luego desarrolló Perú LNG para un Cargadero de Gas Natural en Melchorita.
En julio del 2012, el ingeniero Gustavo Navarro, Gerente de Planeamiento de Petroperú informaba de los nuevos Proyectos de Petroperú, entre los cuales se encontraba la “Comercialización y Distribución de Gas Natural Licuado (GNL) hacia las Poblaciones del Sur del Perú”.
También informó que “los equipos negociadores de Petroperú y Repsol se encontraban elaborando los lineamientos para la confección de un documento final que servirá para lo conformación de una sociedad anónima”.
Fin de la historia
En enero del 2013 renuncio Campodónico a la presidencia de Petroperú y no se volvió a hablar del gasoducto virtual Petroperú
Repsol.
Sin embargo, se fue bosquejando en el Gobierno (Osinergmin) la denominada masificación del gas natural mediante ductos virtuales
de LNG, lo que luego se plasmaría (Se verá en la parte 4 y 5 de esta serie de artículos)
PERU LNG Y SU CARGADERO DE GNL (TLF) EN PLANTA DE MELCHORITA (Ver https://perulng.com/wp-content/uploads/2016/04/Declaracio%CC%81n-de-Impacto-Ambiental.pdf)
El proyecto iniciado el año 2012 probablemente por presión política del Gobierno del Humala Tasso), consistió en la construcción de una Estación de Carga de Gas Natural Licuado (GNL) para el servicio de carga de camiones cisterna que transporten el GNL a las estaciones de regasificación de las zonas Norte y Sur Oeste del Perú. La estación de carga estará ubicada dentro de las instalaciones de la Planta de Licuefacción de Gas Natural en Pampa Melchorita (Km. 170 de la Carretera Panamericana Sur).
El TLF consistió en un conjunto de instalaciones de recepción y despacho de GNL a camiones cisterna criogénicas de 60 m3 de capacidad según definición legal (D. S. 057-2008-EM “Reglamento de Comercialización de Gas Natural Comprimido (GNC) y Gas Natural Licuefactado (GNL) que define una Estación de Recepción de GNL como un conjunto de Instalaciones de recepción, almacenamiento y despacho de GNL, hasta una capacidad de almacenamiento de 1000 m3y presión máxima de trabajo de 1 bar. También es denominada Centro de Recepción de GNL.
Las características principales del TLF ubicado en el interior de Pampa Melchorita fueron las siguientes:
- Capacidad Nominal: 240,000 galones por día (19,2 MMscfd) (0,2 millones de tpa ampliables a 0,4 millones de tpa)
- Bahías de carga: 1 (ampliable a 2)
- Método de carga: conexión por mangueras criogénicas.
- Control: automático por peso.
- Configuración de carga: Lateral.
- Tasa de carga nominal: 60 m3 /hr
- Códigos aplicables: NFPA 59 A NFPA 70.
- Régimen de carga: 1 cisterna por hora (60 m3 por cisterna).
La carga de cada camión se realizará utilizando las mismas bombas de recirculación existentes en Pampa Melchorita para la carga de los buques en el terminal portuario. A través de un conjunto de nuevas tuberías de derivación se trabajará considerando un flujo de diseño de 60 m3/h por isla.
Por otro lado, el gas (fase gaseosa) existente previamente en las cisternas y que es desplazado en el proceso de la carga de GNL en los camiones, se enviará al sistema de recuperación de fase gaseosa ya existente en Pampa Melchorita para su recuperación y/o envío a la antorcha.
El GNL se carga en estado líquido (-160°C) a razón de 60 m3 /h por isla, para lo cual se utiliza un sistema de carga consistente en un predeterminado de carga enclavado con una válvula de control de flujo y la báscula de carga romana de la isla correspondiente.
Se estimó una inversión de US$ 15’600.000.00 (Quince millones seiscientos mil Dólares Americanos) y un plazo para la etapa de construcción y puesta en marcha de aproximadamente 12 meses.
Perú LNG no tuvo ningún apuro en desarrollar este Proyecto. Es así que en el año 2017 en un Informe mensual sobre el Proyecto (Ver https://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/gas_natural/Documentos/Publicaciones/Informes/Masificacion-GN-informe-cargadero-junio-2017.pdf), Osinergmin informaba que se estimaba un avance de la construcción de 53%, al 15 de junio de 2017, con retrasos de varios años.
Finalmente en su Memoria Anual 2018, Perú LNG informó que (https://webcache.googleusercontent.com/search?q=cache:m5s9pRsHOnQJ:https://perulng.com/wp-content/uploads/2019/05/Memoria-Anual-PERU-LNG-2019.pdf+&cd=15&hl=es-419&ct=clnk&gl=pe) “en marzo, obtuvimos los permisos finales -emitidos por Osinergmin- que nos permitieron iniciar las operaciones del terminal de carga de camiones de GNL. Luego, en julio, se declaró el inicio de la operación comercial tras haber cumplido con los requisitos contractuales necesarios para el arranque oficial. Tanto el terminal, que requirió una inversión de USD 17 millones, como las obligaciones cumplidas para poder operarlo, son pruebas de nuestro compromiso con el Estado y su esfuerzo de llevar el gas a todos los peruanos. Durante el 2018, 667 camiones (equivalentes a 780,500 MMBtu) se despacharon a ciudades del norte y sur del país a través de camiones cisterna.”
COMENTARIOS FINALES
Siempre es útil revisar la historia y en este caso surge una pregunta de manera casual, ¿cuál habrá sido la verdadera razón del silencio sobre el Proyecto Petroperú Repsol Gas al Sur que siguió a la renuncia de Humberto Campodónico a la Presidencia de Petroperú?
JSS/JSS
08-10-19