anÁlisis conceptual de la selecciÓn de alternativas …
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ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN EN EL CAMPO CHICHIMENE
Presenta
Ivonne Carolina Olarte Goacutemez
Trabajo de grado para optar el tiacutetulo de
Ingeniera en Energiacutea
UNIVERSIDAD AUTOacuteNOMA DE BUCARAMANGA
FACULTAD DE INGENIERIacuteAS FIacuteSICO MECAacuteNICAS
INGENIERIacuteA EN ENERGIacuteA
BUCARAMANGA SANTANDER
2014
ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS
PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN
EN EL CAMPO CHICHIMENE
IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
Trabajo de grado para optar el tiacutetulo de Ingeniera en Energiacutea
DIRECTOR
LUIS EDUARDO JAIMES REATIGA
Docente Facultad Ingenieriacutea en Energiacutea
TUTORAS
CAROLINA RODRIacuteGUEZ WALTEROS
Ingeniera Quiacutemica
LINA MARIacuteA OROZCO CHINOME
Ingeniera Quiacutemica
UNIVERSIDAD AUTOacuteNOMA DE BUCARAMANGA
FACULTAD DE INGENIERIacuteAS FIacuteSICO MECAacuteNICAS
INGENIERIacuteA EN ENERGIacuteA
BUCARAMANGA SANTANDER
2014
NOTA DE ACEPTACIOacuteN
_________________________________________
_________________________________________
_________________________________________
_________________________________________
Firma Director Luis Eduardo Jaimes Reatiga
_________________________________________
Firma Tutora Carolina Rodriacuteguez Walteros
_________________________________________
Firma Tutora Lina Mariacutea Orozco Chinome
_________________________________________
Firma Calificador Leonardo Pacheco Sandoval
Bucaramanga 21 Agosto 2014
TABLA DE CONTENIDO
INTRODUCCIOacuteN 1
JUSTIFICACIOacuteN 2
OBJETIVO GENERAL 3
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS 3
DISENtildeO METODOLOacuteGICO 4
1 GENERALIDADES 5
11 EMPRESA ECOPETROL SA 5
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 6
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE 10
2 MARCO TEOacuteRICO 14
21 GAS NATURAL 14
211 Tipos de Gas Natural 14
212 Propiedades del Gas Natural 15
213 Impacto Medio Ambiental 15
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA 16
221 Balance de la actividad exploratoria 17
222 Balance de reservas 18
223 Balance de produccioacuten 19
224 Suministro de gas 20
225 Volumen de gas por gasoductos 21
226 Red de gasoductos 22
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten 23
228 Demanda de gas 25
229 Precios del gas 26
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL 27
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural 31
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural 31
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural 31
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL 32
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica 34
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo 36
243 Gas natural para la industria 37
244 Gas natural para uso vehicular 38
245 Gas natural para uso domeacutestico 38
246 Gas natural para trigeneracioacuten 38
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving 39
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido 40
3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE 43
31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL 47
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN
DE CHICHIMENE 51
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL 59
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA 62
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL 66
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas 67
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO 68
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
78
44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING 81
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
86
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 92
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN 99
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS 101
6 CONCLUSIONES 107
LISTA DE TABLAS
TABLA 1 RESUMEN DE PRODUCCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE A ENERO DE 2014 8
TABLA 2 PLAN QUINQUENAL PARA INCREMENTO DE PRODUCCIOacuteN DE GAS CAMPO CHICHIMENE 9
TABLA 3 BALANCE DE LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA 18
TABLA 4 DISTRIBUCIOacuteN DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN GPC 19
TABLA 5 PRODUCCIOacuteN FISCALIZADA EN GPC 19
TABLA 6 CAMPOS PRODUCTORES DE GAS NATURAL EN MMSCFD 2012 20
TABLA 7 SUMINISTRO DE GAS NATURAL EN MMSCFD 21
TABLA 8 VOLUacuteMENES DE GAS TRANSPORTADO EN MMSCFD 22
TABLA 9 LONGITUD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN KM 23
TABLA 10 COBERTURA DEL GAS NATURAL 24
TABLA 11 USUARIOS DE GAS NATURAL 25
TABLA 12 DEMANDA DE GAS NATURAL EN MMSCFD 26
TABLA 13 COMPONENTES TARIFARIOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS NATURAL EN
$M3 27
TABLA 14 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL ESTABLECIDAS POR LA CREG 28
TABLA 15 CONDICIONES REQUERIDAS POR LA CREG 33
TABLA 16 CROMATOGRAFIacuteA DEL GAS CHICHIMENE EN ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 43
TABLA 17CONDICIONES Y COMPOSICIONES DE ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA GAS DE
RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE 49
TABLA 18 CONDICIONES DE CALIDAD DE GAS NATURAL CREG VS CONDICIONES FINALES CON
TRATAMIENTO DE GAS EN ASPEN PLUS 50
TABLA 19 BASES DE CAacuteLCULO PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS ndash ESCENARIO (P50) 51
TABLA 20 INVERSIOacuteN DE LA PLANTA DE PROCESO DE GAS PARA ESCENARIOS DE PRODUCCIOacuteN
DE GAS (P50) Y (P90) 52
TABLA 21 COSTOS DE OPERACIOacuteN SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 54
TABLA 22 COSTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 55
TABLA 23 REQUERIMIENTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA PARA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA
PLANTA DE TRATAMIENTO (4MMPCD) 56
TABLA 24 COSTOS OPERACIONALES PLANTA DE PROCESO EN ESCENARIO PRODUCCIOacuteN DE
GAS (P50) 58
TABLA 25 COSTO ESTIMADO DE VENTEO O QUEMA DEL GAS CHICHIMENE 63
TABLA 26 FACTORES ACTIVIDAD Y EMISIOacuteN FIJADOS POR IPCC Y COMPARACIOacuteN EMISIONES
CUSIANA CON LAS DEL CAMPO CHICHIMENE 65
TABLA 27 RESUMEN CONSUMO DE POZOS EN EL CAMPO CHICHIMENE 66
TABLA 28 FACTORES DE REFERENCIA GENEacuteRICOS PARA TURBINAS A GAS 69
TABLA 29 DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES ISO Y CONDICIONES DEL CAMPO CHICHIMENE 72
TABLA 30 PARAacuteMETROS OBTENIDOS POR CAMBIOS EN TEMPERATURA HUMEDAD Y PRESIOacuteN 72
TABLA 31 CONDICIONES CON LAS QUE SE TRABAJARIacuteA LA TURBINA EN EL CAMPO CHICHIMENE
73
TABLA 32 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 45 MWE 75
TABLA 33 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 76
TABLA 34 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA DE 45 MWE 77
TABLA 35 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 77
TABLA 36 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y MANTENIMIENTO DE GASODUCTO 79
TABLA 37 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y OPERACIOacuteN PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING MADRE 85
TABLA 38 TARIFAS DEL GAS NATURAL RESIDENCIAL PARA 2014 EN COLOMBIA 87
TABLA 39 PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS DE GLP EN COLOMBIA 88
TABLA 40 COSTOS DE UNA UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO DE 130
KW 88
TABLA 41 COSTOS POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 M3 90
TABLA 42 DATOS PRODUCCIOacuteN DEL SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 92
TABLA 43 BALANCE DE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO DE LIacuteNEA TRONCAL 16 DE DIAacuteMETRO 95
TABLA 44 DATOS DE CAacuteLCULO PARA ESPESOR DEL REVESTIMIENTO 95
TABLA 45 ECUACIONES EMPLEADAS PARA CAacuteLCULOS DE ESPESOR DE REVESTIMIENTO 96
TABLA 46 BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR FLUIDOS 97
TABLA 47 COSTOS DE INVERSIOacuteN DE EQUIPOS PRINCIPALES PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO
97
TABLA 48 EVALUACIOacuteN CUALITATIVA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS 102
TABLA 49 CARGOS MAacuteXIMOS PARA SISTEMA DE TRANSPORTE DE CENTRO 140
TABLA 50 CARGOS MAacuteXIMOS POR SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR 140
TABLA 51 FACTORES DE EMISIOacuteN POR TIPO DE COMBUSTIBLE 145
TABLA 52 EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE 146
TABLA 53 BASE DE CAacuteLCULO EN GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
TABLA 54 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
DE GAS 148
TABLA 55 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y CALENTAMIENTO 150
TABLA 56 COSTO DE AISLAMIENTO TEacuteRMICO DE LA LIacuteNEA TRONCAL DE 16 PULGADAS 154
TABLA 57 SISTEMA DE RESPALDO POR FALLA EN LA PLANTA DE CALENTAMIENTO 154
TABLA 58 BASE DE CAacuteLCULO PARA TRATAMIENTO DE GAS Y PLANTA TEacuteRMICA 155
TABLA 59 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y GNC 159
LISTA DE ILUSTRACIONES
ILUSTRACIOacuteN 1 DISENtildeO METODOLOacuteGICO DEL PROYECTO 4
ILUSTRACIOacuteN 2 CAMPOS OPERADOS POR ECOPETROL EN EL META 5
ILUSTRACIOacuteN 3 UBICACIOacuteN DEL CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 7
ILUSTRACIOacuteN 4 CURVA DE PRODUCCIOacuteN DE GAS LIBRE Y GAS ASOCIADO 10
ILUSTRACIOacuteN 5 UBICACIOacuteN DEL MUNICIPIO DE ACACIacuteAS 11
ILUSTRACIOacuteN 6 GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute 12
ILUSTRACIOacuteN 7 PROYECTOS PARA EL DEPARTAMENTO DE META 13
ILUSTRACIOacuteN 8 PRONOacuteSTICO DE CONSUMO ENERGEacuteTICO MUNDIAL A PARTIR DE DIFERENTES
FUENTES DE ENERGIacuteA 17
ILUSTRACIOacuteN 9 ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA EL GAS NATURAL 30
ILUSTRACIOacuteN 10 CENTRAL TEacuteRMICA CONVENCIONAL A GAS 34
ILUSTRACIOacuteN 11 ESQUEMA GENERAL DE UNA CENTRAL CICLO COMBINADO 35
ILUSTRACIOacuteN 12 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA DE COGENERACIOacuteN 36
ILUSTRACIOacuteN 13 PRODUCTOS PETROQUIacuteMICOS OBTENIDOS A PARTIR DE GAS NATURAL 37
ILUSTRACIOacuteN 14 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA PEAK SHAVING 40
ILUSTRACIOacuteN 15 CADENA DEL GNC 41
ILUSTRACIOacuteN 16 MODELO DE TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO
CHICHIMENE 46
ILUSTRACIOacuteN 17 INVERSIOacuteN PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS VS CANTIDAD DE GAS PARA
ESCENARIOS (P50) Y (P90) 53
ILUSTRACIOacuteN 18 COSTOS DE OPERACIOacuteN Y ENERGIacuteA PARA ESCENARIO P50 57
ILUSTRACIOacuteN 19 SISTEMA ACTUAL DE RECOLECCIOacuteN Y PROCEDIMIENTO A REALIZAR PARA
VALORAR ALTERNATIVAS AL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 60
ILUSTRACIOacuteN 20 EMISIONES DE CO2 VS CANTIDAD DE GAS QUEMADO EN TEA (P50) 65
ILUSTRACIOacuteN 21 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A GAS 67
ILUSTRACIOacuteN 22 DATOS GENERALES TURBINA TITAN-250 70
ILUSTRACIOacuteN 23 CONDICIONES ISO DE OPERACIOacuteN Y DEL CAMPO CHICHIMENE 71
ILUSTRACIOacuteN 24 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS EN COLOMBIA 82
ILUSTRACIOacuteN 25 BALANCE DE GAS TOTAL EN COLOMBIA DEMANDA VS OFERTA 83
ILUSTRACIOacuteN 26 DIAGRAMA DE PROCESO DE CALENTAMIENTO DE CRUDO EN LA ETAPA DE
RECOLECCIOacuteN 93
ILUSTRACIOacuteN 27 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD EXIGIDAS POR CREG 133
ILUSTRACIOacuteN 28 CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA AL SNT 134
ILUSTRACIOacuteN 29 CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA AL SNT 135
ILUSTRACIOacuteN 30 ENTRADAS Y SALIDAS AL SNT 138
ILUSTRACIOacuteN 31 CAacuteLCULO PARA NODOS INTERMEDIOS AL SNT 139
LISTA DE ANEXOS
ANEXO A PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 111
ANEXO B PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 115
ANEXO C CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 119
ANEXO D CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 120
ANEXO E RESUMEN CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE 122
ANEXO F FLUJO DE CAJA PARA COSTO UNITARIO POR EL SERVICIO DE COMPRESIOacuteN Y
ALMACENAMIENTO 123
ANEXO G CONFIGURACIOacuteN CLUacuteSTERS EN TRONCAL NORTE 125
ANEXO H PRECIOS DE REFERENCIA DE GAS NATURAL DE CAMPO GUAJIRA Y OPOacuteN 127
ANEXO I MARCO REGULATORIO E INFRAESTRUCTURA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA 127
ANEXO J ESPECIFICACIONES PROYECTO TERMO SAN FERNANDO 141
ANEXO K MEDICIOacuteN DE IMPACTOS AMBIENTALES PARA EL CAMPO CHICHIMENE 145
ANEXO L LIacuteNEA BASE DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
ANEXO M FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS 148
ANEXO N FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y CALENTAMIENTO 150
ANEXO O FLUJO DE CAJA PARA PLANTA TEacuteRMICA 155
ANEXO P FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y GNC 159
GLOSARIO
ABSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas pasan de una primera fase a otra incorporaacutendose al volumen de la segunda fase
ADSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas son atrapados o retenidos en la superficie de un material
AMINAS Compuestos quiacutemicos orgaacutenicos derivados del amoniacuteaco Seguacuten se sustituyan uno dos o tres hidroacutegenos las aminas son primarias secundarias o terciarias respectivamente
BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES Sistema de levantamiento artificial maneja altas tasas de flujo y se encarga de desplazar voluacutemenes de crudo con alta eficiencia en yacimientos potencialmente rentables y en pozos profundos
BUTANO Gas maacutes pesado que el aire su foacutermula condensada es C4H10
CAacuteMARA DE COMBUSTIOacuteN Lugar donde se realiza la combustioacuten del combustible con el comburente en aplicaciones como turbinas a gas
CICLO COMBINADO Coexistencia de dos ciclos termodinaacutemicos en un sistema en el cual en uno el fluido de trabajo es vapor de agua y en el otro es un gas producto de una combustioacuten o quema
COGENERACIOacuteN Proceso de obtencioacuten de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica a partir de energiacutea primaria
COMBUSTIBLES FOacuteSILES Formados a partir de restos orgaacutenicos de plantas y animales muertos entre ellos se encuentra el petroacuteleo gas natural y carboacuten
COMPRESOR Maacutequina de fluido que su funcioacuten es aumentar la presioacuten y desplazar cierto tipo de fluidos como gases y vapores
CONDICIONES ESTAacuteNDAR Estado de referencia empleado para calcular propiedades bajo diferentes condiciones 60degF y 147 psia
CRACKING Conocido como destilacioacuten secundaria la cual rompe o descompone hidrocarburos de elevado peso molecular (Como gas oil y fuel oil) en compuestos de menor peso molecular (Naftas)
CRUDO EXTRA PESADO Petroacuteleo crudo que no fluye con facilidad y se ha definido con un iacutendice API inferior a 20deg
DESTILACIOacuteN Operacioacuten de separar mediante vaporizacioacuten y condensacioacuten en los diferentes componentes liacutequidos soacutelidos disueltos en liacutequidos o gases licuados de una mezcla
ENERGIacuteA PRIMARIA Forma de energiacutea disponible en la naturaleza antes de ser convertida o transformada
ETANO Gas ligeramente maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C2H6 Se obtiene por fraccionamiento de los liacutequidos del gas natural
FENOacuteMENO DEL NINtildeO Fenoacutemeno meteoroloacutegico que consiste en cambio de patrones de movimiento de corrientes marinas provocando superposicioacuten de aguas caacutelidas
GAS AacuteCIDO Gas que contiene cantidades apreciables de aacutecido sulfhiacutedrico CO2 y agua Se obtiene del tratamiento del gas amargo huacutemedo con bases faacutecilmente regenerables como son la monoetanolamina y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propoacutesito
GAS AMARGO Gas natural que contiene derivados del azufre tales como aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de diversos procesos de refinacioacuten
GAS ASOCIADO Gas natural que se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite crudo del yacimiento puede ser clasificado como gas libre o en solucioacuten
GAS DULCE Gas natural libre de aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos y otros derivados de azufre Existen yacimientos de gas dulce pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes quiacutemicos solventes fiacutesicos o adsorbentes
GAS HUacuteMEDO Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos
GAS LIFT Meacutetodo de levantamiento artificial en el cual se inyecta gas a alta presioacuten en la tuberiacutea del pozo con el fin de aligerar la columna hidrostaacutetica en la tuberiacutea de produccioacuten o desplazar fluidos hacia la superficie en forma de tapones liacutequidos
GAS NATURAL Mezcla gaseosa en la que sus componentes principales son el metano etano propano butano pentano y hexano Cuando se extrae de los pozos generalmente contiene aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos CO2 y vapor de agua como impurezas
GAS NO ASOCIADO Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
GAS SECO Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos maacutes pesados que el metano
GASODUCTO Tuberiacutea que transporta gas a grandes distancias
GEI Gases de efecto invernadero Entre ellos estaacute el vapor de agua dioacutexido de carbono y metano
GENERADOR Dispositivo que produce energiacutea eleacutectrica a partir de energiacutea mecaacutenica
GRAVEDAD API Medida de densidad que en comparacioacuten con el agua precisa lo pesado o liviana que es el tipo de petroacuteleo
HEAT RATE Consumo teacutermico especiacutefico neto Relacioacuten entre energiacutea teacutermica neta suministrada por el combustible y la cantidad de energiacutea eleacutectrica neta generada en la frontera comercial por una unidad o planta
INTERCAMBIADOR DE CALOR Dispositivo que transfiere calor entre dos medios
LICUEFACCIOacuteN Cambio de estado que ocurre cuando una sustancia cambia de estado gaseoso a estado liacutequido por disminucioacuten de temperatura y aumento de presioacuten llegando a una sobrepresioacuten elevada
LINE PACK Gas almacenado en un gasoducto
MTBE Eter Metil Terbutiacutelico Sustancia quiacutemica usada en la gasolina como aditivo
NAFTA Conocida como eacuteter de petroacuteleo Derivado del petroacuteleo usado como diluyente en la industria petrolera debido a su alta viscosidad
OLEFINAS Hidrocarburos con dobles enlaces carbono-carbono Los principales son etileno y propileno
OLEODUCTO Tuberiacutea usada para transporte de petroacuteleo y sus derivados a grandes distancias
PENTANO Hidrocarburos saturados de foacutermula empiacuterica C5H12 Existen en las fracciones de maacutes bajo punto de ebullicioacuten de la destilacioacuten del petroacuteleo
PROCESO ADIABAacuteTICO Sistema en el que no se intercambia calor con su entorno
PROPANO Gas maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C3H8
QUEROSENO Liacutequido transparente obtenido por destilacioacuten del petroacuteleo usado como combustible en turbinas a gas
REFORMING Proceso que transforma una gasolina de un nuacutemero de octano bajo en otra con nuacutemero de octano elevado
REGASIFICACIOacuteN Proceso que consiste en calentar el Gas Natural Licuado para convertirlo en Gas Natural y poder consumirlo en calderas o quemadores o para exportarlo fuera de la planta de regasificacioacuten para usos industriales o domeacutesticos
SHALE GAS Hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino
SYNFUEL Combustible diesel sinteacutetico producido a partir de gas natural el cual no contiene azufre ni aromaacuteticos
TORRES DE ABSORCIOacuteN Equipo de contacto gas-liacutequido donde el liacutequido es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en el gas
TORRE SEPARADORA Equipo de contacto gas-liacutequido donde el gas es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en un liacutequido
TRONCALES Oleoductos principales para el transporte de petroacuteleo
VENTEO No aprovechamiento del gas que surge de un pozo de petroacuteleo y se quema (En tea) por motivos de seguridad
YACIMIENTO PETROLIacuteFERO Depoacutesito o reservorio petroliacutefero Es una acumulacioacuten natural de hidrocarburos en el subsuelo contenidos en rocas porosas o fracturadas (Roca almacenamiento)
RESUMEN
TIacuteTULO ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN EN EL CAMPO CHICHIMENE
AUTOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPCIOacuteN
El presente estudio busca analizar y evaluar conceptualmente la utilizacioacuten del gas en solucioacuten producido en el Campo Chichimene el cual se viene disponiendo para consumo de la misma operacioacuten y el sobrante se estaacute venteando o quemando La produccioacuten de gas que se evaluaraacute es del orden de 500000 pies cuacutebicos por diacutea (05 MMSCFD) partiendo de la base de que este gas como miacutenimo se debe tratar para que cumpla condiciones de aprovechamiento en la misma operacioacuten o para uso externo Se determinaraacuten criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de las diferentes alternativas para lo cual se tendraacuten en cuenta aspectos tales como tiempo de implementacioacuten o ejecucioacuten de las mismas el impacto en el medio ambiente y sobre todo si algunas alternativas pueden ser aplicadas en la misma operacioacuten o en su defecto este gas pueda disponerse para la venta o consumo domiciliario e industrial
Con base en la situacioacuten actual cualquier alternativa que se pretenda llevar a cabo para la utilizacioacuten de este gas resulta conveniente desde el punto de vista operacional ya que se mitigaraacute el impacto en el medio ambiente y asiacute mismo se cumpliraacute con la normatividad ambiental No obstante se busca elegir la alternativa que no requiera de mucho tiempo para su implementacioacuten asiacute como tambieacuten la que favorezca a la operacioacuten del Campo y por ende a ECOPETROL
Palabras Claves Gas en Solucioacuten Venteo Quema Condiciones de Aprovechamiento Alternativas
ABSTRACT
TITLE CONCEPTUAL ANALYSIS OF THE SELECTION OF ALTERNATIVES FOR THE DEVELOPMENT OF THE GAS COLLECTION AT CHICHIMENE FIELD
AUTHOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPTION
The present study aims to perform a conceptual design and analysis for the use of gas in solution produced in the Chichimene field this gas is regularly consumed in the same operation and the surplus is vented or burned The gas production to be evaluated is about 500000 cubic feet per day (05 MMSCFD) on the basis that this gas must be treated to reach some conditions for its use in the same operation or for external usage Some criteria are defined to build an evaluation matrix of the different alternatives that includes execution time or implementation of these aspects the impact on the environment and especially if some alternatives can be applied in the same operation whether this gas can be available to sale or for domestic and industrial consumption
Based on the current situation any alternative looking for recovering and using this gas will be convenient from an operating point of view because it will result in the mitigation of negative impacts on the environment and comply with the environmental regulations However it is imperative to have an alternative that does not require large periods to be implemented and that also be beneficial for the operation of the field and thus to ECOPETROL as well
Key Words Gas in solution Vent Burning Achievement Terms Alternatives
1
INTRODUCCIOacuteN
El Campo Chichimene estaacute localizado en la cuenca de produccioacuten de hidrocarburos de los Llanos orientales de Colombia es conocido por su crudo extra pesado fue descubierto por la empresa Chevron en 1969 y fue revertido a ECOPETROL SA en el antildeo 2000 Actualmente tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos de gas asociado (4 MMSCFD) a la produccioacuten de 50000 barriles de crudo por diacutea (BOPD) de una gravedad API de 14deg a una temperatura de 125degF
Con relacioacuten al gas producido un porcentaje de este se consume en el proceso de extraccioacuten y tratamiento de los fluidos producidos en este campo y el excedente se ventea o se quema esto uacuteltimo genera un impacto negativo en los ingresos y sobre todo la repercusioacuten negativa para la operacioacuten ya que se estaacute afectando el entorno y el medio ambiente
Lo anterior conlleva en forma urgente a buscar opciones para el aprovechamiento de este gas partiendo de un anaacutelisis de la situacioacuten del negocio del gas a nivel paiacutes en la misma operacioacuten del campo productor lo cual permitiraacute en este estudio encontrar alternativas viables para su uso y sobre todo que su implementacioacuten se lleve a cabo en el inmediato o corto plazo en aras de mitigar el impacto ambiental
De otra parte dada la complejidad que tiene el sistema de recoleccioacuten y transporte del crudo producido por ser eacuteste un crudo pesado y con una alta viscosidad requiere se le inyecte nafta como diluyente desde la cabeza del pozo de tal forma que se pueda transportar por tuberiacutea hasta la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y posteriormente almacenarlo y bombearlo hacia la estacioacuten de almacenamiento de Apiay Este proceso de dilucioacuten con nafta conlleva a que casi todos los fluidos se mezclen y solo una parte del gas asociado alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea se logran separar en la fase de recoleccioacuten
Partiendo de lo anterior en este estudio se miraraacuten alternativas de uso de gas natural enfocaacutendose principalmente en aquellas que puedan cumplir con el volumen de gas potencialmente disponible de la fase de recoleccioacuten las que mitiguen el impacto ambiental y en lo posible las alternativas que no requieran de largos plazos para su ejecucioacuten
2
JUSTIFICACIOacuteN
La tendencia actual a nivel mundial es obligar a las empresas y a la sociedad en general a utilizar combustibles maacutes limpios y que afecten muy poco el medio ambiente Esto ha hecho que el gas natural sea una opcioacuten energeacutetica positiva pues su consumo es de bajo impacto frente a otros combustibles foacutesiles Su consumo ha aumentado considerablemente a nivel mundial y se mantendraacute por muchos antildeos como una fuente de energiacutea primaria desplazando al petroacuteleo y al carboacuten como combustibles foacutesiles
El gas asociado a la produccioacuten de crudo extra pesado del Campo Chichimene tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea (4 MMSCFD) del cual se dispone hoy diacutea alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea (05 MMSCFD) como gas libre del proceso de recoleccioacuten Este gas tiene una composicioacuten que supera las condiciones para transporte y consumo seguacuten lo establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas de Colombia ldquoCREGrdquo Este gas se estaacute quemando o venteando a la atmoacutesfera lo cual genera un impacto negativo al medio ambiente
Actualmente Colombia exporta a Venezuela 150 millones de pies cuacutebicos por diacutea de gas natural (150 MMSCFD) y se mantendraacute en esta condicioacuten siempre y cuando las reservas aumenten en la misma proporcioacuten que el consumo y que las condiciones climaacuteticas del paiacutes se mantengan estables y no se vea afectada la demanda por fenoacutemenos como El Nintildeo donde los requerimientos de energiacutea eleacutectrica la soportan las centrales termoeleacutectricas Seguacuten la UPME siacute en estos antildeos no se incorporan nuevas reservas de gas y con la demanda que estaacute requiriendo el paiacutes es posible que en el antildeo 2018 Colombia deba importar gas
Con base en lo anterior este trabajo se enfocaraacute en identificar analizar y evaluar conceptualmente alternativas que permitan utilizar el gas asociado para produccioacuten de energiacutea eleacutectrica consumo in situ como combustible entre otras ya que de no ser asiacute el gas se seguiraacute sometiendo a quema o venteo y no tendraacute un aprovechamiento energeacutetico
3
OBJETIVO GENERAL
Analizar e identificar alternativas de solucioacuten que garanticen el uso adecuado del gas de recoleccioacuten y su aprovechamiento energeacutetico aplicado al Campo Chichimene
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
Identificar alternativas para el aprovechamiento energeacutetico del gas de
recoleccioacuten del Campo Chichimene Seleccionar diferentes opciones que permitan obtener beneficios operativos
y reducir el impacto ambiental causado por la presencia del gas asociado en los sistemas de produccioacuten de crudo extra pesado
Determinar criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de alternativas
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DISENtildeO METODOLOacuteGICO
Tipo de investigacioacuten
La investigacioacuten fue descriptiva se analizoacute el sistema actual y mediante la recopilacioacuten de informacioacuten se determinaron las alternativas para aprovechar el gas de produccioacuten del Campo Chichimene Seguidamente se realizoacute un estudio conceptual de cada una de las alternativas para determinar mediante criterios cuaacutel alternativa seriacutea la maacutes viable al lograr reducir el impacto ambiental por la presencia del gas de produccioacuten del campo
En esta parte se muestran las diferentes consideraciones que se tuvieron en cuenta a lo largo del desarrollo del proyecto y el detalle de cada una de las etapas En la ilustracioacuten 1 se muestra el disentildeo metodoloacutegico que se llevoacute a cabo para el desarrollo del proyecto
Ilustracioacuten 1 Disentildeo Metodoloacutegico del Proyecto
Fuente Autora
1 INICIO DEL PROYECTO
bullSe realizoacute la buacutesqueda de informacioacuten en la que se incluyoacute libros tesis y resoluciones con los que se pudo seleccionar alternativas de aprovechamiento del gas de produccioacuten del Campo Chichimene
2 PRELIMINARES
bullFijadas las alternativas se procedioacute a realizar el tratamiento requerido para llevar el gas a condiciones reguladas por la CREG mediante el Software Aspen Plus
3 RECOPILACIOacuteN DE DATOS Y SIMULACIONES
bullConsiderando alternativas viables en base a datos actuales del campo se procedioacute a realizar una matriz de evaluacioacuten de las alternativas
4 ANAacuteLISIS DE RESULTADOS TEacuteCNICO ECONOacuteMICOS
bullA partir de la matriz de evaluacioacuten se hizo recomendaciones sobre la opcioacuten que beneficie al medio ambiente genere beneficios operativos y que su plazo de ejecucioacuten sea inmediato o de corto plazo
5 FIN DEL PROYECTO
5
1 GENERALIDADES
11 EMPRESA ECOPETROL SA
ECOPETROL SA es una empresa de caraacutecter comercial de orden nacional vinculada con el Ministerio de Minas y Energiacutea Actualmente es la empresa maacutes grande del paiacutes y principal petrolera en Colombia Especializada en actividades de la cadena del petroacuteleo y gas operando de manera directa Participa en proyectos de exploracioacuten produccioacuten refinacioacuten y transporte Ademaacutes en operaciones ldquoUpstreamrdquo ECOPETROL SA domina la industria de petroacuteleo y gas en Colombia En la ilustracioacuten 2 se muestra los campos que actualmente opera ECOPETROL en el Meta
Ilustracioacuten 2 Campos operados por ECOPETROL en el Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
ECOPETROL trabaja en el Meta a traveacutes de la Superintendencia de Operaciones Apiay que administra los campos
Apiay Suria Reforma-Libertad
Castilla-Chichimene Valdivia-Almagro
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En el Meta la empresa cuenta con produccioacuten asociada en los municipios de Puerto Loacutepez y Puerto Gaitaacuten Su socia Metapetroleum opera el Campo Rubiales con una produccioacuten promedio de 14000 BOPD Su otra socia Hupecol opera los Campos Elizita Peguita Peguita-II y Peguita-III con una produccioacuten promedio diaria de 6400 BOPD
La infraestructura de transporte de crudo en el Meta estaacute integrada por una red que inicia desde cada uno de los pozos de produccioacuten y transporta el crudo por liacuteneas de estacioacuten-estacioacuten hasta entregarlo en el Departamento del Casanare donde se mide su viscosidad calidad API y contenido de agua y azufre entre otros Alliacute se almacena antes de enviar una parte a refinar al Complejo Industrial de Barrancabermeja y otra a puertos de exportacioacuten
En los Campos de produccioacuten de Castilla-Chichimene y Apiay se producen crudos Castilla Blend (crudo pesado que es diluido con nafta al 17 hasta alcanzar una densidad de 183 degAPI) y la Mezcla Apiay (crudo de aproximadamente 213 degAPI) Los dos son transportados alternadamente por las mismas liacuteneas de flujo Aproximadamente se transportan por estos oleoductos 95000 BOPD producidos en el Meta de los cuales 66000 son Castilla Blend crudo que en su mayoriacutea se exporta La Mezcla Apiay es maacutes liviana y es enviada al Complejo Industrial de Barrancabermeja para convertirla en productos refinados
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE
Administrado desde enero 31 de 2000 y operado desde julio 31 del mismo antildeo por la Gerencia Llanos de ECOPETROL SA se encuentra entre las siguientes coordenadas (1045000 E 915000 N) y (1051500 E 921000 N) con una extensioacuten superficial de 3600 hectaacutereas y con un aacuterea de yacimiento de 1335 hectaacutereas Estaacute localizado a 4 Km al sureste del municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta En la ilustracioacuten 3 se muestra la ubicacioacuten del campo petrolero Chichimene en el mapa de Colombia
7
Ilustracioacuten 3 Ubicacioacuten del Campo Petrolero Chichimene
Fuente httpwwwecopetrolcomcoespecialesmapa_infraestructurahtm
El campo Chichimene fue descubierto por Chevron en 1969 con la perforacioacuten del pozo Chichimene-1 el cual inicioacute produccioacuten en el antildeo de 1985 con el contrato de asociacioacuten Cubarral el cual culminoacute el 30 de enero de 2000 tras lo cual ECOPETROL suscribioacute un contrato por 6 meses con Chevron para su administracioacuten Terminado este contrato y tras adelantar un estudio de explotacioacuten adicional del campo la Gerencia Llanos de ECOPETROL entroacute a operar directamente En el antildeo 2001 se empezoacute a producir un crudo extra pesado de aproximadamente 7-9 degAPI de la formacioacuten productora San Fernando (unidad operacional T2) con el pozo Chichimene-18 A pesar de su alta densidad el crudo de la formacioacuten San Fernando es moacutevil a condiciones de yacimiento debido a las elevadas temperaturas Esta formacioacuten produce cerca de 55000 BOPD usando bombas electrosumergibles como meacutetodo de levantamiento artificial El campo Chichimene cuenta con dos troncales las cuales transportan tipo de fluido diferente la troncal T2 transporta crudo extra pesado con gravedades API entre 10-12 y la troncal K1-K2 transporta crudo pesado con gravedades API entre 18-24 Actualmente el campo Chichimene cuenta con 153 pozos perforados de los cuales 20 producen crudo de 179 degAPI de las unidades K1-K2 y 117 pozos de 122 degAPI producen de la unidad T2 En este momento se encuentran 16 pozos
8
inactivos de la formacioacuten San Fernando La produccioacuten del campo a enero de 2014 es alrededor de 60000 BOPD1 A continuacioacuten en la tabla 1 se muestra un resumen detallado de la produccioacuten del campo Chichimene a enero de 2014 en ella se muestra el potencial de gas del campo barriles de agua y de petroacuteleo que el campo produce y la gravedad API de cada una de las troncales
Tabla 1 Resumen de Produccioacuten del Campo Chichimene a Enero de 2014
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En el plan quinquenal de pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo Chichimene se tiene previsto incrementar la produccioacuten de gas a traveacutes de rehabilitacioacuten de pozos gasiacuteferos como tambieacuten por la implementacioacuten de mejoras en la planta de tratamiento del campo A continuacioacuten en tabla 2 se observa el cronograma de produccioacuten incremental hasta el antildeo 2018 en el cual se puede ver que para el antildeo 2017 se tiene una produccioacuten de gas libre disponible para su uso cerca de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea
1 En el Anexo A se aprecia un resumen detallado de la Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en la Troncal Norte Como tambieacuten en el Anexo B se resume la Produccioacuten de crudo y gas de la Troncal Sur
FORMACIOacuteN K1-K2 25012 4037 20974 839 1055 0261 179 19
FORMACIOacuteN SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122 44
SUBTOTAL NORTE 60549 27676 32874 543 3191 0115 139 63
PROMEDIO 961 439 522 51
FORMACIOacuteN K1-K2 364 210 154 423 0 0000 - 1
FORMACIOacuteN SF 34329 31720 2610 76 837 0026 - 73
SUBTOTAL SUR 34693 31930 2764 80 837 0026 74
PROMEDIO 469 431 37 11
TOTAL FORM K1-K2 25376 4247 21128 833 1055 0248 - 20
TOTAL FORM SF 69866 55359 14510 208 2973 0054 - 117
TOTAL ESTACIOacuteN 95242 59606 35638 374 4028 0068 137
PROMPOZO K1-K2 1269 212 1056 833 53 0248 -
PROMPOZO SF 597 473 124 208 25 0054 -
PROMPOZO ESTACIOacuteN 695 435 260 374 29 0068 -
No
POZOS
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTOTAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE
ENERO DE 2014
TRONCAL BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API
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Tabla 2 Plan quinquenal para incremento de produccioacuten de gas campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En la ilustracioacuten 4 se ve el comportamiento de proyeccioacuten de las curvas de gas con una declinacioacuten del 1 anual sino hay maacutes produccioacuten incremental
Incremetal Total Incremetal Total Incremetal Total
I sem 2014 0 59606 0 4028 0 500
II sem 2014 19 59625 94 4122 307 807
Promedio antildeo
I sem 2015 0 59625 -654 3468 654 1461
II sem 2015 0 59625 -707 2761 707 2168
Promedio antildeo
I sem 2016 0 59625 -670 2091 670 2838
II sem 2016 32 59657 90 2181 510 3348
Promedio antildeo
I sem 2017 17 59674 125 2306 595 3943
II sem 2017 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
I sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
II sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
para aprovechar gas de anulares (pozos por definir)59674 2306 3943
59674
Ampliacioacuten y optimizacioacuten de la fase de separacioacuten de fluidos en
la planta de tratamiento
Optimizacioacuten fase de calentamiento y tanques de
almacenamiento de crudo en la planta de tratamiento En el
Segundo Semestre cantildeoneo de nuevas zonas productoras de
crudo y gas (dos pozos)
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
en tres pozos para aprovechar gas de anulares
BOPD GAS SOLUCION - Mpcd GAS LIBRE - Mpcd
4075
3115
2136
2306 3943
3093
1815
654
59625
59641
PROGRAMAFECHA
PLAN QUINQUENAL PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCION DE GAS CAMPO CHICHIMENE
59616
Reactivacioacuten de dos pozos que presentan alto corte de agua y gas
en el mes de julio y agosto
10
Ilustracioacuten 4 Curva de produccioacuten de gas libre y gas asociado
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE
El campo Chichimene se encuentra en jurisdiccioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta Este municipio se encuentra ubicado en la parte central de Colombia en la zona noroccidental del departamento del Meta Limita por el norte con el municipio de Villavicencio alinderado con el Riacuteo Negro o parte alta del Riacuteo Guayuriba al noroccidente con el municipio de Guayabetal departamento de Cundinamarca al oriente con el municipio de San Carlos de Guaroa al sur con el municipio de Castilla La Nueva al suroccidente con el municipio de Guamal y encierra por el occidente con el departamento de Cundinamarca En la ilustracioacuten 5 se muestra la ubicacioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta en el mapa general de Colombia
11
Ilustracioacuten 5 Ubicacioacuten del Municipio de Acaciacuteas
Fuente httpacacias-metagovcomapas_municipioshtml
El municipio de Acaciacuteas asiacute como parte del aacuterea rural cuenta con servicio de gas domiciliario el cual es suministrado por las empresas Madigas SA y Llanogas La cobertura de dicho servicio es del 80
El gas para este municipio es tomado del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Este gasoducto tambieacuten provee el gas a las ciudades de Villavicencio y Bogotaacute para las centrales termoeleacutectricas Ocoa y Termosuria y para varias poblaciones de los departamentos de Casanare Meta y Cundinamarca2
En la ilustracioacuten 6 se presenta la ubicacioacuten del gasoducto que pasa cerca al campo Chichimene
Es importante sentildealar que el campo Chichimene estariacutea a unos 40 Km de distancia para interconectarse con este sistema de transporte Las troncales que lo componen son
CusianandashApiay Longitud de 149 Km en tuberiacutea de 12rdquo y 10rdquo de diaacutemetro ApiayndashTermocoa Localizado en el Meta con longitud de 364 Km en tuberiacutea
de 6rdquo de diaacutemetro ApiayndashUsme Longitud de 122 Km en tuberiacutea de 6rdquo de diaacutemetro Gasoducto del Ariari Longitud de 601 Km en tuberiacutea de 3rdquo de diaacutemetro
2 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
12
Ilustracioacuten 6 Gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute
Fuente httpwwwtgicomcoindexphpesnuestra-operacionmapa-red-nacional-de-gasoductosgasoducto-cusiana-apiay-bogota
El departamento del Meta y especialmente el aacuterea de los yacimientos de Castilla-Chichimene en jurisdiccioacuten de los municipios de Castilla La Nueva y Acaciacuteas respectivamente son considerados por ECOPETROL como un aacuterea de produccioacuten actual de crudo ECOPETROL ha invertido 1081 millones US$ para llevar a cabo tres grandes proyectos que complementaraacuten la infraestructura actual que se posee en el Meta En la ilustracioacuten 7 se presenta los proyectos que tiene ECOPETROL para desarrollar en el departamento del Meta ademaacutes de un resumen de cada uno de ellos3
3 En el Anexo M se presenta las especificaciones del Proyecto Termo San Fernando que ECOPETROL desea implementar en el Departamento del Meta
13
Ilustracioacuten 7 Proyectos para el Departamento de Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
14
2 MARCO TEOacuteRICO
Este capiacutetulo hace referencia a la identificacioacuten de oportunidades que se tienen en Colombia para utilizar el gas natural para lo cual es necesario analizar el tipo de gas y con base en ello determinar el tratamiento que se debe realizar para llevarlo a condiciones de uso establecidos por la normatividad Colombiana
21 GAS NATURAL
El gas natural se conoce como una mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente de metano (alrededor de 70) la cual existe en los yacimientos en fase gaseosa o en solucioacuten y a condiciones atmosfeacutericas permanece en fase gaseosa Puede encontrarse mezclada con algunas impurezas que no son hidrocarburos tales como N2 CO2 entre otros
El gas natural ha sido el combustible que frente a otros ha presentado un crecimiento maacutes raacutepido en el consumo mundial debido a que posee diferentes tipos de aprovechamiento La industria del gas natural se enfoca en promover el cuidado del medio ambiente frente a otros combustibles En los yacimientos de petroacuteleo es posible encontrar gas el cual es conducido mediante gasoductos a grandes distancias o sino es comprimido para ser transportado por medio terrestre hasta los lugares de consumo
211 Tipos de Gas Natural
2111 Por su origen
Gas Asociado Se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite del yacimiento
Gas No Asociado Se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
2112 Por su composicioacuten
Gas Huacutemedo Mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso del gas natural formada por componentes maacutes pesados que CH4
Gas Seco Compuesta esencialmente por CH4 (alrededor de 94-99)
15
Gas Amargo Contiene derivados del azufre (aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros)
Gas Dulce Libre de derivados del azufre se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo
2113 Por su almacenamiento o procesamiento
Gas Natural Comprimido Gas seco almacenado a alta presioacuten en estado gaseoso
Gas Natural Licuado Compuesto mayormente de CH4 que ha sido licuado por compresioacuten y enfriado para facilitar su transporte y almacenamiento
212 Propiedades del Gas Natural
GOR Relacioacuten GasndashAceite la cual indica que tanto gas hay por cada barril de crudo a condiciones estaacutendar definitiva para conocer el tipo de crudo en un yacimiento
Poder Caloriacutefico A presioacuten constante es la cantidad de calor producido por
la combustioacuten completa de una unidad de volumen o de peso de un combustible a condiciones estaacutendar de tal manera que los productos salen tambieacuten a condiciones estaacutendar Puede encontrarse tanto poder caloriacutefico superior como tambieacuten inferior
Peso especiacutefico Relacioacuten existente entre una masa del gas y el volumen que ocupa en unas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura dadas
Densidad relativa Relacioacuten existente entre el peso especiacutefico con el del aire expresados ambos en las mismas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura
213 Impacto Medio Ambiental
El gas natural es el combustible foacutesil con menor impacto medioambiental en las etapas de extraccioacuten transformacioacuten transporte y utilizacioacuten
16
El uacutenico impacto en la fase de extraccioacuten es que el gas natural se encuentra unido a los yacimientos de petroacuteleo
De otra manera su transformacioacuten es miacutenima limitaacutendose a una fase de purificacioacuten y en algunos casos eliminacioacuten de componentes pesados sin la emisioacuten de efluentes o produccioacuten de escorias
Las consecuencias atmosfeacutericas del uso del gas natural son menores que las de otros combustibles por razones como
La menor cantidad de residuos producidos en la combustioacuten permite su uso como fuente de energiacutea directa en los procesos productivos o en el sector terciario evitando procesos de transformacioacuten como los de plantas de refino del crudo
La misma pureza del combustible lo hace apropiado para su empleo con tecnologiacuteas maacutes eficientes generacioacuten eleacutectrica produccioacuten simultaacutenea de calor y electricidad por medio de sistemas de cogeneracioacuten
Se puede emplear como combustible vehicular permitiendo la calidad medioambiental en las ciudades
Menores emisiones de gases contaminantes (SO2 CO2 NOX CH4) por unidad de energiacutea producida
Menor impacto medioambiental en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles lo cual contribuye a reducir la emisioacuten de GEI
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA
Desde 1970 hasta 1990 la utilizacioacuten de gas natural crecioacute un 87 en el mundo y actualmente representa la cuarta parte del consumo energeacutetico mundial La creciente explotacioacuten de los yacimientos de gas natural ha ido desplazando otras fuentes de energiacutea en todos los sectores de manera que su consumo se incrementa antildeo tras antildeo En la siguiente graacutefica se observa la gran expansioacuten de las energiacuteas renovables a partir del antildeo 2010 se muestra que ademaacutes de ellas se seguiraacute manteniendo el uso de fuentes de energiacutea como el gas agua y energiacutea nuclear Siendo el gas un recurso energeacutetico que mantendraacute su volumen de consumo hasta el antildeo 2030 En la ilustracioacuten 8 se muestra el pronoacutestico del consumo energeacutetico mundial y como el gas natural se mantendraacute hasta el antildeo 2030
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Ilustracioacuten 8 Pronoacutestico de consumo energeacutetico mundial a partir de diferentes fuentes de energiacutea
Fuentehttpwwwenergysiemenscomhqpoolhqpower-generationpower-plantsgas-fired-power-plantscombined-cycle-powerplantsFlexible_future_for_combined_cycle_USpdf
Lo anterior demuestra que el uso del gas natural en el mundo permaneceraacute por mucho tiempo lo que lo convierte en un negocio importante y estrateacutegico para los paiacuteses que lo producen A continuacioacuten se muestra un breve resumen de la actividad exploratoria balance de reservas produccioacuten infraestructura y consumos de gas en Colombia
221 Balance de la actividad exploratoria
A finales de 2012 se llevoacute a cabo por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos la Ronda Colombia 2012 con resultados no muy favorables donde se asignaron 49 de los 115 bloques que se ofrecieron (43) cifra que resulta muy positiva siacute se tiene en cuenta que el promedio que suele presentarse en las rondas petroleras del mundo es de 30 No obstante de los 31 bloques ofrecidos para explotacioacuten de hidrocarburos no convencionales (shale gas e hidratos de metano) que se ofrecieron soacutelo se adjudicaron 5 para un 16 Se observa a partir del antildeo 2010 cuando se alcanzoacute el maacuteximo del periacuteodo 2008ndash2012 en Km equivalentes de siacutesmica una creciente disminucioacuten en esta importante actividad exploratoria
Colombia debe tratar de revertir esta situacioacuten ya que este es el primer eslaboacuten en la cadena exploratoria en la cual el sector gas y en general el paiacutes entero tienen puestas grandes expectativas para solucionar posibles desabastecimientos
18
en el mediano plazo El maacuteximo histoacuterico en Km equivalentes de siacutesmica fue de 26491 en el antildeo 2006 En la tabla 3 se observa el balance de exploracioacuten para el periacuteodo 2008-2012
Tabla 3 Balance de la actividad exploratoria
Fuente ANH
222 Balance de reservas
Al hacer un comparativo de las reservas totales de gas natural del paiacutes entre 2008 y 2012 se nota una leve disminucioacuten de 247 Gpc obtenieacutendose una reposicioacuten de reservas de 94 siacute se tiene en cuenta que la produccioacuten en los uacuteltimos 4 antildeos fue de 4513 Gpc Al analizar la composicioacuten de estas reservas totales se observa una reclasificacioacuten de ellas ya que un poco maacutes de 50 que se encontraban clasificadas como probables y posibles aparecen a 2012 catalogadas como probadas
De acuerdo con los estudios de estimacioacuten de recursos de gas adelantados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos las cuencas que podriacutean tener mayor prospectividad para yacimientos de gas libre son La Guajira La Guajira Off-shore Valle Inferior del Magdalena Catatumbo Cesar-Rancheriacutea Sinuacute-San Jacinto y Sinuacute Off-shore y gas asociado en cordillera oriental y el borde occidental de la cuenca de los llanos orientales En la tabla 4 se observa el comportamiento de las reservas durante el periacuteodo 2008-20124
4 En el Anexo G se muestra las reservas mundiales probadas de gas natural
19
Tabla 4 Distribucioacuten de reservas de gas natural en Gpc
Fuente ECOPETROL UPME
223 Balance de produccioacuten
En la tabla 5 se muestra el balance de produccioacuten para el periacuteodo 2008-2012 donde se ve una disminucioacuten de la produccioacuten de gas en la Cuenca de los Llanos Orientales representada en sus grandes campos Cusiana Cupiagua y Pauto la cual no debe ser vista como una situacioacuten adversa para el sector gas debido a que estaacute motivada por una mayor reinyeccioacuten de gas para incrementar la produccioacuten en los campos petroliacuteferos Para el segundo semestre de 2013 ECOPETROL espera poner en funcionamiento la planta de gas de Cupiagua la cual inicialmente tendraacute una capacidad de 140 MSCFD y una proyeccioacuten final de 210 MSCFD
Tabla 5 Produccioacuten fiscalizada en Gpc
Fuente Acipet MinMinas
20
En la tabla 6 se observa 30 de los 271 campos productores de gas en el paiacutes los cuales tienen un potencial de 3 MMMSCFD El departamento de Casanare y la Guajira son los que tienen los campos con mayor produccioacuten de gas en el paiacutes
Tabla 6 Campos productores de gas natural en MMSCFD 2012
Fuente MinMinas
224 Suministro de gas
El contrato firmado en 2007 con PDVSA estableciacutea que las exportaciones de gas Colombiano a Venezuela iriacutean hasta enero de 2012 y un mes despueacutes PDVSA exportariacutea gas a Colombia hasta diciembre de 2027 Sin embargo por atrasos en la infraestructura de transporte venezolana estas fechas fueron pospuestas por lo que Colombia seguiraacute exportando gas a Venezuela hasta junio de 2014 y las exportaciones de Venezuela hacia Colombia comenzariacutean en septiembre de ese
21
mismo antildeo Los compromisos contractuales de ECOPETROL con PDVSA para el 2014 eran de 100 MMSCFD sin embargo se estaacuten exportando 150 MMSCFD
En el periacuteodo en estudio La Guajira continuoacute siendo el soporte de maacutes del 50 del suministro de gas natural en Colombia (incluyendo el gas exportado) se incrementoacute en 163 MSCFD el suministro de los campos de los Llanos Orientales se consolidoacute la produccioacuten de La Creciente y se inicioacute en firme el suministro de gas natural del campo Gibraltar en el nororiente colombiano En la tabla 7 se observa el comportamiento del suministro de gas natural para el periacuteodo 2008-2012 el cual crecioacute durante este periacuteodo en un 30
Tabla 7 Suministro de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME Concentra
225 Volumen de gas por gasoductos
El maacuteximo volumen transportado de gas natural en Colombia se registroacute en 2010
como consecuencia del incremento en el consumo de este combustible por parte
del sector termoeleacutectrico a causa del fenoacutemeno del nintildeo El mayor crecimiento
promedio anual en el volumen transportado por empresa en este periacuteodo lo
obtuvo Transoriente (28) motivado por la puesta en marcha en 2012 del nuevo
gasoducto Gibraltar ndash Bucaramanga En la tabla 8 se muestra los voluacutemenes de
gas transportado por los gasoductos de Colombia de 2008 a 20125
5 En el Anexo F se muestra una imagen del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural en Colombia
22
Tabla 8 Voluacutemenes de gas transportado en MMSCFD
Fuente Promigas
226 Red de gasoductos
En este periacuteodo la red de gasoductos del paiacutes incrementoacute en 802 Km destacaacutendose las construcciones de los gasoductos Gibraltar-Bucaramanga (176 Km-Transoriente) Cali-Popayaacuten (117 Km-Progasur) Sardinata-Cuacutecuta (68 Km-Progasur) y Gasoducto Ramal a Oriente (40 Km-Transmetano) para un total en estos cuatro tramos de 401 Km Adicionalmente TGI (181 Km) y Promigas (179 Km) continuaron incrementando su red de gasoductos a traveacutes de un mayor cubrimiento de sus gasoductos regionales y con la construccioacuten de gasoductos alternos en sus gasoductos troncales En la tabla 9 se muestra la longitud en el Sistema Nacional de Transporte que tiene cada una de las empresas
23
Tabla 9 Longitud del Sistema Nacional de Transporte en Km
Fuente Resoluciones CREG Promigas () Los Km de gasoducto TGI incluye los Km de gasoducto de Transcogas
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten
El nuacutemero de usuarios residenciales anillados y conectados a gas natural en todo el paiacutes se incrementoacute durante este periacuteodo motivo por el cual la cobertura efectiva del servicio de gas natural incrementoacute en 6 pasando de 71 en 2008 a 77 en 2012 Actualmente la cobertura es de 8rsquo729000 usuarios
El crecimiento de los usuarios conectados entre 2008 y 2012 se presentoacute en todas sus clasificaciones maacutes de 1rsquo600000 usuarios residenciales 38500 usuarios comerciales y 744 nuevas industrias
La meta establecida por el actual gobierno de conectar 785000 familias durante 2010ndash2014 fue alcanzada en los primeros dos antildeos con un poco maacutes de 900000 familias
En el marco del congreso Naturgas 2013 el gobierno propuso al sector gas la meta de alcanzar en el transcurso de un antildeo 900 poblaciones atendidas y 1rsquo000000 de familias conectadas con gas natural para los 3 primeros antildeos (2010ndash2013) No obstante para ello es necesario seguir trabajando en poliacuteticas que incentiven aspectos fundamentales tales como la continuidad en la construccioacuten de gasoductos regionales y el subsidio de conexiones a los usuarios de menores ingresos a traveacutes de los fondos destinados para ello (FECF y SGR) En la tabla 10 se muestra la cobertura de gas natural en el paiacutes de 2008 a 2012 y su variacioacuten a lo largo de estos antildeos
24
Tabla 10 Cobertura del gas natural
Fuente MinMinas
Antioquia fue el departamento con el mayor nuacutemero de nuevos usuarios conectados a gas natural entre 2008 y 2012 con una cifra muy cercana a los 330000 usuarios seguido por Bogotaacute con un poco maacutes de 255000 y Valle del Cauca con 215000
En el periacuteodo el gas natural llegoacute a 3 nuevos departamentos Caquetaacute (2009) Guaviare (2010) y Putumayo (2012) cubriendo asiacute 24 de los 32 departamentos que conforman el paiacutes Entre los 8 departamentos que no cuentan con ninguacuten municipio conectado a gas natural estaacuten Chocoacute y Narintildeo en el Paciacutefico Arauca Vichada y Guainiacutea en los Llanos Orientales Vaupeacutes y Amazonas en la Amazoniacutea Colombiana y San Andreacutes y Providencia en la regioacuten insular del paiacutes En la tabla 11 se muestra la cantidad de usuarios con gas natural a lo largo del paiacutes durante el periacuteodo 2008 a 2012
25
Tabla 11 Usuarios de gas natural
Fuente MinMinas
228 Demanda de gas
Durante 2009 la demanda del sector industrial sufrioacute una disminucioacuten principalmente como consecuencia de la sustitucioacuten del gas natural por carboacuten en gran parte de la industria cementera
Bajo condiciones climaacuteticas normales el sector industrial y comercial es el mayor consumidor de gas natural en el paiacutes solo ante la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo como el observado durante gran parte de 2009-2010 este sector declina esta condicioacuten ante el sector eleacutectrico
La demanda nacional de gas natural en 2012 fue de 856 MSCFD uacutenicamente es superada por la que se presentoacute en 2010 que fue de 861 MSCFD esta uacuteltima
26
afectada por el fenoacutemeno del nintildeo y por ende por un mayor consumo del sector eleacutectrico Por lo anterior se puede afirmar que 2012 fue un gran antildeo de consumos para el sector gas donde solo se advirtioacute una miacutenima disminucioacuten en las cifras de GNV Se muestra en la tabla 12 la demanda de gas natural por sectores en regiones del paiacutes
Tabla 12 Demanda de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME SUI () Se adicionaron los consumos de ECOPETROL
229 Precios del gas
Entre las principales distribuidoras del paiacutes analizadas durante 2012 la tarifa maacutes alta de gas natural fue la de Gases del Oriente motivada por tener el mayor componente de suministro ya que supliacutea la ausencia de gas natural con aire propanado
En la actualidad Gases del Oriente atiende la ciudad de Cuacutecuta y otros municipios de Norte de Santander con gas extraiacutedo del campo Sardinata y procesado en la nueva planta de Tibuacute puesta en marcha por ECOPETROL a comienzos de
27
octubre de 2012 ademaacutes de utilizar para ello el nuevo gasoducto Sardinata-Cuacutecuta propiedad de Progasur Por esta razoacuten las tarifas de 2013 de esta distribuidora se encuentran muy cercanas a las del resto del paiacutes En la tabla 13 se muestra los diferentes componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en Colombia
Tabla 13 Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en $m3
Fuente SSPD SUI () Para los componentes presentados se tomoacute como referencia el mercado relevante
maacutes representativo
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL
Consiste en eliminar las impurezas que trae el gas natural como H2O CO2 y H2S Algunos de los componentes que trae el gas natural antes de ser procesado son CH4 H2O H2S CO2 N2 pentanos butano propano y etano
El gas natural debe acondicionarse para poder cumplir con los estaacutendares de calidad especificados por la CREG la cual es conocida como la entidad reguladora de energiacutea y gas en Colombia su principal objetivo es lograr que servicios como energiacutea eleacutectrica gas natural gas licuado de petroacuteleo se preste a
28
la mayor cantidad de personas a un menor costo con el fin de garantizar calidad cobertura y expansioacuten para sus usuarios Seguacuten la resolucioacuten de la CREG 071 de 1999 se muestra en la tabla 14 que pautas debe tener el gas natural para poder ser utilizado
Tabla 14 Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Fuente CREG
ESPECIFICACIONES SISTEMA
INTERNACIONAL
SISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a
Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en
estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de
CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
29
Algunos problemas que se pueden tener por la presencia de los siguientes compuestos en el gas natural son
H2S toxicidad del H2S corrosioacuten por presencia de H2S y CO2 ademaacutes en la combustioacuten se puede formar SO2 (altamente toacutexico y corrosivo)
CO2 problemas en el proceso de licuefaccioacuten (almacenamiento) ademaacutes de la disminucioacuten del poder caloriacutefico
Vapor de agua a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas se pueden formar hidratos de metano los cuales pueden obstruir los gasoductos ademaacutes puede formar soluciones aacutecidas en presencia de compuestos como CO2 y H2S
En la ilustracioacuten 9 podemos ver las diferentes etapas que se requieren en el proceso de tratamiento del gas natural y dependiendo del tipo de gas se va transformando hasta obtener un gas natural tratado a condiciones CREG separado de unos productos finales como son el etileno propileno gasolinas naturales entre otros
30
Ilustracioacuten 9 Etapas de Tratamiento para el Gas Natural
Fuente httpprofesoresfi-unammxI3profCarpeta20energEDa20y20ambienteGas20Naturalpdf
31
A continuacioacuten se explica cada una de las etapas de tratamiento requeridas para que el gas del sistema de recoleccioacuten del campo cumpla con condiciones CREG
La primera etapa del proceso consiste en la separacioacuten del crudo y el gas si este viene como gas asociado o no asociado En el caso de ser un gas asociado se puede tener un gas amargo (debido a que puede traer en su contenido parte de CO2 H2S) Si el gas viene no asociado al crudo puede presentarse como gas amargo (con contenido de CO2 H2S) gas huacutemedo dulce (con presencia de hidrocarburos liacutequidos) o gas seco (apto para venta u otros usos)
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural
Proceso para eliminar compuestos aacutecidos se limpia el gas mediante la remocioacuten de H2S y CO2 principalmente Existen procesos para desacidificar el gas natural como el Proceso de torres de absorcioacuten con aminas Proceso Benfield Proceso Scot entre otros
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural
Esta etapa tiene como finalidad remover el H2S CO2 mediante una torre de absorcioacuten con soluciones acuosas de aminas que pueden ser DEA (dietanolamina) MEA (monoetanolamina) MDEA (metildietilnolamina) DIPA (diisopropanolamina) la cual ingresa a la torre de absorcioacuten por la parte superior y cae por gravedad el gas ingresa por la parte inferior ascendiendo para encontrarse con la amina que cae cuando entran en contacto el H2S y CO2 son absorbidos por la fase liacutequida de la amina En la parte superior de la torre sale el gas despojado de esas dos sustancias donde finalmente el gas de salida es gas huacutemedo dulce y por la parte inferior sale la amina rica con el material absorbido Existen otros procesos para endulzamiento como el Proceso Clauss Euro Clauss BSR Selectox entre otros
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural
Consiste en la remocioacuten del vapor de agua presente en el gas ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte debido a la formacioacuten de hidratos de metano soacutelidos Dicha remocioacuten se realiza mediante absorcioacuten con TEG (trietilenglicol) en la que el glicol captura al agua y permite la salida del gas seco Una vez obtenido el gas seco se procede a la compresioacuten para obtener las condiciones establecidas por la GREG y finalmente poderlo entregar a la red
32
nacional de transporte por gasoducto mediante procesos como Criogeacutenico Turboexpander o Refrigeracioacuten Simple
Por otra parte existe el proceso de fraccionamiento el cual consiste en la separacioacuten de hidrocarburos liacutequidos para obtencioacuten de productos finales como etileno propileno entre otros En el estudio del gas Chichimene la cantidad de gas manejada resulta ser baja y por ende la cantidad de hidrocarburos liacutequidos es miacutenima para separarlos y obtener productos siacute la cantidad de hidrocarburos liacutequidos fuera mayor se podriacutea realizar mediante proceso de Destilacioacuten Fraccionada Despueacutes de tratado el gas se tiene un gas apto para venta con condiciones CREG para poder ser enviado al Sistema Nacional de Transporte o para ser usado como combustible en alguacuten proceso
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL
El gas natural es considerado de los combustibles foacutesiles como el maacutes limpio debido a su composicioacuten quiacutemica ya que principalmente produce CO2 y vapor de agua lo cual conlleva a emisiones de CO2 mucho menores que el petroacuteleo (alrededor de 25 a 30) Su uso principal es como combustible para proporcionar calor impulsar turbinas que producen electricidad o mover motores
Para todas las alternativas planteadas es necesario llevar el gas a condiciones establecidas por la CREG por lo que es obligatorio realizar un tratamiento previo al gas natural con el fin de eliminar hidrocarburos liacutequidos vapor de agua y CO2
6
En la tabla 15 se muestra las condiciones establecidas por la CREG y las correspondientes al gas de Chichimene Los iacutetems sentildealados son aquellos que se requieren tratar debido a que la CREG exige que el gas se encuentre seco libre de CO2 e hidrocarburos liacutequidos siacute se remueven el poder caloriacutefico del gas disminuye
6 En el Anexo M se puede ver detalladamente el Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
33
Tabla 15 Condiciones Requeridas por la CREG
Fuente Resolucioacuten CREG 071 de 1999
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Valores Actuales
en Campo
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos56
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2 12965
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3 22067
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5 152
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 01 01 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc0 mgm3
40 degC
10742 MJm3
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREGMUESTRAS DEL
PROCESO DE
RECOLECCIOacuteNRes CREG 071 de 1999
ANALISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENECAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones
Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 nitroacutegeno y
oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
34
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica
Utilizado en centrales termoeleacutectricas para generacioacuten eleacutectrica En Colombia debido a que existe eacutepocas del fenoacutemeno del nintildeo y debido a ello disminuyen las caudales de agua en todo el paiacutes comienzan las centrales hidroeleacutectricas a reducir su nivel de produccioacuten de energiacutea es por eso que las centrales termoeleacutectricas cumplen esta funcioacuten y son las que en ese tiempo despachan su energiacutea a nivel paiacutes Entre las centrales termoeleacutectricas existe la convencional la central de ciclo combinado y la cogeneracioacuten
La central termoeleacutectrica convencional a gas es una instalacioacuten usada para la generacioacuten de energiacutea a partir de la energiacutea liberada en forma de calor mediante la combustioacuten de gas natural (combustible foacutesil) En la ilustracioacuten 10 se aprecia un esquema general de una planta termoeleacutectrica a gas
Ilustracioacuten 10 Central teacutermica convencional a gas
Fuente httpwwwfullquimicacom201304centrales-convencionales-gashtml
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Por otro lado existe la central de ciclo combinado la cual se basa en la produccioacuten de energiacutea a traveacutes de diferentes ciclos una turbina de gas y una turbina de vapor El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro mediante el uso de una caldera HRSG (Heat Recovery Steam Generator) de manera que los gases calientes de escape del ciclo de turbinas de gas entregan la energiacutea necesaria para el funcionamiento del ciclo de vapor acoplado La energiacutea obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada ademaacutes de la generacioacuten eleacutectrica para calefaccioacuten a distancia y para la obtencioacuten de vapor de proceso Algunas de las ventajas son
Sustituir una central teacutermica de ciclo combinado por una de carboacuten o diesel contribuye a la reduccioacuten de GEI
Consume un 35 menos de combustible foacutesil que las convencionales lo cual ayuda a reducir emisiones de CO2 a la atmoacutesfera
La emisioacuten unitaria por KWh producido a traveacutes de plantas de ciclo combinado es menor y sus emisiones de dioacutexido de azufre son despreciables a comparacioacuten con una central de carboacuten o diesel
Tiempo de construccioacuten aproximadamente 30 menor que una planta con carboacuten
Se utiliza menor cantidad de agua en el proceso ya que solo se requiere agua para el ciclo de vapor lo que una central de ciclo combinado con gas natural necesita 13 del agua que se precisa en un ciclo simple de fuel o carboacuten
En la ilustracioacuten 11 se muestra un esquema general del funcionamiento de una central de ciclo combinado
Ilustracioacuten 11 Esquema general de una Central Ciclo Combinado
Fuente httpwwwslidesharenetgbermudezguia-n-3-centrales-trmicas-de-gas
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Finalmente se encuentra la cogeneracioacuten la cual consiste en la produccioacuten simultaacutenea de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica utilizando un uacutenico combustible El calor producido sirve para calefaccioacuten y aire acondicionado o para calentar agua sanitaria la electricidad se utiliza o se enviacutea a la red eleacutectrica general Normalmente su ubicacioacuten es cercana a los consumidores con lo cual las peacuterdidas por distribucioacuten son menores que las de una central eleacutectrica y un generador de calor convencional Su rendimiento eleacutectrico depende de la tecnologiacutea utilizada pero oscila entre el 30-40 mientras que el rendimiento teacutermico estaacute alrededor del 55 En la ilustracioacuten 12 se muestra un esquema general de proceso de cogeneracioacuten
Ilustracioacuten 12 Proceso General de una Planta de Cogeneracioacuten
Fuente httpwwwred-calefaccion-lilleveoliaenvironnementcomtecnologiascogeneracionaspx
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo
Utilizado como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming y en campos productores para calentamiento de fluidos y tuberiacuteas En la ilustracioacuten 13 se detalla los productos petroquiacutemicos que se pueden obtener en plantas de petroacuteleo a partir del gas natural
37
Ilustracioacuten 13 Productos Petroquiacutemicos obtenidos a partir de Gas Natural
Fuente Autora
243 Gas natural para la industria
El gas natural tiene diversas aplicaciones debido a que ofrece grandes ventajas en procesos donde se requiere de ambientes limpios procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia En industrias quiacutemicas se considera como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming ademaacutes facilita la utilizacioacuten del gas natural con mezcla variable de otros gases residuales disponibles en la industria gracias a la ductibilidad de los quemadores
38
244 Gas natural para uso vehicular
Es considerado combustible sustituto de la gasolina El gas natural comprimido es una mezcla de gases que resulta ser econoacutemico y ambientalmente limpio ademaacutes de ser considerado una alternativa para sustitucioacuten de combustibles liacutequidos Es utilizado por vehiacuteculos como gas natural comprimido o como gas natural licuado y se compone generalmente de CH4 Algunas de sus ventajas son ahorro superior al 50 del costo frente a la gasolina recuperacioacuten promedio de la inversioacuten de conversioacuten desempentildeo similar y comparable a la gasolina y otros combustibles reduccioacuten de costos de mantenimiento al ser un sistema de combustioacuten maacutes limpio y ademaacutes como combustible disminuye la emisioacuten de gases contaminantes como CO hidrocarburos y CO2 respecto a los emitidos con la gasolina y demaacutes combustibles
245 Gas natural para uso domeacutestico
El gas natural ha desplazado a combustibles como el queroseno carboacuten gasolina que han sido empleados en las labores de los hogares dado su costo y bajas emisiones de GEI Ademaacutes es un combustible que brinda mayor seguridad en su manipulacioacuten debido a que llega hasta el punto de consumo por tuberiacuteas a baja presioacuten Algunas de sus ventajas son faacutecil instalacioacuten suministro continuo combustioacuten no contaminante econoacutemico respecto a otros combustibles similares y finalmente conservacioacuten de aparatos que funcionan con gas natural debido a que no requieren de mucho mantenimiento Sus aplicaciones principales son para alimentos debido a que es la mejor alternativa frente a otros combustibles Calefaccioacuten ya que permite calentar ambientes de hogares o locales y calentamiento de agua mediante calentadores a gas natural los cuales producen agua al instante y a bajo costo
246 Gas natural para trigeneracioacuten
Surge debido a necesidades de calefaccioacuten agua caliente pero tambieacuten cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Los nuevos equipos a gas natural permiten obtener friacuteo ya sea mediante el sistema de compresioacuten o a traveacutes del proceso de absorcioacuten Aunque los equipos de compresioacuten son muy eficientes los equipos de absorcioacuten son considerados como la opcioacuten maacutes ecoloacutegica para los sistemas de climatizacioacuten y refrigeracioacuten Combinando la tecnologiacutea de cogeneracioacuten con la de
39
absorcioacuten se puede climatizar con un ahorro energeacutetico considerable Esta maacutequina opera pasando el calor de una fuente friacutea a otra caliente Esto se debe al hecho de que la bomba de calor no soacutelo aprovecha la energiacutea contenida en el gas sino tambieacuten la ambiental por lo que proporciona maacutes energiacutea de la que consume Algunas de sus ventajas son reduccioacuten de emisiones de GEI disminucioacuten de peacuterdidas en el sistema eleacutectrico aumento de la competitividad industrial y finalmente la promocioacuten de PyMES en construccioacuten y operacioacuten de plantas de trigeneracioacuten
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving
Las plantas Peak Shaving (En ingleacutes afeitando picos) pueden ser utilizadas como centros de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) para exportarlo para suplir demandas pico de gas en aacutereas de gran demanda o como almacenamiento de gas natural in situ con el fin de brindar confiabilidad al Sistema Nacional de Transporte de gas natural
Son plantas de almacenamiento criogeacutenico que surgieron como respuesta a la necesidad de garantizar con importantes reservas de gas natural licuado el abastecimiento de redes de gas natural Son usadas para el abastecimiento de gas durante los periacuteodos de demanda maacutexima ya que fueron concebidas para afrontar los picos de consumo en aquellos sistemas con alta incidencia de clientes residenciales e industriales
Esta planta reduce la necesidad de disponer de capacidad de transporte desde las zonas de produccioacuten de gas y con ello la sobredimensioacuten de los gasoductos involucrados que son utilizados en forma estacional (fenoacutemeno del nintildeo) es una alternativa eficaz para disminuir el costo total de ese transporte desde la produccioacuten hasta los centros de consumo con alta demanda
Se ubican estrateacutegicamente cerca a centros de consumo y generalmente lejanas de las zonas de produccioacuten gasiacutefera La planta requiere de mayor tiempo para licuar el gas y llenar los tanques de almacenamiento (aproximadamente 200-300 diacuteas) y para la vaporizacioacuten y entrega gas a las redes de distribucioacuten lo hace en pocos diacuteas (no maacutes de 20 diacuteas cada antildeo) La cadena de GNL lo conforman cinco agentes
Produccioacuten desde el campo productor hasta la planta de GNL incluyendo el procesamiento del gas y los gasoductos asociados
Licuefaccioacuten comprende el tratamiento del gas licuefaccioacuten recuperacioacuten de liacutequidos y condensados carga y almacenamiento de GNL
40
Transporte siacute es para exportar el GNL viaja por barco desde la planta de licuefaccioacuten hasta la terminal de regasificacioacuten
Regasificacioacuten comprende la descarga almacenamiento regasificacioacuten e inyeccioacuten en ramales de distribucioacuten
Distribucioacuten a la salida de la planta de regasificacioacuten el gas es inyectado en el sistema de transporte y distribucioacuten para llegar a los usuarios finales
En la ilustracioacuten 14 se muestra el proceso general que debe tener una planta Peak Shaving Ilustracioacuten 14 Proceso General de una Planta Peak Shaving
Fuente Autora
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido El gas natural bajo las condiciones de temperatura normalmente utilizadas para su manipulacioacuten en el Sistema Nacional de Transporte de gas natural (1015 psi) se encuentra en estado gaseoso y moviliza una cierta cantidad de energiacutea por unidad de volumen Se podriacutea manipular maacutes energiacutea siacute se comprime el gas a mayor presioacuten En general cuando la demanda a atender es pequentildea y para ciertas condiciones de distancia de transporte los gasoductos pueden no ser la mejor opcioacuten de transporte desde el punto de vista econoacutemico En tal caso puede ser viable utilizar la teacutecnica del GNC para transportar el gas hasta el centro de consumo y luego distribuirlo a los usuarios a traveacutes de redes domiciliarias e industriales Mediante esta teacutecnica se aumenta la presioacuten del gas (3600 psi) en cilindros o tanques transportados por vehiacuteculos mantenieacutendolo en su estado gaseoso de tal forma que se incrementa la energiacutea por unidad de volumen reduciendo los costos unitarios de transporte
bullEliminacioacuten de CO2 H2O y separacioacuten de hidrocarburos pesados Tratamiento
bullEnfriamiento del gas durante 290 diacuteas Licuefaccioacuten
bullA bajas temperaturas se almacena en un tanque que mantiene la temperatura del GNL Almacenamiento
bullPor un sistema de bombas criogeacutenicas el gas es vaporizado a alta presioacuten lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una estacioacuten para adecuar las condiciones de presioacuten a las requeridas para inyeccioacuten a la red de distribucioacuten
Vaporizacioacuten
41
El GNC (3600 psi) se transporta mediante cilindros de almacenamiento en camiones especialmente disentildeados y almacenados en cada localidad para ser luego introducidos a la red de distribucioacuten a una presioacuten de 58 psi Este sistema al igual que el suministro de GLP estaacute destinado al abastecimiento de gas natural para consumo residencial industrial y GNV en pequentildeas localidades y alejadas de un gasoducto Este sistema optimiza en forma integral lo teacutecnico y lo comercial Es un proyecto innovador de distribucioacuten de gas de bajo costo para consumo en pequentildeas y medianas poblaciones en la que no es rentable el abastecimiento mediante la instalacioacuten de un gasoducto troncal desde los yacimientos En la ilustracioacuten 15 se muestra en resumen la cadena del GNC
Ilustracioacuten 15 Cadena del GNC
Fuente httpgncenergiaperucom
La cadena de valor de GNC la conforman tres agentes
Compresioacuten se toma el gas natural del campo de produccioacuten (de un gasoducto de transporte o una red de distribucioacuten) y mediante compresores se aumenta la presioacuten del gas y se almacena en cilindros o tanques disentildeados para el caso La presioacuten maacutexima utilizada para el gas comprimido es de 3600 psi
Transporte y almacenamiento por medio de tubos ciliacutendricos con GNC a alta presioacuten se transporta en vehiacuteculos por carretera o viacutea fluvial hasta una planta de descarga emplazada en las inmediaciones de la localidad y se almacena En general los camiones de 12 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 5 moacutedulos de almacenamiento de 300 m3 (en total 1500 m3 de gas natural) mientras que los camiones articulados de 40 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 18 moacutedulos de almacenamiento (en total 5400 m3 de gas natural)
42
Descompresioacuten utilizando vaacutelvulas para expandir el gas se reduce la presioacuten y se inyecta el gas a las redes de distribucioacuten para llevarlo a los usuarios finales
Con base en lo anterior se observa que en Colombia se consume aproximadamente el 33 del gas producido se exportan 150 MMSCFD a Venezuela y el restante se utiliza en la misma actividad de produccioacuten de hidrocarburos Asiacute mismo en Colombia no se almacena gas para cubrir demandas pico y el gran consumidor de este gas en su orden son sector eleacutectrico industrial - comercial y residencial Tambieacuten se determinoacute que el gas del campo Chichimene no cumple especificaciones para su uso lo cual requiere tratarse para disponerlo para venta o consumo en el mismo campo Por consiguiente en el siguiente capiacutetulo se describiraacute el tratamiento que se le debe realizar al gas ya que este es un gas no asociado amargo y huacutemedo debido al alto contenido de CO2 e hidrocarburos liacutequidos presentes
43
3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
El campo Chichimene cuenta con un gas con alto contenido en metano (alrededor de 75) tal como se observa en la siguiente tabla Su composicioacuten se obtuvo mediante una cromatografiacutea tomada en un punto del sistema de recoleccioacuten de crudo del campo Chichimene la cantidad de gas en la etapa de recoleccioacuten actualmente es de 05 MMSCFD En la tabla 16 se muestra la cromatografiacutea del gas del campo Chichimene en la etapa de recoleccioacuten Tabla 16 Cromatografiacutea del gas Chichimene en etapa de recoleccioacuten
Fuente Departamento de Produccioacuten del Chichimene ECOPETROL
El gas de la etapa de recoleccioacuten del campo Chichimene debe tratarse y acondicionarse de acuerdo a las regulaciones de calidad del gas natural por la CREG por lo que es necesario implementar un tratamiento de gas del campo Para esto se propone en cada una de las etapas de tratamiento del gas tecnologiacuteas que presenten ventajas frente a otros procesos en las diferentes
COMPOSICIOacuteN FRACCIOacuteN MOLAR
Nitroacutegeno 0022067
CO2 012965
Metano 0747311
Etano 004463
Propano 0020076
n-Butano 0016541
i-Butano 0006041
n-Pentano 0003474
i-Pentano 0004346
n-Hexano 0003165
n-Heptano 0002043
n-Octano 0000657
TOTAL 1
Este gas cuenta con condiciones
de Presioacuten 30 psi Temperatura
104 degF
44
etapas y asiacute se pueda cumplir las condiciones para entrega y uso posterior del gas
Por lo tanto en la etapa de desacidificacioacuten se trabaja con torres de absorcioacuten con amina DEA debido a que es un proceso de uso frecuente en plantas de tratamiento ademaacutes este proceso frente a procesos de adsorcioacuten y de membranas presenta ventajas En la adsorcioacuten se purifica el CO2 que se elimina y la utilizacioacuten de membranas requiere de altos costos e influye negativamente por la presencia de contaminantes como SOx NOx HCl
En cuanto a la amina empleada en este caso DEA presenta ventajas frente a aminas como MEA ya que no es corrosiva no genera formacioacuten de espuma ademaacutes esta amina posee mayor capacidad de absorcioacuten frente a la MEA y DIPA lo cual es ventajoso debido a que en esta primera etapa lo fundamental es eliminar el CO2 contenido en el gas que es un gran porcentaje (alrededor de 13)
Seguido de ello en la etapa de endulzamiento se propone el proceso con la amina DIPA debido a que es una amina utilizada comercialmente en los procesos de tratamiento de endulzamiento del gas natural es una amina secundaria que tiene gran capacidad para transportar gas aacutecido lo cual para este proceso es importante debido a que la amina DEA (del proceso anterior) y DIPA tienen contenido de azufre y mediante el uso de la amina DIPA se elimina este aacutecido sulfhiacutedrico de la corriente de gas La amina DIPA es una amina utilizada en el proceso SHELL ADIP y aunque su competencia en la remocioacuten de CO2 frente a otros procesos es difiacutecil siacute es maacutes eficiente que soluciones como DEA y MEA en la remocioacuten de H2S
Finalmente en la etapa de deshidratacioacuten se implementa una tecnologiacutea reciente ldquoDRIZO TEGrdquo con el fin de eliminar porcentaje de agua que se tiene actualmente en el gas de recoleccioacuten del campo el proceso DRIZO TEG cuenta con alta concentracioacuten de glicol lo que permite eliminar mayor porcentaje de agua que un proceso de deshidratacioacuten normal con glicol (aproximadamente 99998 en peso en lugar de lo tiacutepico 9995 en peso) Con maacutes de 60 plantas de tratamiento DRIZO demuestra ser el mejor proceso de deshidratacioacuten y ademaacutes por ser un proceso respetuoso con el medio ambiente con emisiones miacutenimas de CO2 y BTEX (benceno tolueno etilbenceno y xileno) requiere cantidad miacutenima de equipos y su costo es bajo Finalmente se lleva a compresioacuten para tener el gas de recoleccioacuten a condiciones fijadas por la CREG
En ninguno de los procesos se utiliza regeneracioacuten debido a que se requiere gran demanda de energiacutea De otro modo la etapa de fraccionamiento en el proceso no se lleva a cabo ya que el porcentaje de hidrocarburos liacutequidos es bajo y la ejecucioacuten de una etapa como el fraccionamiento implica inversiones econoacutemicas altas
45
El sistema de tratamiento del gas de recoleccioacuten del campo se implementa mediante el software Aspen Plus V84 la cual es una herramienta para simular procesos de disentildeo conceptual de industrias quiacutemicas petroquiacutemicas refino de petroacuteleo procesamiento de gas y aceites generacioacuten de energiacutea entre otros Ademaacutes cuenta con herramientas de caacutelculos de costos y su interfaz es amigable
En la siguiente ilustracioacuten 16 se presenta el proceso general del tratamiento del gas del campo Chichimene con base en lo anteriormente mencionado
46
Ilustracioacuten 16 Modelo de tratamiento para el gas de recoleccioacuten del Campo Chichimene
ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN
(Eliminacioacuten de CO2)
ETAPA II ENDULZAMIENTO (Eliminacioacuten de H2S y
CO2)
ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN
Y COMPRESIOacuteN (Eliminacioacuten de H2O y
Compresioacuten)
Torres de Absorcioacuten con
Amina DEA
Con Amina DIPA
DRIZO TEG Y Compresioacuten
GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo
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31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL
La primera etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten de CO2 y H2S En este caso el tipo de gas de trabajo no cuenta con contenido de H2S por lo tanto se procede simplemente a eliminar el CO2 Inicialmente el gas cuenta con unas condiciones de presioacuten y temperatura de 30 psi y 31315degK la planta de tratamiento trabaja a alta presioacuten por lo que es necesario comprimir el gas hasta lograr condiciones requeridas del proceso Posteriormente el gas de trabajo y la solucioacuten acuosa de amina (en este caso DEA) ingresan a una torre de absorcioacuten en la que entran en contacto el gas y la amina la cual se encarga de separar el CO2 del gas En esta etapa se logra remover el 10 del 13 de CO2 presente en el gas Este 10 pasa por una torre separadora en la cual se logra obtener un 5 de CO2 como producto para utilizar en procesos que requieran CO2 y el 5 restante sale como productos inertes del proceso El porcentaje de metano aumenta en un 13 pasando de 75 a 88 esta etapa incluye varios equipos como compresor enfriador bomba torre absorbedora torre separadora
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
La segunda etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten del CO2 que no se logroacute eliminar durante la primera etapa al igual que el H2S que ingresoacute en el gas debido a que la amina tiene un porcentaje bajo en ella El gas de trabajo ingresa a una torre de absorcioacuten en la que el gas entra en contacto con una solucioacuten acuosa de amina DIPA la cual es frecuentemente utilizada y es la que se encarga de remover en su totalidad el contenido de H2S reduce a un 18 el contenido de CO2 y aumenta de 88 de metano a 893 Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL
La tercera etapa consiste en la remocioacuten de H2O que se encuentra en el gas producto de los dos tratamientos anteriores ya que las aminas vienen en solucioacuten acuosa y una parte de esa agua queda internamente en el flujo de gas de trabajo que se estaacute tratando Es fundamental eliminar el vapor de agua ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte del gas por la posible formacioacuten de hidratos de metano soacutelido En el proceso de deshidratacioacuten el gas ingresa a una torre de absorcioacuten en la que entra en contacto con una solucioacuten de glicol (TEG) debido a que es una opcioacuten de deshidratacioacuten econoacutemica la cual se encarga de remover la totalidad del vapor de agua obteniendo un gas totalmente
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seco y con 96 de metano Debido a la alta eficiencia de esta etapa no fue necesario simular una planta de fraccionamiento para aumentar la pureza del metano ya que la condicioacuten de salida del gas se encuentra bajo las condiciones requeridas por la CREG y debido a que la presioacuten final en la etapa de deshidratacioacuten es la uacutenica que no se encuentra dentro de los estaacutendares de la CREG se implementa un compresor que entregue el gas a 1200 psia Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora compresor intercambiador de calor
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En la tabla 17 se muestra las condiciones iniciales y finales de la simulacioacuten del tratamiento del gas
Tabla 17Condiciones y Composiciones de Etapas de Tratamiento para Gas de Recoleccioacuten Chichimene
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo Grupo de Simulacioacuten Produccioacuten y Uso de Combustibles UNAB
Gas Actual Sist
RecoleccioacutenGas Out - Etapa 1 Gas In - Etapa 2 Gas Out - Etapa 2 Gas In - Etapa 3 Gas Final Tratado
DEA DIPA TEG 000 000 000 000 000 000
H2O 000 180E-03 180E-03 363E-03 200E-03 4 PPM
CO2 130E-01 343E-09 343E-09 579E-09 000 000
H2S 000 357E-07 357E-07 749E-07 285PPB 000
N2 002 003 003 003 003 003
CH4 075 088 088 088 089 096
C2H6 004 006 006 006 006 001
C3H8 002 003 003 003 003 158 PPM
Flujo total (MMSCFD) 05 031 031 0302 0302 0235
Temperatura (degK) 31315 31135 3115 32556 30259 31315
Presioacuten (Psig) 30 900 900 900 900 11853
VALORES
ETAPA 2 ENDULZAMIENTO CON
AMINA DIPA
ETAPA 3 DESHIDRATACIOacuteN DRIZO
TEG Y COMPRESIOacuteN
Nota Cada uno de los componentes mencionados se encuentran en Fraccioacuten Molar
ETAPA 1 DESACIDIFICACIOacuteN CON
TORRES DE ABSORCIOacuteN
50
A continuacioacuten se muestra en la tabla 18 el comparativo de las caracteriacutesticas fijadas por la CREG y las obtenidas despueacutes del proceso de tratamiento del gas del campo Chichimene
Tabla 18 Condiciones de calidad de gas natural CREG Vs Condiciones finales con tratamiento de gas en Aspen Plus
Fuente Autora
Especificaciones de Calidad del Gas Natural
establecidas por la CREG
VALORES EXIGIDOS POR
CREG
GAS DESPUEacuteS DEL
TRATAMIENTO
ESPECIFICACIONES Valores S Internacional Valores Finales del Gas
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 0
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen (nota 3) 5 3
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3 0 mgm3
Res CREG 071 de 1999
3646 MJm3
40 degC
ANAacuteLISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE CON
PLANTA DE TRATAMIENTO
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado l iacutequido
Nota 3 Se cons idera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 ni troacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
51
34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
Mediante el software Aspen Plus V84 fue posible determinar costos relativos a la inversioacuten como tambieacuten los costos de los equipos principales Esta corrida se realizoacute con base en los siguientes datos que se pueden ver en la tabla 19
Tabla 19 Bases de Caacutelculo Planta de Tratamiento de gas ndash Escenario (P50)
Fuente Aspen Plus V84
En la tabla 20 se relaciona el valor de la inversioacuten en equipos costos directos por el montaje e instalaciones costos asociados por el servicio llave en mano impuestos y renta presuntiva de las inversiones para el escenario de produccioacuten de gas (P50) y (P90) Para efectos de anaacutelisis financiero se tomaraacute el escenario (P50) el cual en el antildeo 2007 alcanza un volumen de 4 MMSCFD y su proyeccioacuten de produccioacuten a partir de este antildeo se calcularaacute con base en la curva de declinacioacuten del gas (ver la ilustracioacuten 4)
Gravedad especiacutefica del gas 07 grL
Horas de operacioacuten por antildeo 8760 h
Vida uacutetil del proyecto 20 antildeos
Modelo de depreciacioacuten Liacutenea recta
Valor de salvamento de la planta 20
Punto de equilibrio del proyecto 10 antildeos
Tiempo de construccioacuten de la planta 65 semanas
Renta presuntiva de capital 5
Impuesto anual 40
Tasa de retorno de la inversioacuten 20
52
Tabla 20 Inversioacuten de la planta de proceso de gas para escenarios de produccioacuten de gas (P50) y (P90)
Fuente Aspen Plus V84
COSTOS EQUIPOS COSTOS DIRECTOSUTILIDAD LLAVE
MANO (20 Inv)TOTAL (05 a 4 MMSCFD)
TOTAL (4 a 7
MMSCFD)
TOTAL (7 a 10
MMSCFD)
Compresor 1745000 1930000 735000 4410000 5292000 6615000
Bomba 18300 62460 16152 96912 116294 145368Torre
Absorbedor 332900 592000 184980 1109880 1109880 1109880Torre
Stripper 375800 892000 253560 1521360 1825632 1825632
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
TOTAL 2500500 3539460 1207992 7247952 8697542 10871928
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
absorbedor 332900 126000 91780 550680 550680 550680
TOTAL 379700 957464 267433 1604597 1925517 2406896
Enfriador 18000 40045 11609 69654 83585 104481
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
Absorbedor 186900 1060509 249482 1496891 1496891 1496891Intercamb
de Calor 24500 63456 17591 105547 126657 158321
Compresor 903000 1006516 381903 2291419 2749703 3437129
TOTAL 1150700 1069972 444134 2664806 3197768 3997210
4030900 5566897 1919559 11517356 13820827 17276034
1612360 2226759 767824 4606942 5528331 6910414
5643260 7793655 2687383 16124298 19349158 24186447
282163 389683 134369 806215 967458 1209322
5925423 8183338 2821752 16930513 20316616 25395770
INVERSIOacuteN TOTAL PLANTA DE TRATAMIENTO vs ESCENARIOS POSIBLES DE PRODUCCIOacuteN DE GAS
IMPUESTOS - 40
SUBTOTAL
RENTA PRESUNTIVA - 5
ETAPAS PRINCIPALES DEL PROCESO
DESACIDIFICACIOacuteN
ENDULZAMIENTO
DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN
SUBTOTAL
La inversioacuten estimada para el tratamiento del gas de Chichimene se calculoacute con el modelo ASPEN Estos equipos (torres) se disentildearon para
tratar hasta un maacuteximo de 10 MMSCFD Las caracteriacutesticas de los demaacutes equipos cambian seguacuten los flujos a tratar para el proyecto los equipos
menores estan disentildeados para operar hasta el escenario de produccioacuten (P50) que estaacute entre 07 a 40 MMSCFD
INVERSION ESCENARIO (P50) - US$ INVERSION ESCENARIO (P90) - US$
TOTAL
53
De acuerdo con lo anterior el resultado total de la inversioacuten asciende a 16rsquo930513 US$ para el escenario de produccioacuten de gas (P50) donde los principales equipos de la planta cuestan alrededor del 35 del valor total de la inversioacuten El resto de la inversioacuten estaacute representada en el montaje instalaciones liacuteneas de flujo equipos y respaldos eleacutectricos instrumentacioacuten accesorios en general y principalmente la mano de obra calificada gastos de suministro y contratacioacuten impuestos renta presuntiva entre otros En la ilustracioacuten 17 se puede ver la tendencia de la inversioacuten requerida para la planta del proceso de tratamiento del gas en cada una de las etapas en funcioacuten del volumen de gas posible entre los rangos de produccioacuten (P50) y (P90)
Ilustracioacuten 17 Inversioacuten planta de tratamiento de gas VS Cantidad de gas para escenarios (P50) y (P90)
Fuente Autora
La planta de tratamiento modelada seguacuten el programa ASPEN PLUS V84 mantiene constantes las torres independientes del flujo maacutesico y hace variable los demaacutes equipos como bombas de acuerdo con el volumen a tratar En las tablas 21 y 22 se muestran los costos de operacioacuten y los costos de energiacutea de acuerdo con los posibles voluacutemenes de produccioacuten de gas que comprenden los dos escenarios de produccioacuten incremental de gas (P50) y (P90) En el primer escenario (realista) se tiene previsto alcanzar la produccioacuten de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea en el antildeo 2017 y en el escenario P90 (optimista) alcanzar 9 millones de pies cuacutebicos por diacutea Para efectos de anaacutelisis econoacutemico de las posibles alternativas se trabajara en este proyecto con el escenario (P50)
54
Tabla 21 Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Departamento de produccioacuten Chichimene Ecopetrol
Volumen MSCFD Etapa Desacidificacioacuten Etapa EndulzamientoEtapa Deshidratacioacuten-
CompresioacutenTotal US$Antildeo US$MMBTU
500 387426 111742 158233 657400 3398
1000 386536 111485 157869 655890 1695
2000 431849 124554 176376 732780 0947
3000 460402 132790 188038 781230 0673
4000 (P50) 475000 137000 194000 806000 0521
5000 482308 139108 196985 818400 0423
6000 489733 141249 200017 831000 0358
7000 496805 143289 202906 843000 0311
8000 504231 145431 205938 855600 0276
9000 (P90) 510949 147368 208682 867000 0249
10000 513306 148048 209645 871000 0225
La energiacutea eleacutectrica impacta los costos operacionales en 465752US$ al antildeo en el escenario P50 que equivale al 58 de los costos totales en el
escenario de 4 millones de gas tratado el cual se da en el antildeo 2017 seguacuten pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo
Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
55
Tabla 22 Costos de energiacutea eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Autora
Por lo anterior para proyectar los consumos de energiacutea antes y despueacutes de alcanzar la produccioacuten de escenario (P50) de gas en la tabla 23 se muestra el caacutelculo de este consumo cuando se trabaja con una produccioacuten de 4 MMSCFD de gas
Volumen MMSCFDEtapa
desacificacioacuten
Etapa
endulzamiento
Etapa
Deshidratacioacuten y
Compresioacuten
Total
US$AntildeoUS$MMBTU
500 189490 910 189490 379891 1964
1000 189055 908 189055 379018 0980
2000 211218 1015 211218 423451 0547
3000 225183 1082 225183 451448 0389
4000(P50) 232323 1116 232323 465762 0301
5000 235897 1133 235897 472928 0244
6000 239529 1151 239529 480209 0207
7000 242988 1167 242988 487143 0180
8000 246620 1185 246620 494425 0160
9000(P90) 249906 1201 249906 501012 0144
10000 251059 1206 251059 503324 0130
Costos Energiacutea Eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Estos costos corresponden alos equipos principales
56
Tabla 23 Requerimientos de energiacutea eleacutectrica para equipos principales de la planta de tratamiento (4MMpcd)
Fuente Autora basada en fichas teacutecnicas de fabricante de equipos como httpwwwcatpumpscomarpdfCAT270pdf y httpcatalogsauerusacomitemall-categoriesboosters-and-gas-compressorsitem-1031ampbc=100|1053|1054|1045
Asiacute mismo en la ilustracioacuten 18 y en la tabla 24 se observa el comportamiento de los costos de energiacutea y operacionales despueacutes de haber alcanzado la produccioacuten de 4 MMSCFD Esta proyeccioacuten es la que se utilizaraacute para efectos de anaacutelisis econoacutemico de la planta de tratamiento del gas como tambieacuten para las demaacutes alternativas planteadas en este proyecto
EQUIPO CANTIDAD HP KWAntildeo Ndeg Etapas Rango de operacioacuten Requerimiento de energiacutea Flujo RPM
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFM
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFMBOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
3817724
0122
465762 Costo=(Pot x Fconv x Perido x CostUnitEnergiacutea)
CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS
REQUERIMIENTO ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO
Bomba CAT Pumps modelo 230 de USA
Compresor SAUER Compresors modelo WP 6442 de USACosto energiacutea seguacuten Ecopetrol (US$KW)
COSTO TOTAL (US$Antildeo)
PRIMERA ETAPA
TOTAL (KwAntildeo)
SEGUNDA ETAPA
TERCERA ETAPA
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Ilustracioacuten 18 Costos de operacioacuten y energiacutea para Escenario P50
Fuente Autora
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Tabla 24 Costos operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Fuente Autora e ICP
MSCFD MMSCFAntildeo MUS$Antildeo US$MMBTU MUS$Antildeo US$MMBTU
2014 500 183 657 3398 380 1964 1693
2015 1000 365 656 1695 379 0980 1693
2016 2000 730 733 0947 423 0547 1693
2017 3000 1095 781 0673 451 0389 1693
2018 4000 1460 806 0521 466 0301 1693
2019 3960 1445 798 0516 461 0298 1693
2020 3920 1431 790 0510 456 0295 1693
2021 3881 1417 782 0505 452 0292 1693
2022 3842 1402 774 0500 447 0289 1693
2023 3804 1388 766 0495 443 0286 1693
2024 3766 1375 759 0490 439 0283 1693
Costos Operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Inversioacuten
Total
MMUS$
Antildeo
Volumen Gas Costo Operacioacuten Costo Energiacutea
59
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL
Con los datos suministrados por el departamento de produccioacuten del campo se realizoacute mediante el software Aspen Plus un estudio teacutecnico de seleccioacuten de tecnologiacuteas para cada una de las etapas del tratamiento del gas para adecuarlo a condiciones reguladas por la CREG El sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene se basa en varios cluacutesters para la troncal norte como para la troncal sur las cuales manejan especialmente crudo extra pesado Estos cluacutesters reuacutenen la produccioacuten de varios pozos y se unen en un muacuteltiple de recoleccioacuten En las tuberiacuteas principales de cada una de las troncales va el crudo mezclado con agua y gas y son transportados hasta la estacioacuten de tratamiento Lo que se requiere es que la cantidad de gas libre que va con el crudo se pueda liberar del sistema y se le pueda dar un aprovechamiento energeacutetico7 En un punto del sistema de recoleccioacuten se tomoacute la cromatografiacutea del gas y en base a ello se planteoacute un tratamiento al gas con el cual se llevoacute el gas a condiciones reguladas por la CREG (Necesario para implementacioacuten de cualquier alternativa) Por lo que seguido de ello se procede a realizar el estudio de cada una de las alternativas para valorar y analizar criterios como impacto ambiental requerimientos econoacutemicos beneficios operativos incidencia operativa e impacto externo de cada una de ellas donde finalmente se recomiendan las opciones viables para aprovechamiento oacuteptimo al gas de recoleccioacuten del campo Chichimene A continuacioacuten se presenta en la ilustracioacuten 19 el sistema actual sobre el que se propone a trabajar Las alternativas a analizar para darle un aprovechamiento al gas de recoleccioacuten del campo son autogeneracioacuten con central teacutermica convencional calentamiento de crudo en tuberiacuteas venta del gas para SNT del gas trigeneracioacuten planta de almacenamiento Peak Shaving y GNC En cada una de las alternativas propuestas se tendraacute una disponibilidad de gas en condiciones CREG ya que el objetivo principal de este proceso es aprovechar el gas convirtieacutendolo en un gas uacutetil para cualquiera de las alternativas con el fin de reducir impacto ambiental y tener beneficios para el campo Chichimene
7 En el Anexo I y J se muestra la configuracioacuten de los cluacutesters para la Troncal Norte y para la Troncal Sur
60
Ilustracioacuten 19 Sistema actual de recoleccioacuten y procedimiento a realizar para valorar alternativas al Gas de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
PUNTO DE MUESTREO
GASTRATAMIENTO
DEL GAS
ESTACIOacuteN DE TRATAMIENTO
CRUDO CON AGUA
ALT
ER
NA
TIV
AS
D
EL
GA
S
Cromatografiacutea del Gas
Llevar a Condiciones CREG
AutogenerarCalentamiento Crudo
GNCPlanta Peak Shaving
Venta a SNT
Fuente Autora
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Los criterios evaluados para cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual que se presenta en el campo son
Impacto ambiental comparacioacuten de cantidad de emisiones Lo que maacutes influye en dicho impacto es que la contaminacioacuten se produce en el mismo sitio y sucede durante todos los diacuteas del antildeo estos dos aspectos son aquellos por los que se toma la liacutenea para evaluar si el impacto llega a ser alto o bajo en cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual
Requerimientos econoacutemicos equipos o plantas principales que se requieren para implementar la alternativa
Plazo de ejecucioacuten suma de la aprobacioacuten de las diferentes fases del proyecto (ingenieriacutea conceptual pre factibilidad factibilidad y ejecucioacuten) Ademaacutes para el caso de ECOPETROL se requiere de aprobacioacuten de presupuesto permisos de las entidades gubernamentales (Ministerio de Hacienda Planeacioacuten Nacional Ministerio Medio Ambiente Ministerio de Minas y Energiacutea) aprobacioacuten de vigencias futuras proceso contractual (licitacioacuten privada o puacuteblica) y tiempo de ejecucioacuten de la obra Es posible que la alternativa la realice un tercero en ese caso el plazo puede ser menor
Incidencia operativa si el proyecto mantiene desmejora o mejora los diferentes procesos que conforman la operacioacuten del campo
Beneficios operativos si se generan beneficios econoacutemicos y operacionales en el campo
Impacto externo si se beneficia el entorno (comunidades) regioacuten yo paiacutes
En la matriz los aspectos fundamentales se tomaraacuten en cuenta para evaluar cada una de las alternativas cada uno puede presentar una ventaja o desventaja frente a las otras alternativas Para el caso de quema o venteo de gas en tea sus principales aspectos son impacto ambiental e impacto externo el impacto ambiental resulta ser alto debido a que la situacioacuten se estaacute presentando desde hace varios antildeos sucede todos los diacuteas del antildeo y ademaacutes las emisiones se producen en el mismo sitio Por otra parte el impacto externo es un aspecto fundamental a tratar debido a que si se mantiene la quema y venteo de gas en tea por parte del campo es posible que la comunidad pueda llegar a cerrar el campo debido a que las emisiones son altas y se presentan todos los diacuteas del antildeo Asimismo se determina para cada una de las alternativas los aspectos y criterios fundamentales de cada una de ellas Ademaacutes los criterios se basaran tomando iacutetems de bajo medio alto todos comparados seguacuten la liacutenea base (venteo y quema de gas en tea)
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41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA
La quema del gas en el campo Chichimene es la situacioacuten actual que enfrenta el campo y por la cual se propone diferentes alternativas que permitan darle un uso oacuteptimo al gas El campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que se obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
Debido al grado de sensibilizacioacuten de la opinioacuten puacuteblica ante los temas de medio ambiente y a la legislacioacuten existente el hecho de ventear o quemar gas en instalaciones petroleras merece evaluar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubican las explotaciones de hidrocarburos Vale la pena mencionar que producto de estas praacutecticas la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de todas las operaciones de explotacioacuten de un campo petrolero Por lo que es obligatorio disponer de alternativas para el manejo y aprovechamiento de los hidrocarburos gaseosos tales como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de hidrocarburos liacutequidos almacenarlo en yacimientos agotados yo abandonados almacenarlo en domos salinos utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) procesarlo y disponerlo para la misma operacioacuten para mejorar las condiciones de movilidad de los fluidos producidos a traveacutes de calentamiento o para consumo externo como gas domiciliario e industrial
En el campo Chichimene la produccioacuten de gas es asociada a la produccioacuten de hidrocarburos liacutequidos donde la relacioacuten de produccioacuten de gaspetroacuteleo es muy baja Desde el punto de vista teacutecnico la produccioacuten de gas no tiene una alta incidencia en lo operativo como por su mismo volumen de produccioacuten Esta situacioacuten ha hecho que este recurso energeacutetico en el presente soacutelo se disponga para cubrir las necesidades de la operacioacuten del campo para calentar las corrientes de fluido que de por siacute tienen muy baja movilidad ya que el crudo que se produce es de muy baja gravedad API el gas remanente se quema o ventea en las plantas de recoleccioacuten y tratamiento de fluidos Se estima que el volumen de gas que no se utiliza hoy diacutea es de 05 MMSCFD y en el futuro puede ser de 4 MMSCFD y este tiene un poder caloriacutefico de 10742 MJm3 ya que en su composicioacuten tiene un buen porcentaje de hidrocarburos liacutequidos Siacute este gas se procesara y se obtuviera un gas apto para venta (condiciones CREG) y asumiendo que su composicioacuten es equivalente a un gas como el de la Guajira-Opoacuten (40
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MJm3) se venderiacutea en promedio en boca de pozo a unos 6 US$MMBTU generando ingresos anuales de algo maacutes de 115 MMUS$antildeo8 Tal y como se observa en la tabla 25 donde se muestra el costo estimado por el venteo o quema de gas del campo
Tabla 25 Costo estimado de venteo o quema del Gas Chichimene
Fuente Autora
Por lo anterior resulta conveniente buscar alternativas diferentes a la de venteo o quema de este gas y en su defecto darle un aprovechamiento tanto para la operacioacuten como para disponerlo para otros usos tales como consumo domiciliario e industrial como combustible en termoeleacutectricas licuarlo y almacenarlo para cubrir demandas pico o exportacioacuten comprimirlo y venderlo en poblaciones pequentildeas y alejadas de las redes de transporte y distribucioacuten de gas natural entre otros
Ademaacutes de las consideraciones anteriores el hecho de quemar este gas genera grandes impactos ambientales no soacutelo para poblaciones cercanas al campo sino para Colombia y para todo el mundo El cambio climaacutetico causado por aumento de la concentracioacuten atmosfeacuterica de gases de efecto invernadero como el CO2 y CH4 es el mayor reto para la sociedad actualmente Colombia soacutelo contribuye con el 037 de emisiones globales de GEI y es uno de los paiacuteses maacutes vulnerables a los efectos del cambio climaacutetico con consecuencias sobre su biodiversidad e infraestructura que por ende afectan su desarrollo socioeconoacutemico
Teniendo en cuenta que el CH4 es el principal componente del gas natural y que estas emisiones tienen un impacto 25 veces mayor que las de CO2 la reduccioacuten de emitirlo a la atmoacutesfera permite obtener varios beneficios
8 En el Anexo K se detalla los precios de referencia de gas natural en el Campo Guajira y Opoacuten
Campo Guajira 63244 US$MMBTU
Campo Opoacuten 56537 US$MMBTU
Promedio de precios 599 US$MMBTU
Precio en boca de pozo 600 US$MMBTU
Cantidad Gas 500000 SCFD
10742 MJm3
0002883 MBTUft3
US$ a $COP $ 2000 $COP
$ 8649 US$d
$ 3156885 US$antildeo
$ 17298000 $COPd
$ 6313770000 $COPantildeo
PRECIOS DE
REFERENCIA
COSTO
PROMEDIO
POR QUEMA
DE GAS Poder Caloriacutefico Actual
COSTO
EQUIVALENTE
A $COPCaacutelculo US$d
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Se recupera un recurso energeacutetico Se mejoran las condiciones de seguridad industrial de las instalaciones Se contribuye en reducir las emisiones de GEI y se mitiga el calentamiento
global
El caacutelculo de emisiones netas de GEI se basa en la metodologiacutea general planteada por IPCC (Panel Intergubernamental de Cambio Climaacutetico) Esta metodologiacutea es la maacutes utilizada en la estimacioacuten de GEI y se encuentra disponible en ldquoDirectrices del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernaderordquo
Esta metodologiacutea consiste en combinar informacioacuten sobre el alcance de una actividad humana ldquoFactores de actividadrdquo con los coeficientes que cuantifican las emisiones por actividad ldquoFactores de emisioacutenrdquo Se resume en
En donde los factores de actividad en transporte de gas natural estaacuten relacionados con actividades como
Volumen de gas combustible utilizado en los motores de compresores Volumen de gas quemado en tea Volumen de gas venteado por mantenimiento Volumen de gas venteado operativamente
Mientras que los factores de emisioacuten dependen principalmente de la composicioacuten del gas natural (concentracioacuten de CH4 y CO2) y de aspectos como la eficiencia de combustioacuten en motores y teas
En Colombia el gas natural de Guajira (98 mol de CH4) genera mayores emisiones de CH4 por unidad de volumen al ser venteado que el gas natural de Cusiana (84 mol de CH4) Sin embargo el gas de Cusiana genera mayores emisiones de CO2 al ser quemado debido a su mayor contenido de C2H6 y CO2
Por lo que se realiza un estimativo de la cantidad de gas quemado con relacioacuten al gas de Cusiana debido a que la composicioacuten es similar a la del campo Chichimene con el fin de determinar las emisiones probables de CO2 que se generan por quemar en tea los 05 MMSCFD En la tabla 26 se muestra los factores de actividad y de emisioacuten fijados por la IPCC y la comparacioacuten del gas de Chichimene con el de Cusiana con el fin de determinar un aproximado de emisiones enviadas al medio ambiente asiacute mismo se muestra una graacutefica comparando la cantidad de gas quemada en tea vs Cantidad de CO2 enviada a medio ambiente para escenario P50
65
Tabla 26 Factores actividad y emisioacuten fijados por IPCC y comparacioacuten Emisiones Cusiana con las del Campo Chichimene
Fuente Autora
Ilustracioacuten 20 Emisiones de CO2 VS Cantidad de gas quemado en tea (P50)
Fuente Autora
De acuerdo con la resolucioacuten 0610 de marzo 24 de 2010 que modificoacute la resolucioacuten 0601 de abril 4 de 2006 del Ministerio del Medio Ambiente establece la Norma de Calidad del Aire en la cual especifica los contenido permisibles de contaminantes en el aire entre los cuales estaacute la presencia de material particulado total y material en suspensioacuten hidrocarburos (como metano) CO NO2 y en especial el tiempo de exposicioacuten de dichos eventos contaminantes Para el caso de Chichimene se queman 05 MMSCFD que al ser una combustioacuten incompleta genera una alta concentracioacuten de CO y CO2 (32 toneladas al aire por diacutea) y si se
FACTOR Incertidumbre Incertidumbre
Gas combustible CO2 1000 ft3 de combustible Guajira 521
Quema de gas en tea CO2 1000 ft3 de gas quemado Cusiana 632
Venteo de gas por mantenimiento CH4 1000 ft3 de gas venteado Guajira 199
Fugas y venteo operativo CH4 1000 ft3 de gas fugado Cusiana 169
Cantidad de gas
quemado (ft3)
Cantidad equivalente
en CO2
1000 632
500000 31600
654000 413328
1815000 114708
3093000 1954776
3943000 2491976
CASO CHICHIMENE COMPARADO CON CUSIANA (Diferentes cantidades de gas)
FUENTE PRINCIPAL GEIFACTORES DE ACTIVIDAD FACTORES DE EMISIOacuteN
FACTORES RELATIVO A LA
04 a 1
10kgCH4 por cada
1000 ft3
001 a 1 kgCO2 por cada
1000 ft3
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ventea el gas se emite la cantidad de 85 toneladas de CH4 por diacutea La norma establece que los valores permisibles y el tiempo de exposicioacuten para las partiacuteculas en suspensioacuten es 300 microgm3 por 24 horas material particulado es 150 microgm3 por 24 horas CO es 10000 microgm3 por 8 horas metano es 1500 microgm3 por 4 meses Para el caso de Chichimene el factor maacutes influyente en cuanto a la contaminacioacuten es el tiempo ya que esta contaminacioacuten se produce constantemente durante todos los diacuteas del antildeo y tomando en cuenta todos los antildeos en que se ha realizado esta praacutectica De otra parte es que esta contaminacioacuten se produce en el mismo lugar concentrando los efectos en el entorno del mismo campo Como se mencionoacute anteriormente el campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que es obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL
Se presenta como alternativa la autogeneracioacuten en el campo Chichimene debido a que los pozos del campo trabajan con bombas electrosumergibles (como meacutetodo de levantamiento artificial) y se consume gran cantidad de energiacutea por diacutea debido a este sistema En la tabla 27 se muestra la cantidad de pozos que se tienen para cada una de las troncales y el consumo de ellos por hora9
Tabla 27 Resumen consumo de pozos en el Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
9 En el Anexo C y D se muestra detalladamente el consumo en los pozos del Campo tanto para la troncal
norte como tambieacuten para la troncal sur Ademaacutes en el Anexo F se muestra un resumen de consumo de pozos de las troncales del Campo
TRONCAL POZOS Ndeg CLUSTER Potencia (KWh)
Norte 63 16 8944
Sur 74 18 9982
TOTAL 137 34 18926
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Como se aprecia en la tabla se requiere alrededor de 189 MWh por lo que se propone disponer de una central teacutermica que permita suplir la energiacutea de los pozos y en caso que se requiera de maacutes energiacutea se pueda tomar directamente de la red (como se realiza actualmente) Por ello se realiza el estudio de reacutegimen teacutermico de una turbina a gas de 2174 MWe en condiciones del campo
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas
Compuesta de tres secciones principales un compresor un quemador y una turbina de potencia Las turbinas a gas operan con base en el principio del ciclo Brayton el cual funciona bajo los siguientes principios termodinaacutemicos
Durante el proceso 1-2 el aire entra al compresor en condiciones de presioacuten temperatura y humedad relativa del sitio donde es comprimido en un proceso adiabaacutetico en el proceso 2-3 el aire es conducido hacia la caacutemara de combustioacuten en la cual se adiciona combustible (gas natural) El proceso de combustioacuten es desarrollado en condiciones de presioacuten constante y genera un aumento considerable en la temperatura de los gases producidos en el proceso de combustioacuten en el proceso 3-4 los gases salen de la caacutemara de combustioacuten con alta presioacuten y temperatura y son dirigidos a la turbina La potencia de la unidad puede variar de 02 MW hasta 280 MW En la ilustracioacuten 20 se muestra un esquema del principio de funcionamiento de una turbina a gas
Ilustracioacuten 21 Principio de funcionamiento de una turbina a gas
Fuente Guiacutea ambiental para termoeleacutectricas
En cuanto al impacto ambiental la combustioacuten que ocurre en los procesos termoeleacutectricos genera SO2 NOx CO CO2 y partiacuteculas que pueden contener
68
metales La cantidad de cada uno dependeraacute del tipo y el tamantildeo de la instalacioacuten las caracteriacutesticas del combustible y la manera en que se queme En las centrales teacutermicas la principal fuente de emisioacuten de contaminantes atmosfeacutericos la constituye el proceso de combustioacuten
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO
Alrededor de los antildeos 70 las turbinas a gas contaban con bajas eficiencias y baja fiabilidad por lo que se limitaban El tema del desempentildeo teacutermico en turbinas a gas ha cobrado cada vez maacutes relevancia debido al creciente aumento en los precios de los combustibles Por lo tanto se pretende cuantificar y corregir la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones diferentes de las de operacioacuten Estas dos variables tienen un impacto directo en las ventas y el margen de operacioacuten de la central
Algunas de las ventajas que se tienen junto con estas turbinas son
Conversioacuten eficiente de combustible Reduccioacuten de gasto de luz Bajo costo de instalacioacuten y mantenimiento Consumo de variedad de combustibles hidrocarburos Se pueden usar para precalentar el aire antes de entrar en la caacutemara de
combustioacuten Se puede poner en servicio con un miacutenimo de tiempo de retardo Ocupan menos espacio Gases de escape menos contaminantes para el medio ambiente
Las centrales eleacutectricas de turbinas a gas contienen cuatro componentes compresor caacutemara de combustioacuten turbina y generador El aire es aspirado por el compresor y entregado a la caacutemara de combustioacuten El combustible liacutequido o gaseoso se utiliza comuacutenmente para aumentar la temperatura del aire comprimido a traveacutes de un proceso de combustioacuten Los gases calientes que salen de la caacutemara de combustioacuten se expanden en la turbina que produce el trabajo y finalmente las descargas al ambiente La turbina a gas opera bajo los principios del ciclo termodinaacutemico Brayton Debido a esto algunos factores influyen de manera directa en el desempentildeo teacutermico como temperatura de entrada al compresor presioacuten atmosfeacuterica humedad relativa Existen dos maneras de cuantificar el impacto de cada una de estas variables
Por curvas de correccioacuten
69
Por tabla de factores que indican el impacto de cada variable en la potencia y en el reacutegimen teacutermico (praacutectica aunque no es muy exacta)
Debido a que no se cuenta con la curva de correccioacuten de la turbina la cual debe ser proporcionada por el fabricante y es uacutenica para cada modelo y tipo de turbina se trabajaraacute con la tabla de factores de referencia estos factores son geneacutericos para las turbinas a gas operando en ciclo simple Mediante esta manera se tendraacuten unos resultados aproximados a los que dariacutean si se usaran las curvas de correccioacuten En la tabla 28 se muestra los factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas operando en ciclo simple
Tabla 28 Factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
PARAacuteMETRO POTENCIA REacuteGIMEN TEacuteRMICO
Temperatura Ambiente +1degF -03 007
Presioacuten Atmosfeacuterica +1 1 -0004
Humedad Relativa +10 004 002
70
Se seleccionoacute una turbina ldquoTITAN-250rdquo debido a que ofrece un 40 en la eficiencia del eje con la reduccioacuten de emisiones hasta en un 30 En la ilustracioacuten 21 se muestra las caracteriacutesticas generales de la turbina
Ilustracioacuten 22 Datos generales Turbina TITAN-250
Fuente Solar Turbines
71
El flujo nominal de gas requerido para una turbina como la TITAN 250 se basa tomando datos de la turbina como Heat Rate y potencia siendo entonces
Ademaacutes en la ilustracioacuten 22 se muestra las condiciones ISO de operacioacuten de la turbina seleccionada y las condiciones atmosfeacutericas de ubicacioacuten del campo
Ilustracioacuten 23 Condiciones ISO de operacioacuten y del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
De igual manera en la tabla 29 se muestra la diferencia que se presenta entre las condiciones ISO anteriormente mencionadas con relacioacuten a las condiciones del campo
72
Tabla 29 Diferencia entre condiciones ISO y condiciones del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Con las condiciones ISO de la turbina y las del campo se realizan los caacutelculos de Heat Rate y potencia de salida tomando en cuenta los factores de referencia geneacutericos En la siguiente tabla 30 se muestra cada uno de los datos obtenidos por la diferencia en los paraacutemetros de temperatura humedad y presioacuten Tabla 30 Paraacutemetros obtenidos por cambios en Temperatura Humedad y Presioacuten
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Tomando las consideraciones atmosfeacutericas los valores de potencia y Heat Rate nuevos se muestran en la tabla 31
Temperatura Promedio 18 degF
Presioacuten Atmosfeacuterica -132 mm hg
Humedad Relativa 25
DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES
DE OPERACIOacuteNUnidades
Potencia 2291923 117423 KWe
Heat Rate 8664435 -110565 BTUKWe-h
Potencia 21723255 -21745 KWe
Heat Rate 87706125 -43875 BTUKWe-h
Potencia 22032034 287034 KWe
Heat Rate 877453668 -046332 BtuKWe-h
CAMBIO POR
HUMEDADDiferencia con Operacioacuten ISO Unidades
CAMBIO POR PRESIOacuteN Diferencia con Operacioacuten ISO Unidades
Diferencia con Operacioacuten ISO UnidadesCAMBIO POR
TEMPERATURA
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Tabla 31 Condiciones con las que se trabajariacutea la turbina en el Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
El valor obtenido en potencia es superior al dato proporcionado por el fabricante esto quiere decir que esta turbina a condiciones atmosfeacutericas y paraacutemetros propios del ciclo termodinaacutemico y de combustioacuten opera maacutes eficientemente en las nuevas condiciones climaacuteticas de operacioacuten Ademaacutes el valor obtenido de Heat Rate es menor al dato dado por el fabricante lo que quiere decir que se requiere un menor consumo de gas en la turbina y por ende se trabajaraacute con mayor eficiencia La disponibilidad de gas que se tiene en el campo que es de 05 MMSCFD soacutelo cubririacutea el 125 del gas requerido por la turbina seleccionada (TITAN 250) el cual es de 4 MMSCFD Con esta turbina se podriacutea generar algo maacutes 23 MWh es decir un 21 maacutes de lo que se requiere para cubrir la demanda de energiacutea por los pozos que conforman el sistema de extraccioacuten del campo
De otra parte es conveniente que la central teacutermica se construya cercanamente a las instalaciones eleacutectricas del campo con el fin de disminuir costos en la construccioacuten de la red desde la central teacutermica hasta la subestacioacuten principal del campo Para efectos econoacutemicos se considera una distancia de medio kiloacutemetro entre la planta de tratamiento y la teacutermica
Con base en lo anterior la viabilidad de llevar a cabo esta alternativa seriacutea posible contando con este volumen de gas y el faltante (35 MMSCFD) se obtenga a traveacutes de los planes incrementales de produccioacuten de crudo y gas como tambieacuten de la optimizacioacuten de las plantas de recoleccioacuten y tratamiento o en su defecto se compre a otro agente productor (puede ser el mismo ECOPETROL) En este caso se requiere invertir en una tuberiacutea para traer el gas desde el Sistema Nacional de Transporte de gas o como respaldo de gas en caso de deficiencias en campo el cual se encuentra a unos 40 Km de distancia (costo entre 30 y 50 US$MetroPulgada) Asiacute las cosas para llevar a cabo este proyecto se requieren de las siguientes inversiones
Planta de proceso del gas a condiciones CREG Construccioacuten de la central teacutermica Construccioacuten de la tuberiacutea para traer el gas faltante y gasoducto de planta
de tratamiento y teacutermica Costo variable de compra de 35 MMSCFD de gas en caso de no disponer
del gas en campo
POTENCIA DE LA TURBINA 2318452 KWe
HEAT RATE 865958 BTUKWe-h
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Este proyecto se debe validar con respecto a compra de energiacutea para los pozos que a precios de productor de 220 $KWh (no incluye costos de transporte comercializacioacuten distribucioacuten y peacuterdidas) dariacutea un costo anual de 18rsquo000000 de doacutelares al antildeo
Otra posible opcioacuten es entregar este gas en condiciones CREG a un tercero para que invierta en la central teacutermica con el compromiso de comprarle la energiacutea a mejores precios y bajo un contrato ininterrumpible de energiacutea
Otro aspecto a tener en cuenta en la construccioacuten de la teacutermica es el hecho de garantizar el suministro de energiacutea para la operacioacuten del campo el cual cuando se interrumpe genera grandes peacuterdidas de produccioacuten de crudo y genera problemas en el sistema de extraccioacuten Como respaldo para fallas se seguiriacutea contando con el suministro de la energiacutea del SNT de gas
A continuacioacuten se muestra los costos de inversioacuten para una turbina de 232 MWe que requiere de 4 MMSCFD de gas la cual supliriacutea el consumo total de los pozos del campo y ademaacutes costos de inversioacuten para una turbina de 45 MWe que requiere de 075 MMSCFD de gas la cual se ajustariacutea a la cantidad actual de gas que se tiene en el proceso de recoleccioacuten
75
Tabla 32 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 29333
Compresores de gas 1733
Electricidad alta tensioacuten 1867
Teledisparo + telecontrol 267
Transformadores 933
Electricidad baja tensioacuten 533
Sistema de gas combustible 733
Sistema mecaacutenico 1733
Sistema aire comprimido 267
Instrumentacioacuten 667
Tratamiento agua + obra civil 267
Sistema de control 667
Sistema de supervisioacuten 800
Torre de refrigeracioacuten 533
Obra civil 1200
Proteccioacuten contraincendio 67
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 933
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 42800
Ingenieriacutea 2613
Direccioacuten de obra 960
Seguro de montaje 59
Costos avales 117
Legalizaciones (1 IF) 471
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 941
Imprevistos (3 IF) 1507
TOTAL COSTO PLANTA 49468
Beneficio industrial y contingencias (8 CP) 4299
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 53767
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 11948
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 45 MWe
(075 MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
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Tabla 33 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 137333
Compresores de gas 8000
Electricidad alta tensioacuten 9333
Teledisparo + telecontrol 667
Transformadores 6739
Electricidad baja tensioacuten 3867
Sistema de gas combustible 2133
Sistema mecaacutenico 8467
Sistema aire comprimido 533
Instrumentacioacuten 2933
Tratamiento agua + obra civil 667
Sistema de control 1467
Sistema de supervisioacuten 1467
Torre de refrigeracioacuten 3133
Obra civil 12000
Proteccioacuten contraincendio 600
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 333
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 199939
Ingenieriacutea 8099
Direccioacuten de obra 1440
Seguro de montaje 339
Costos de permisos 676
Legalizaciones (1 IF) 2707
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 5412
Imprevistos (3 IF) 8119
TOTAL COSTO PLANTA 226729
Administracioacuten e imprevistos (8 CP) 23792
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 250521
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 10805
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 232 MWe (4
MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
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Tabla 34 Costos de mantenimiento para turbina de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Tabla 35 Costos de mantenimiento para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de autogeneracioacuten con una central teacutermica convencional
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG lo cual genera GEI estos gases son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo la construccioacuten de la central teacutermica lo maacutes recomendable seraacute que sea de tipo combinada la cual consiste en tomar los gases de chimenea para producir vapor de agua y activar otra turbina aumentando la eficiencia hasta en un 60 o se podriacutea decir que los requerimientos de gas seriacutean menores
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que ademaacutes de la teacutermica se requiere construir la planta de procesamiento del gas construir un gasoducto de 40 Km de longitud y dependiendo del lugar del montaje requiere de sistema de transporte y
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 60 800 272160
Mantenimiento General (1 CP) 371010 145 49468
Personal de operacioacuten 23 300 102060
Seguros impuestos otros (15 IF) 48150 019 6420
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 3710925 126 430108
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 45 MWe
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 800 1402229
Mantenimiento General (1 CP) 129 226729
Personal de operacioacuten 300 525836
Seguros impuestos otros (15 IF) 017 29991
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 125 2184785
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 232 MWe
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subestaciones eleacutectricas Para efectos de caacutelculo se asume una distancia de 05 kiloacutemetros Su costo de inversioacuten depende de la potencia generada por la turbina que en caso de ser 232 MW seriacutea de 48 millones de doacutelares y de 284 millones de doacutelares para la de 45 MW Maacutes adelante se mostraraacuten los resultados econoacutemicos de la alternativa de generar 232 MW La alternativa de generacioacuten de 45 MW no se realizaraacute anaacutelisis econoacutemico porque no suple las expectativas actuales ni futuras para los requerimientos del campo
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos lo cual hace que este tipo de proyectos puedan consumir entre tres y cuatro antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas y en su defecto dispondraacute de una fuente de energiacutea confiable y estable para la operacioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas De otra parte el Campo contariacutea con una fuente de energiacutea propia para abastecer las necesidades de energiacutea para los pozos productores garantizaacutendoles una mayor estabilidad y por ende disminuir el iacutendice de falla por problemas causados por fallas eleacutectricas Esto uacuteltimo da como resultado menos peacuterdidas de produccioacuten de crudo En cuanto al ejercicio econoacutemico por la generacioacuten eleacutectrica habriacutea que validarla con respecto a los costos que representa el consumo de 19 MWh del sistema de extraccioacuten de crudo
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma actualmente del Sistema Interconectado Nacional se dejariacutea de consumir y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes o incluso para exportarla a otros paiacuteses generando divisas para Colombia
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
Esta alternativa igual que las otras propuestas requiere del procesamiento del gas para llevarlo a condiciones CREG Una vez el gas cumpla especificaciones es factible su venta para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Los principales usos y la cobertura del gas natural en Colombia son venta para GNV uso domeacutestico uso industrial o a una central teacutermica cercana
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Cabe anotar que en Colombia las centrales teacutermicas producen alrededor del 25 de energiacutea total del paiacutes en donde las teacutermicas de la Costa Norte consumen alrededor de 170 MMSCFD mientras las del interior consumen 60 MMSCFD
En esta alternativa se debe construir un gasoducto pequentildeo (40 Km de longitud y de 3 pulgadas de diaacutemetro) desde el campo hasta que conecte con el gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Se debe tener en cuenta que la construccioacuten de gasoductos lleva tiempo y gran parte del tiempo se invierte en aprobaciones y permisos Ademaacutes se requiere de disentildeo materiales construccioacuten permisos ambientales pruebas y mantenimientos10
En el caso de venta a una central teacutermica cercana existen dos centrales teacutermicas a partir de gas de propiedad de ECOPETROL las cuales actualmente generan 40 MW pero por proyectos para el departamento se ha decidido que pasen a generar 55 MW son Termocoa y Termo Suria De otra manera se tiene pensado en la construccioacuten de una central teacutermica con capacidad de generar 50 MW tambieacuten de propiedad de ECOPETROL (central teacutermica Termo San Fernando) Por lo que seriacutea viable vender directamente este gas a alguna de las centrales teacutermicas mencionadas11 El banco mundial publicoacute una regla ldquoValor estaacutendar aproximadordquo para calcular el costo de un gasoducto en donde inciden variables fundamentales como diaacutemetro y longitud Los costos oscilan entre 30-50 US$(metropulgada) Asumiendo costos de 30 a 50 US$(Metro x Pulgada) tomando la distancia entre el campo Chichimene y un punto al nodo del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute (alrededor de 40 Km) con un diaacutemetro de tuberiacutea de 3 pulgadas debido a que la cantidad de gas es baja y asumiendo un mantenimiento operativo de 2 se requiere una inversioacuten entre 36 a 6 millones de doacutelares En resumen lo anteriormente mencionado se muestra en la tabla 36
Tabla 36 Costos de inversioacuten y mantenimiento de gasoducto
Fuente Autora
10 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia 11 En el Anexo M se muestra las especificaciones del proyecto Termo San Fernando
COSTO CONSTRUCCIOacuteN 50 US$(metropulgada)
Distancia Campo a Gasoducto 40000 metros
Diaacutemetro tuberiacutea 3 pulgadas
COSTO INVERSIOacuteN GASODUCTO 6000000$ US$
Mantenimiento operativo (002) 120000 US$
GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute
INVERSIOacuteN PARA VENTA AL SNT
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De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta de gas al SNT
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten baja ya que solo se requiere construir la planta de tratamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas natural Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares Maacutes adelante se mostraraacute el anaacutelisis econoacutemico de esta alternativa
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos No obstante por la cuantiacutea y ante la urgencia de dejar de quemar gas este proyecto puede realizarse en un corto plazo
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas En caso de que el campo requiera de gas para la operacioacuten (extraccioacuten de crudo por el sistema Gas Lift) entre otros este se tomariacutea por el mismo gasoducto que se disponga para venderlo
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten es ganancia para garantizar el suministro Reducir el volumen de importacioacuten siacute se diera el caso Colombia ahorrariacutea en divisas
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44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK
SHAVING
Una planta Peak Shaving para Colombia tiene grandes ventajas como tambieacuten desventajas Algunas de ellas son
VENTAJAS
Cubririacutea demandas pico en Colombia originadas especialmente por consumo de gas en termoeleacutectricas a causa del fenoacutemeno del nintildeo
Se podriacutea exportar la produccioacuten de gas de campos marginales y de campos con produccioacuten incremental
Generacioacuten de divisas para el paiacutes por la exportacioacuten de gas Se mejora la confiabilidad del sistema de distribucioacuten de gas en el paiacutes Se evitariacutea tener un sistema redundante de gasoductos (line pack) Toma el gas natural de la red de transporte durante los periacuteodos de baja
demanda No requiere instalaciones especiales Tiene capacidad para crecer y aumentar tanto su capacidad de produccioacuten
de GNL como de regasificacioacuten El GNL estaacute compuesto mayoritariamente por CH4 que en su forma
gaseosa es maacutes ligero que el aire Como resultado la corriente de gas re gasificado ldquoflotardquo en la atmoacutesfera y representa una amenaza mucho maacutes baja de incendio y explosioacuten
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL
DESVENTAJAS
Costo de inversioacuten alto Recuperacioacuten a largo plazo a traveacutes del cargo de confiabilidad en la tarifa
de gas La frecuencia de carga es baja siacute se enfoca a Colombia ya que el
fenoacutemeno del nintildeo se da cada 7 antildeos no hay estaciones ni los incidentes en el sistema de transporte tienen alta incidencia
No se puede ubicar en cualquier lugar debe estar ubicada estrateacutegicamente para consumo o para exportar gas
Requiere un predio de dimensiones importantes especialmente vinculado al tamantildeo y tipo del tanque de almacenamiento de GNL
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL sufriendo el impacto del precio internacional del GNL
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El modelo de oferta y demanda del Sistema Nacional de Transporte de gas natural de Colombia comprende el conjunto de centros de demanda campos o cuencas de abastecimiento de gas y segmentos de gasoductos que se indican en forma esquemaacutetica en la ilustracioacuten 23 Ilustracioacuten 24 Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
Fuente httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=358ampconID=42585
Se observa que los grandes grupos de demanda se ubican a lo largo de la red principal de gasoductos que va en sentido norte-sur del paiacutes Se destaca que la demanda de gas natural de la Costa Atlaacutentica centro y sur del paiacutes se encuentra cubiertas en un gran porcentaje No obstante aunque falta cubrir otras aacutereas de consumidores potenciales hoy diacutea se exportan 150 MMSCFD a Venezuela
La exportacioacuten de gas queda sujeta a la demanda que puede producir un cambio climaacutetico en este caso la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo y que de acuerdo con el Decreto 2100 de 2011 se le debe dar prioridad a las necesidades del
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consumo nacional Se evidencia que Colombia actualmente no tiene problemas de abastecimiento de gas pero se veriacutea obligado a importar gas a partir del antildeo 2017 si no adiciona reservas en los proacuteximos antildeos La confiabilidad del suministro de gas natural en Colombia hoy diacutea se ve afectado mayormente por limitaciones en la infraestructura de transporte y en menor escala por problemas de la oferta Las limitaciones en la infraestructura obedecen a interrupciones programadas o no programadas por fallas en el sistema debido a incidentes externos provenientes de la comunidad o de agentes por fuera de la ley La confiabilidad en la infraestructura se podriacutea mejorar bien sea a traveacutes de plantas de almacenamiento de gas (planta Peak Shaving) o a traveacutes del sistema de transporte (line pack) entre otros En la ilustracioacuten 24 se muestra el balance de gas total en Colombia Ilustracioacuten 25 Balance de Gas Total en Colombia Demanda Vs Oferta
Fuente UPME
En el evento de exportar o importar gas existe la posibilidad de hacerlo a traveacutes de gasoductos o por viacutea mariacutetima siendo la uacuteltima la mejor opcioacuten para su transporte Si asiacute fuera lo mejor seriacutea concentrar el gas a exportar o importar en un mismo nodo el cual podriacutea ubicarse en tierra firme o mar adentro A manera de ejemplo se podriacutea pensar que ese nodo podriacutea estar cerca a los campos de la Guajira y el gas a exportar tomarlo directamente de estos yacimientos o de los campos cercanos esos despachos se cubririacutean con la produccioacuten incremental de
Gas de campos en produccioacuten (especialmente gas que se quema o ventea en campos)
Campos que se encuentran distantes del sistema de transporte de gas
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En el caso de importar y este viniera como GNC se tendriacutea que instalar una planta de almacenamiento y regasificacioacuten en un puerto con facilidades de transportarlo al interior del paiacutes (preferiblemente Off Shore por problemas de seguridad) Para conceptualizar la aplicacioacuten de este proyecto en el campo Chichimene es preciso determinar las tasas de produccioacuten de gas ya que este gas es asociado a la produccioacuten de crudo Su volumen se ve determinado por el grado de solubilidad del mismo en los fluidos que se extraen del yacimiento No obstante se miraraacute su viabilidad como una idea Para el caso de pequentildeas producciones de gas la planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) y abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Un carro tanque de 12 toneladas podriacutea transportar aproximadamente el equivalente a 53 MSCFD de gas natural como GNL Para un campo como Chichimene que produce 05 MMSCFD de gas libre del sistema de recoleccioacuten de fluidos (sin contar con el gas en solucioacuten) podriacutea ser viable licuar este volumen bajo la modalidad de un tercero lo cual podriacutea generar ingresos superiores a 1 milloacuten de doacutelares al antildeo por la venta de gas natural sin licuar Una vez el gas natural se procese a GNL los ingresos brutos de este volumen de gas seriacutea de 33 millones de doacutelares al antildeo lo cual dariacutea ganancia bruta para el tercero de 23 millones de doacutelares al antildeo En la tabla 37 se muestra los costos de inversioacuten y operacioacuten para una planta Peak Shaving madre (a gran escala)
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Tabla 37 Costos de inversioacuten y operacioacuten para una Planta Peak Shaving Madre
Fuente Gas Natural FENOSA Argentina
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta del gas para una planta Peak Shaving
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten alta y depende del tamantildeo de la planta y de las etapas que la conforman Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta Peak Shaving (soacutelo licuefaccioacuten) y la construccioacuten de un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas Este gasoducto lo debe construir el duentildeo del proyecto y puede ser de 3
Inversioacuten $ 120000000 $US
22 meses
18 antildeos
Emisioacuten Continua 7 diacuteas maacuteximo
3861000 m3d
160875 m3h
Capacidad del tanque 43470 m3GNL (Liacuteq)
Periacuteodo de Licuefaccioacuten 290 diacuteas
101000 m3d (Gas)
29290000 m3 en 290 d (Gas)
Terreno requerido() 100 Ha
Personal 237000$ US$
Materiales diversos 153000$ US$
Servicios y suministros de terceros 164000$ US$
Reparacioacuten y conservacioacuten 268000$ US$
TOTAL 822000$ US$
Doacutelar $ 2000 $ COP
Inversioacuten de $ 240000000000 $ COP
Costos operativos $ 1644000000 $COP
INVERSIOacuteN PARA PLANTA PEAK SHAVING MADRE
Tiempo de Construccioacuten
Caudal Maacuteximo de Emisioacuten
NOTA () El terreno ocupado de montaje es de 11 Ha pero se asume
100 Ha por si hay riesgos de explosioacuten
Caudal de Licuefaccioacuten
CONVERSIOacuteN DOacuteLAR A PESO COLOMBIANO
COSTOS OPERATIVOS ANUALES
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pulgadas de diaacutemetro para tomar gas del Sistema Nacional Transporte del paiacutes en caso de que el campo deje de producirlo El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares En caso de que la planta soacutelo licuara el gas producido hoy diacutea del campo no se requeriraacute de gasoducto y el gas licuado se transportaraacute por carro tanques hasta la Peak Shaving madre La inversioacuten requerida para una planta Peak Shaving madre es de 120 millones de doacutelares Dado el requerimiento de gas y por las mismas necesidades de gas para el paiacutes no se vislumbra por parte de Ecopetrol una inversioacuten de este tipo por consiguiente esta alternativa no se le realizaraacute un anaacutelisis econoacutemico
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto de inversiones altas y por la dimensioacuten del mismo se requiere de un largo plazo para su implementacioacuten
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales ademaacutes de que se recibiriacutean ingresos por el proceso de licuefaccioacuten del gas
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte podraacuten licuar su gas para luego regasificarlo y suministrarlo al paiacutes
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL
COMPRIMIDO
Para tener el gas en planta de GNC se estima que una movilizacioacuten diaria de 10 camiones representa abastecer un mercado de 15000 m3d (052 MMSCFD) mientras que 10 camiones articulados abastece un mercado de 54000 m3d (1906 MMSCFD) Estos valores permiten definir el rango de abastecimiento del GNC Asumiendo que un usuario residencial de gas natural consume en promedio 20 pies cuacutebicos por diacutea (20000 BTUdndash0567 m3d) se podriacutea abastecer 25000 usuarios solo con el gas actual de recoleccioacuten del campo Chichimene Siacute
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consideramos un usuario de estrato Medio-Bajo la tarifa seriacutea de 850 $m3 + 2630 $cargo fijo mes y un consumo de 20 m3mes dariacutea un costo de 19630 $mes (10 US$mes) La tarifa incluye los cargos al productor transporte distribucioacuten y comercializacioacuten En la tabla 38 se muestra las tarifas del natural residencial por estratos para enero de 2014 en Colombia Tabla 38 Tarifas del gas natural residencial para 2014 en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
Es importante la comparacioacuten del GNC con el GLP el cual depende del precio del GLP en planta de abastecimiento maacutes el valor de su transporte almacenamiento hasta la poblacioacuten consumidora Los precios actuales que se tienen para cilindros de 40 libras de GLP (cuyo contenido energeacutetico se aproxima al consumo medio mensual de un usuario residencial de gas natural) estaacute alrededor de los 40000 $COP (20 US$) En poblaciones con consumos pequentildeos y ubicados a distancias considerables de las plantas de abastecimiento de GLP y de la red de gasoductos el GNC puede ser una opcioacuten para abastecerlas No obstante debido a las diferentes tarifas de los mercados variacutea la competitividad de GNC por esto para conocer la viabilidad de proyectos con GNC es necesario evaluar para cada poblacioacuten los costos del gas natural y del GLP
0 - 20 m3 Maacutes de 20 m3
$Usuario $m3 $m3
1 Bajo - bajo 000 45959 84727
2 Bajo 000 57044 84727
3 Medio - bajo 262923 84727 84727
4 Medio 262923 84727 84727
5 Medio - alto 315508 101672 101672
6 Alto 315508 101672 101672
Industrial y
comercial rango 1286328 92286 92286
Industrial y
comercial rango 2286328 91397 91397
Oficial 262923 84727 84727
No residencial
El rango 1 comprende consumos desde 0 y 100000 m 3 mes
El rango 2 comprende consumos desde 100000 y 400000
m 3 mes
Tarifas Gas Natural 2014 promedio pais
Consumos diciembre de 2013
Facturacioacuten enero de 2014
Sector Estrato Cargo fijo
Rangos de consumo
Residencial
88
Asumiendo consumos energeacuteticos iguales al mes en gas natural y GLP para un usuario de estrato Medio-Bajo nos da que la factura por gas natural seriacutea de 10 US$ (20 m3) y por GLP 20 US$ (cilindro de 40 libras) Es decir el precio para GNC estariacutea entre estos dos valores Asiacute mismo se debe realizar un anaacutelisis de cada caso considerando los diferentes mercados y la posibilidad de la combinacioacuten de cargos de transporte de cilindros y de transporte de GNC en vehiacuteculos de carga con el fin de determinar la viabilidad de los proyectos La inversioacuten a realizar depende por un lado de la ubicacioacuten geograacutefica del campo productor ya que no es lo mismo que se encuentre en una zona aislada que en otra de faacutecil acceso con servicios proacuteximos y por otro de la propia dimensioacuten y complejidad del proyecto de almacenamiento de gas La tabla 39 muestra los precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia para abril y mayo de 2014
Tabla 39 Precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
A continuacioacuten se muestra en la tabla 40 los costos de inversioacuten para una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Tabla 40 Costos de una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Refineriacutea de
BcaApiay Dina Cusiana
Ingreso al Productor ($GL) 191798 176440 176483 177666
Ingreso al Productor ($KG) 87023 86955 87010 87023
Transporte () No aplica No aplica No aplica
Precio de venta al comercializador 191798 176440 176483 177666
Precio de venta al comercializador 87023 86955 87010 87023
PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS GLP DE ABRIL 15 A MAYO 14 DE 2014
Concepto
Planta
Precios maacuteximos regulados de suministro de GLP sin perjuicio de lo establecido en las OPC con precio regulado
PRECIOS REGULADOS DE GLPTomado de httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
89
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
La inversioacuten en una unidad de compresioacuten estaacutendar para manejar 700 m3 de gas por hora es de 1079 M$COP y los costos de administracioacuten y operacioacuten estaacute en 38935 M$ El mantenimiento menor en 1079 M$ cada antildeo y el mantenimiento mayor es de 1079 M$ cada cinco antildeos La vida uacutetil de la inversioacuten es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio de compresioacuten anual es del 90
2013 (COP)
Inversioacuten $ 1079000000
Sist compresioacuten estaacutendar de 130 KW presioacuten de entrada 250
psigKW 130
Costo promedio por potencia instalada $KW 8300000
Costo de combustible (Energiacutea eleacutectrica) $ 389351340
Consumo de energiacutea KWhm3 017
Capacidad de compresioacuten media m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del 90 hr 7884
Costo promedio energiacutea $KWh 415
Costo anual durante 20 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Costo mantenimiento mayor cada 5 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Capacidad media de compresioacuten m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del compresor del 90 hr 7884
m3antildeo 5518800
pcantildeo 194813640
Volumen de gas requerido por unidad de compresioacuten pcd 533736
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de unidades de compresioacuten requeridas unidades 09
Capacidad media de compresioacuten y Unidades requeridas
Volumen medio anual asociado a un compresor estaacutendar
COSTO UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO
DE 130 KW
Costos Administracion Operacioacuten y Mantenimiento Anual
Costo de mantenimiento
90
En la tabla 41 los costos de inversioacuten por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Tabla 41 Costos por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
2013 (COP)
Equipos Cantidad Costo Unitario ($) Total Costo ($)
Cilindro de 100 Litros 12 1408649 16903793
Set de Vaacutelvulas 12 95355 1144265
Canastilla 1 7946350 7946350
25994408
64986020
649860
Capacidad media de almacenamiento por moacutedulo m3 300
Utilizacioacuten media anual del moacutedulo del 100 diacuteas 365
m3 antildeo 109500
pcantildeo 3865350
Volumen de gas requerido por moacutedulodiacutea pcd 10590
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de moacutedulos seguacuten capacidad disponible de gas moacutedulos 475
3087768719
30877687
Nota especial Un moacutedulo de 300 m3 vaciacuteo pesa 16 Ton Lleno pesa 2 Ton Un viaje de ida y regreso carga 36 Tonkm
Nota 1 Para el almacenamiento y transporte se consideran moacutedulos de almacenamiento conformados por 12 cilindros de acero con sus
vaacutelvulas de flujo y bloqueo de seguridad con capacidades de 100 litros(25 m3) cada uno para un total por moacutedulo de 300 m3 a 3600 psig Se Nota 2 Se deberaacute disponer de un moacutedulo que suministra el gas en cada municipio maacutes otro moacutedulo que estaraacute en uso en la etapa de
compresioacuten y transporte medio moacutedulo como reserva en cada municipio en caso de presentarse inconvenientes en el transporte es decir
seraacuten 25 modulos en total Esto significa que por 1 m3 a consumir se debe considerar en la inversioacuten de almacenamiento el equivalente a 25
m3
Costos Administracioacuten Operacioacuten y Mantenimiento del 1 sobre la inversioacuten
INVERSION TOTAL DE ALMACENAMIENTO DE GNC (472 Modulos) - $
COSTO TOTAL ADMINISTRACION OPERACIOacuteN Y MMTO - $ Antildeo
Total x moacutedulo (nota 1)
Total para operacioacuten y almacenamiento (valor moacutedulo x 25 veces) (nota 2 )
ANEXOCOSTO POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 m3
Capacidad media de almacenamiento y nuacutemero de moacutedulos (300 m3) cu
Demanda a cubrir por moacuteduloantildeo
91
La inversioacuten en el sistema de almacenamiento es de 308783 millones $COP para 47 moacutedulos (un moacutedulo almacena 300 m3) El mantenimiento total por antildeo es de 3088 millones $COP La vida uacutetil de los moacutedulos es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio anual de almacenamiento es del 10012
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para una planta de GNC
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del tamantildeo de la planta que este caso no es alta dado el volumen que se dispone Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (metropulgada) asumiendo el gasoducto de 3rdquo de diaacutemetro y a una distancia de 1 Km desde el campo seriacutea de 150 mil doacutelares La inversioacuten requerida para una planta de GNC es 247 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto cuya inversioacuten no es alta y ademaacutes solo se requiere de construir dos plantas la implementacioacuten es de corto plazo maacutexime cuando en el paiacutes ya se han construido
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas ademaacutes se recibiriacutean ingresos por el proceso de compresioacuten almacenamiento y transporte del gas comprimido
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte de gas podraacuten comprimir su gas para luego ser consumidos en las poblaciones pequentildeas y alejadas del sistema Este proyecto aplica muy bien ya que en la regioacuten donde se ubica este campo no se tiene una gran cobertura de gas natural a falta de
12 En el Anexo H se detalla el flujo de caja para servicio de compresioacuten y almacenamiento de gas natural
92
infraestructura de transporte Este puede ser un proyecto para lo que lleve a cabo un tercero y no directamente ECOPETROL
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE
CRUDO EN LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN
Esta idea surge a partir de diversos planteamientos que permitieron realizar esta propuesta el planteamiento se propone entre la autora junto con la tutoriacutea brindada por Ecopetrol y en base a ello se realizaron diversos caacutelculos para seleccionar equipos y accesorios de esta alternativa El sistema de recoleccioacuten de los fluidos extraiacutedos inicia desde la cabeza del pozo pasando por un manifold de produccioacuten e ingresando a una liacutenea madre para ser transportado hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene Cada pozo aporta una cantidad diferente en volumen y composicioacuten de crudo agua y gas que mezclados pueden originar condiciones reoloacutegicas adversas que exijan mayores requerimientos de energiacutea en el sistema de extraccioacuten de cada pozo El campo produce alrededor de 95244 BFPD de los cuales 59606 son BOPD 35638 son BWPD y 403 MMSCFD de gas asociado el crudo tiene una gravedad API promedio de 14ordm y una temperatura de 125degF en cabeza de pozo Debido a que el crudo tiene una baja gravedad API y una alta viscosidad es necesario inyectarle nafta como diluyente en la cabeza del pozo y obtener de esta manera una mejor fluidez En la tabla 39 se muestra un resumen detallado de los datos de produccioacuten en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 42 Datos produccioacuten del Sistema de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
El sistema de recoleccioacuten lo conforman dos troncales de produccioacuten (norte y sur) que recogen la produccioacuten de varios cluacutester de pozos y lo llevan hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene donde se separaran los fluidos (crudo agua y gas) a traveacutes de separadores generales y tratadores termo electroestaacuteticos El crudo se almacena en tanques y perioacutedicamente se bombea hasta la estacioacuten de
TRONCAL BFPD BOPD BWPD GAS MMSCFD POZOS
Norte 60549 27676 32874 3191 63
Sur 34693 31930 2764 0837 74
TOTAL 95242 59606 35638 4028 137
SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENEENERO DE 2014
93
almacenamiento de Apiay el agua es tratada y dispuesta en lagunas de oxidacioacuten mientras que parte del gas se mantiene en solucioacuten el que se libera se consume en la estacioacuten y el sobrante se va a tea En la ilustracioacuten 25 se muestra un diagrama de proceso del calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Ilustracioacuten 26 Diagrama de Proceso de Calentamiento de Crudo en la Etapa de Recoleccioacuten
Fuente Autora
De acuerdo a lo anterior se puede observar en el diagrama una alternativa de aprovechamiento de este gas en el calentamiento de los fluidos en liacutenea La idea consiste en interrumpir el flujo bien sea en la troncal o un ramal antes de la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y pasarlo a traveacutes de un separador bifaacutesico por donde ingresa el crudo junto con gas y agua y se separa la parte liacutequida de la gaseosa el gas separado se lleva a condiciones para venta (condiciones CREG) Seguido de esto se pasa la parte liacutequida por un tratador teacutermico en donde se calienta el liacutequido (crudo y agua) con parte del gas separado y tratado Los fluidos calientes se enviacutean a la estacioacuten de tratamiento de Chichimene con una bomba estacionaria por la misma liacutenea pero revestida a fin de mantener la temperatura y la movilidad de los liacutequidos En esta etapa de recoleccioacuten se deja o se reduce la inyeccioacuten de diluyente
La implementacioacuten de esta alternativa conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas a la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electro sumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se reduce el volumen de nafta inyectado ya que solo se requiere la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento
94
Esta alternativa puede ser aplicada en uno o en varios nodos Lo importante es que estos puntos de derivacioacuten de la produccioacuten sean los que mayor porcentaje de gas tengan de tal forma que el gas separado pueda recolectarse y llevarse a un mismo punto de proceso para llevarlo a condiciones CREG y de alliacute desviar parte para el calentamiento de crudo y agua y el resto se enviacutee para venta o consumo en otra aplicacioacuten
En sentido de ver las ventajas que representa esta alternativa para el campo Chichimene en cuanto a la reduccioacuten de energiacutea en el sistema de extraccioacuten y ahorro en el diluyente se asume que los nodos donde se implementariacutea esta alternativa sea en la mitad del tramo de las troncales ya que la presioacuten de cabeza de pozo es en promedio 250 psi y la temperatura de 125degF la presioacuten en la estacioacuten de Chichimene sea de 40 psi y la temperatura de 100degF De acuerdo con esto las peacuterdidas de presioacuten en la liacuteneas troncales es de 210 psi por consiguiente la presioacuten en la cabeza de los pozos bajariacutea a 105 psi es decir se reduce en un 58 lo cual repercute directamente en los requerimientos de energiacutea de las bombas Siacute todo el sistema de extraccioacuten consume cerca de 20 MWh y el gasto de energiacutea es de 000096 KWhbblpsi el ahorro seraacute de 78 MWh a precios de productor (220 $KWh) seriacutean 7 MMUS$antildeo Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutea Esto mismo aplica para el caacutelculo de ahorro en el diluyente
Los requerimientos energeacuteticos de los pozos y su ahorro energeacutetico al disminuir el recorrido de los fluidos hasta la planta de tratamiento se pueden ver en la siguiente tabla 43
95
Tabla 43 Balance de requerimiento energeacutetico de liacutenea troncal 16 de diaacutemetro
Fuente Autora
En la siguiente tabla 44 se pueden ver los caacutelculos para determinar el espesor del aislante teacutermico para la tuberiacutea de recoleccioacuten
Tabla 44 Datos de caacutelculo para espesor del revestimiento
Fuente Autora
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia KwhpsiBl
Requerimiento de Presioacuten (psi) 250 40 210 000096
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 024 00384 02016
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de tratamiento (m) 6000
Energiacutea requerida tuberiacutea produccioacuten (KWhmbbl) 00000336
Cabeza pozo Planta calentamiento Diferencia
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de calentamiento (m) 3000
Requerimento de presioacuten (psi) 145 40 105
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 01392 00384 01008
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia
Ahorro (KWhbbl) 01008 0 01008
Volumen de produccioacuten (BFPD) 35000
Ahorro (KWdiacutea) 84672
Ahorro (KWAntildeo) 30905280
Ahorro (US$antildeo)-(0122 US$KW) 3770444
Ahorro energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
BALANCE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO LIacuteNEA TRONCAL 16 DIAacuteMETRO
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta tratamiento
Diaacutemetro nominal tubo 16 pulgada
Diaacutemetro interno tubo - r1 15 pulgada
Diaacutemetro externo tubo - r2 16 pulgada
Espesor de aislante 05 pulgada
Diaacutemetro total - r3 17 pulgada
Longitud del tubo 1 pie
Conductividad teacutermica del acero - Ka 26 BTUhftdegF
Conductividad teacutermica del
recubrimiento fibra de vidrio - Kr004 BTUhftordmF
Temperatura del liacutequido - T1 20000 ordmF
Temperatura del acero - T2 19999 ordmF
Temperatura del recubrimiento - T3 19120 ordmF
Temperatura ambiente - Taire 11000 ordmF
Peacuterdida de calor -365 BTU
DATOS PARA CALCULAR EL ESPESOR DEL REVESTIMIENTO
96
En la tabla 45 se muestran las ecuaciones que se emplearon para los caacutelculos del espesor de revestimiento para la tuberiacutea
Tabla 45 Ecuaciones empleadas para caacutelculos de espesor de revestimiento
Fuente Autora
En la tabla 46 se pueden ver los caacutelculos de energiacutea requerida para calentar los fluidos y con base en ello determinar el volumen de gas necesario para tal fin
Flujo de calor en cilindros Q=2piKL(Ti-To)Ln(riro)
Qtub = (T2-T1)Rtub -365
Rtub = ln(r2r1)(2piKL) 0000395062
Qrec = (T3-T2)Rrec -364
Rrec = ln(r3r2)(2piKL) 0241217142
Flujo de calor de aire (hftordmF) Qa=hA(Ta-T3)
Raire = 1hA (hftordmF)
Coeficiente de conveccioacuten del aire = h h=113(T3-Ta)^013
A = Aacuterea externa (ft2) 631
1 Suponer T3 1912
2 Calcular h 2001339317
3 Calcular Raire 2223810806
4 Encontrar Qaire -3651389757
5 Encontrar T2 1999855748
ECUACIONES
CAacuteLCULOS
97
Tabla 46 Balance de energiacutea y gas para calentar fluidos
Fuente Autora
A continuacioacuten se muestra la inversioacuten requerida de los principales equipos para el nodo ldquoTroncal Surrdquo la cual maneja un volumen de 35000 BFPD de los cuales 2800 barriles son agua y el volumen de gas es de 800000 pies cuacutebicos En esta planta se requiere invertir en un sistema de respaldo en caso de que la planta falle y para ello se debe disponer de tanques de almacenamiento de fluidos y almacenamiento de nafta con capacidad para 8 horas de flujo como tambieacuten sistema inteligente para desviar las corrientes Tambieacuten se debe invertir en el revestimiento de la tuberiacutea En la tabla 47 se pueden ver dichas inversiones la inversioacuten para equipos principales es de 1145 MMUS$ gasoducto entre la planta de calentamiento y tratamiento de gas es de 09 MMUS$ inversioacuten para revestir la tuberiacutea en 3 kiloacutemetros es de 0436 MMUS$ y la inversioacuten en el sistema de respaldo es de 0575 MMUS$ para un total de 306 MMUS$ aproximadamente
Tabla 47 Costos de inversioacuten de equipos principales para calentamiento de crudo
Calor especiacutefico crudo API 14deg 203 KJKgdegK
Calor especIacutefico del agua 41813 KJKgdegK
Volumen a calentar de agua 2800 BWPD
Volumen a calentar de crudo 32200 BOPD
Temperatura inicial 140 degF
Temperatura final 200 degF
Q = CEM(T2-T1)agua 111669812 KJ
Q = CEM(T2-T1)crudo 623473981 KJ
Qtotal 735143793 KJ
Poder caloriacutefico del gas CREG 40000 KJKg
Densidad del gas 06 Kgm3
30631 m3diacutea
1081274 SCFDGas requerido por diacutea
BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR LOS FUIDOS
CE = (0388 + 000045T)GE^(05) 41813 donde T = 200 GE = 0971
Calor requerido
Gas requerido
Q = CEM(T2-T1) donde M = masa
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Fuente ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo Universidad Central de Venezuela
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG en las vasijas de calentamiento de fluidos lo cual genera GEI los cuales son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo esta alternativa lo mejor es concentrar todo el gas en un mismo punto para su procesamiento
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del nuacutemero de plantas de calentamiento en todo caso se requiere por planta de separadores bifaacutesicos tratadores de calentamiento y bombas de transferencia de liacutequidos y al igual que todas las alternativas propuestas una planta general para tratarlo y llevarlo a condiciones CREG En caso de que sobre gas este se puede vender por lo que se tendraacute que construir un gasoducto para llevarlo hasta el punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte El tamantildeo de las vasijas depende del volumen de fluido a manejar en cada nodo Para el caso del nodo Troncal Sur la inversioacuten asciende a 306 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que tiene muchos beneficios
Equipo Caracteriacutesticas generales
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 250degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipos 290000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 350degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipo 475000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 100degF
Presioacuten de disentildeo 300 psi
Costo equipos 380000 US$
Bombas de transferencia de fluidos (4 unidades)
Separadores generales horizontales (2 unidades)
Calentador teacutermico de fuego indirecto (una unidad)
EQUIPOS REQUERIDOS PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
TUBERIacuteASTRONCAL SUR
99
operativos podriacutea acelerarse su implementacioacuten y para un planta este plazo podriacutea ser de aproximadamente dos antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas El iacutendice de falla del sistema de extraccioacuten se reduce ya que los requerimientos de presioacuten que exige el sistema disminuyen y por ende mejora la eficiencia de las bombas de subsuelo lo que repercute en menos peacuterdidas de produccioacuten por la falla de las bombas de extraccioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales De otra parte el campo ahorrariacutea alrededor de 708 MWh (107 Millones de doacutelares al antildeo) en el sistema de extraccioacuten de crudo y otra suma por ahorro en la inyeccioacuten de nafta Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma del Sistema Nacional de Transporte se dejariacutea de consumir un buen porcentaje y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN
Significativa en lugares donde se requieren cantidades de calor (en forma de vapor o agua caliente) friacuteo y energiacutea eleacutectrica La trigeneracioacuten se aplica al sector terciario donde ademaacutes de necesidades de calefaccioacuten y agua caliente se requieren importantes cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Este tipo de sistemas es usado principalmente en el sector industria como empresas de alimentos y sector residencial debido a los cambios estacionales
Su ciclo baacutesico se basa de un generador un condensador evaporador y absorbedor Resulta ser una alternativa econoacutemica a los sistemas convencionales de refrigeracioacuten y es rentable para superficies superiores a 5000 m2 con utilizaciones de maacutes de 80 de diacuteas al antildeo
El punto de equilibrio para un proyecto de trigeneracioacuten es para 5 millones de KWhMes en consumo de energiacutea lo cual requiere de un volumen de gas de 14 MMSCFD Este sistema aplica muy bien en la industria y hospitales donde se podriacutea obtener ahorros del 40 de consumo de energiacutea
100
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para trigeneracioacuten
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende de un generador un condensador un evaporador y un absorbedor Tambieacuten requiere de la planta de procesamiento de gas para llevarlo a condiciones CREG y de otra parte la construccioacuten de un gasoducto para transportar este gas desde el campo hasta el punto de uso La mayor inversioacuten la debe hacer el agente productor que consiste en la planta de proceso y el gasoducto
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que en el entorno no tiene cliente no tiene sentido realizarlo en su lugar lo mejor es venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas pues las inversiones son las mismas
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten Por tratarse de una alternativa que en el entorno no dispone de un cliente no se le haraacute un anaacutelisis econoacutemico
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido En el entorno no existen hospitales o industrias con estos requerimientos de energiacutea por lo tanto no es viable su aplicacioacuten para ese volumen de gas ya que el punto de equilibrio es para un consumo de 14 MMSCFD
101
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS
El hecho de ventear o quemar gas en el campo merece implementar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubica el campo Ante esta praacutectica la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de la operacioacuten del campo Ademaacutes de las alternativas analizadas en este trabajo existen otras que se podriacutean llevar a cabo como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de los hidrocarburos adecuar este gas para utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) Lo menos que se puede hacer en este caso es disminuir la produccioacuten de GEI por la quema lo que conlleva a la construccioacuten de una planta de procesamiento del gas para eliminar los liacutequidos
En el anexo L se muestra el anaacutelisis econoacutemico de lo que representa para Ecopetrol el gas que se quema yo se ventea Este gas tiene un alto poder caloriacutefico como resultado de la extraccioacuten en conjunto con el crudo y a su vez por la disolucioacuten que se le hace al crudo con nafta para poderlo transportar por tuberiacuteas desde la cabeza del pozo hasta la planta de tratamiento Por lo tanto este gas sucio requiere de un proceso para poder llevarlo a condiciones de comercializacioacuten y en este estado su precio podriacutea oscilar alrededor de 6 US$MMbtu Para efectos de analizar lo que se deja de recibir como ingresos de este gas se toma de referencia que este gas podriacutea comercializarse despueacutes de tratamiento en 6 US$MMbtu y por lo tanto habraacute que quitarle 2 US$MMbtu por tratamiento (cuando se procesan 4 MMpcd) restarle ademaacutes 1 US$MMbtu por efecto de imprevistos y utilidad por el proceso de tratamiento lo cual da que el valor de este gas sucio puede ser de 3 US$MMbtu es decir el 50 de lo que vale un gas tipo CREG Sobre esta base Ecopetrol deja de recibir en VNA unos 34 MUS$ en un periacuteodo de 20 antildeos lo cual ha permitido en este proyecto viabilizar algunas alternativas para su implementacioacuten Si el gas en condiciones no CREG deja un VNA de 34 MMUS$ el cual no se recibe como ingreso permite estudiar cualquier opcioacuten de mejorarlo y disponerlo para su comercializacioacuten Asiacute que lo miacutenimo que se puede plantear es construir la planta de tratamiento y el gasoducto para su transporte lo que convierte este proyecto en un VNA de 236 MMUS$ que corresponde a la alternativa de Venta de gas En la tabla 48 se muestra el consolidado de validacioacuten de las alternativas analizadas en especial lo relacionado con el impacto econoacutemico y los beneficios operacionales En este consolidado se muestran los resultados econoacutemicos para un periacuteodo de evaluacioacuten de 20 antildeos Ademaacutes se califican estas alternativas con base en criterios tales como tiempo de implementacioacuten de la alternativa impacto al interior del campo y a nivel externo inversiones de equipos y plantas entre otros
102
Tabla 48 Evaluacioacuten Cualitativa de Alternativas Propuestas
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
ALTO BAJA CORTO PLAZO ALTA MEDIO ALTO
De dejan de recibir ingresos
por la no disposicioacuten de este
gas para uso industrial yo
comercial VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
VNA = - 34222 MMUS$
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEI
Es necesario el tratamiento para
disponerlo para cualquier uso En
la inversioacuten estaacute el gasoducto de 40
Km
Ingresos por venta de gas VNA
a un periacuteodo de 20 antildeos
PLANTA DE TRATAMIENTO 2293 MMUS$VNA = 2363 MMUS$ TIR = 21
RI = 54 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO ALTA ALTO ALTO
Se reduce emisiones GEI
Las inversiones en la planta de
calentamiento son bajas La planta
de tratamiento asume la inversioacuten
del gasoducto 40 Km
Reduce costos energiacutea eleacutectrica
nafta y mantenimiento a pozos
Mejora eficiencia de
extraccioacuten VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
CALENTAMIENTO FLUIDOS 306 MMUS$VNA = 25490 MMUS$ TIR =
880 RI = 01 antildeo
CALENTAMIENTO FLUIDOS +
TRATAMIENTO DE GAS2599 MMUS$
VNA = 27853 MMUS$ TIR =
880 RI = 1 antildeo
Venta al SNT Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Venta y Compra de gas
Aumenta disponibilidad de gas
en el paiacutes Operacioacuten maacutes
limpia
Calentamiento de Crudo
(Solo para 33 del total
fluiacutedos extraiacutedos )
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Requiere ingenieriacutea
baacutesica
Mejora eficiencia Sistema de
Extraccioacuten Reduce
requerimiento de energiacutea Mayor
produccioacuten
Aumenta disponibilidad de
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
Linea Base (Quema o
Venteo de Gas)
El campo Chichimene esta
catalogado como
productor de crudo y el gas
obtenido es muy poco Esto
hace que solo requiera de
permiso para quemar el
gas excedente y no se
generen multas
Las instalaciones operativas se
mantienen en estado de alerta
por la dispersioacuten de este gas en
su entorno lo cual podriacutea
originar explosiones causando
dantildeo especialmente al personal
de la operacioacuten de la planta de
tratamiento de Chichimene
Genera una alta contaminacioacuten
en el entorno por la quema de
este gas y sobre todo que la
dispersioacuten de estos gases de
combustioacuten es l imitada ya que
el punto de quema permanece
en el mismo sitio
El impacto genera gases de
combustioacuten que oscila
alrededor de 60
TonMMSCFD durante todos
los diacuteas del antildeo El grado de
dispersioacuten es muy bajo
concentrando estos gases
en el mismo sitio
Se debe mantener la tea equipos de
control y monitoreo de gases en
oacuteptimas condiciones de operacioacuten
Asiacute mismo mantener vigilancia
permanente por parte del personal
de seguridad para evitar
acumulaciones de gas alrededor de
la operacioacuten que puedan ocasionar
explosiones repentinas
103
Tabla 45 Evaluacioacuten Cualitativa Final de Alternativas Propuestas (Continuacioacuten)
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
MEDIO MEDIA LARGO PLAZO ALTA ALTO MEDIO
Reduce emisiones GEI Siacute es
combinada la reduccioacuten es
mayor
Es un buen negocio para realizarlo
conjuntamente La teacutermica asume
inversioacuten del gasoducto 40 Km
Reduce costos por compra de
energiacutea por mayor produccioacuten
Reduce costos por intervencioacuten
a pozos VNA a un periacuteodo de 20
antildeos
TEacuteRMICA 232 Mwe 3180 MMUS$VNA = 9269 MMUS$ TIR = 44
RI = 24 antildeos
TERMICA 232 Mwe + PLANTA
TRATAMIENTO GAS4873 MMUS$
VNA = 12387 MMUS$ TIR =
37 RI = 314 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Esta alternativa es maacutes viable siacute
ECP la realiza conjuntamente La
planta tratamiento asume la
inversioacuten del gasoducto de 40 Km
Ingresos por venta GNC VNA a
un periacuteodo de 20 antildeos
GNC 247 MMUS$VNA = 576 MMUS$ TIR = 38
RI = 277 antildeosGNC + PLANTA TRATAMIENTO
GAS254 MMUS$
VNA = 2939 MMUS$ TIR = 22
RI = 502 antildeos
BAJO ALTA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Inversioacuten alta de 143 MMUS$ No
se hizo corrida econoacutemica por no ser
viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Depende de Peak
Shaving Madre
Mejora seguridad de
instalaciones Almacena gas
para uso posterior Riesgo
explosioacuten
Ingresos de venta GNL No se
hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Cubre demanda pico de gas
Exporta gas l icuado Operacioacuten
maacutes limpia
BAJO MEDIA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEINo se hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA No hay cliente en el
entorno
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Ingresos por venta de gas No
se hizo corrida econoacutemica por
no ser viable en el momento
Aumenta disponibilidad de gas
en paiacutes Operacioacuten maacutes limpia
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Estabilidad a la produccioacuten
Reduce fallas
Aumenta disponibilidad
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
Auto Generacioacuten
(Teacutermica 23 2 MWe )Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Trigeneracioacuten
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Existen varias
plantas en paiacutes
Gas Natural Comprimido
(Planta para 500
MSCFD ) el excedente
de gas se vende
Cubre demanda de poblaciones
lejanas Cubre demanda pico
Reemplaza gas importado Uso
de gas de campos marginales
Planta Peak Shaving
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
104
En cada una de las alternativas planteadas en la matriz se muestra el beneficio econoacutemico como un VNA a un periacuteodo de 20 antildeos el impacto ambiental de cada una de las alternativas13 los requerimientos econoacutemicos de cada una de ellas Los plazos de ejecucioacuten dependen de las autorizaciones que se requiera para llevar a construccioacuten cada una de las alternativas Asimismo la incidencia operativa los beneficios operacionales y el impacto externo se evaluacutean con rangos de alto medio bajo siacute impacta de manera positiva o negativa a la operacioacuten del campo a las comunidades cercanas o paiacutes14
De acuerdo con lo anterior las alternativas se analizan y se resumen de la siguiente forma
En la alternativa de Generacioacuten Eleacutectrica se analiza que la demanda de energiacutea por los pozos productores es de 19 MWh y en la medida que el campo pierde presioacuten el sistema de extraccioacuten estaraacute maacutes profundo demandando una mayor cantidad de energiacutea para mantener los mismos niveles de produccioacuten Este concepto es uno de los que mayor inciden en los costos de produccioacuten (18 millones de doacutelares al antildeo a precio de productor de 220 $KWh) Por la demanda de energiacutea por los costos de produccioacuten y sobre todo por la estabilidad en el sistema eleacutectrico del campo que conlleva menores peacuterdidas de produccioacuten de crudo la autogeneracioacuten de energiacutea en el campo seriacutea conveniente pero no deja de ser una variable importante el volumen de gas disponible Ademaacutes la inversioacuten que se requiere (planta de tratamiento del gas central teacutermica redes subestaciones y gasoducto) es alta y su implementacioacuten es de largo plazo El VNA de la teacutermica es de 3180 MMUS$ y un TIR de 9269 y conjunto con la planta de tratamiento el VNA es de 4873 MMUS$ y el TIR es de 37 En este caso la turbina genera gas suficiente para cubrir la demanda del sistema de extraccioacuten (es decir 20 MW) y el excedente (alrededor de 1 MW) se destina para la planta de tratamiento
La alternativa de Venta de gas requiere que el gas cumpla especificaciones CREG para hacer factible su venta bien sea para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Esta alternativa tiene una inversioacuten baja ya que soacutelo se requiere construir la planta de procesamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas que es el gasoducto CusianandashApiay-Bogotaacute Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto es de 6 millones de doacutelares y ademaacutes su implementacioacuten es de corto plazo Este gas
13 En el Anexo O se muestra la medicioacuten de impactos ambientales de cada una de las alternativas a partir de los factores de emisioacuten de los contaminantes como tambieacuten el grado de dispersioacuten de los contaminantes en el medio ambiente 14 En el Anexo N se puede detallar cada uno de los requerimientos econoacutemicos para las diferentes alternativas valoradas
105
cubririacutea parte del gas que Colombia tendriacutea que importar a partir del 2018 siacute no se adicionan nuevas reservas en estos cuatros antildeos El VNA de esta alternativa es de 2363 MMUS$ y un TIR de 21
Para el caso de pequentildeas producciones de gas como el campo Chichimene que es de 500000 pies cuacutebicos hoy diacutea la Planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) la cual abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Esta alternativa estaacute sujeta a que exista una planta Peak Shaving que licue almacene y regasifique el gas la cual requiere que entidades gubernamentales como ECOPETROL UPME CREG entre otros organismos aprueben la construccioacuten La planta estariacutea destinada para manejar el gas que se importe siacute se diera el caso o en su defecto para condicionar el gas que se exportariacutea por viacutea mariacutetima Bajo estas circunstancias la idea de licuar el gas del campo Chichimene para almacenarlo en una planta Peak Shaving madre no es viable en los momentos actuales ni en el mediano plazo De otra parte las inversiones y los gastos operativos de una planta Peak Shaving son altos y el retorno de la inversioacuten es de muy largo plazo (mayor a 20 antildeos)
La alternativa de Gas Natural Comprimido es viable ya que el volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea podriacutean dar una cobertura para 25000 familias que registren consumos promedios de 20 pies cuacutebicos por diacutea (0567 m3diacutea) La demanda potencial para este gas son las pequentildeas poblaciones que estaacuten lejos de la red de transporte de gas y que usan como combustible el gas licuado del petroacuteleo (GLP) cuyo costo es el doble de lo que vale el gas natural domiciliario La facilidad para transportar GNC y ademaacutes que el precio oscila entre el precio del gas natural y el GLP lo hacen viable para su implementacioacuten Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado El tiempo para la implementacioacuten de esta alternativa es de corto plazo y sobre todo que en el paiacutes existen varias plantas de GNC La inversioacuten de la planta GNC es de 247 MMUS$ el VNA de 576 MMUS$ y el TIR de 38 El anaacutelisis de viabilidad de esta alternativa se hizo para un volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea De acuerdo con las proyecciones de produccioacuten incremental de gas es factible ampliar esta alternativa o en su defecto el gas que sobre se pueda destinar a cualquiera de las otras alternativas
La implementacioacuten de la alternativa de Calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electrosumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se
106
reduce el volumen de nafta inyectado pues solo se requiere de la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean La inversioacuten es baja (306 MMUS$) y genera un VNA de 2549 MMUS$ y un TIR de 880 Dado que el gas que requiere es menor al que se podriacutea tener se hace necesario construir la planta y el gasoducto para el gas sobrante lo cual da una inversioacuten conjunta de 25 99 MMUS$ con un VNA de 27853 MMUS$ y un TIR de 110 Esta alternativa resulta la maacutes conveniente desde todos los paraacutemetros analizados El tiempo de implementacioacuten es de corto plazo ya que los montajes de las vasijas no son complejos y lo acelera el hecho de tener muy buenas ventajas para la operacioacuten del campo
La alternativa de Trigeneracioacuten no tiene gran viabilidad dado el entorno donde se encuentra el campo Chichimene pues este sistema es aplicable en el sector industrial y en el sector residencial para abastecer energiacutea friacuteo y calor debido a cambios estacionales Lo que conlleva a procesar el gas y llevarlo por un gasoducto hasta el punto de uso ya que en el entorno del campo no hay empresas o industrias que requieran de estos servicios luego resulta ser lo mismo que venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas del paiacutes
107
6 CONCLUSIONES
La alternativa que genera mayores beneficios es la de calentamiento de fluidos en las liacuteneas de recoleccioacuten Esta alternativa es econoacutemicamente impactante como tambieacuten lo es su baja inversioacuten incidencia operacional y de raacutepida implementacioacuten El VNA de esta alternativa incluyendo la planta de tratamiento del gas es de 278 MMUS$ que es 10 veces maacutes que el VNA de lo que representa la venta del gas para consumo comercial
La alternativa de autogeneracioacuten presenta buenos beneficios en la parte econoacutemica y sobre todo en la estabilidad de la operacioacuten de extraccioacuten de hidrocarburos De otra parte es conveniente porque libera la energiacutea que hoy diacutea se toma del Sistema Nacional de Transporte y se puede disponer para consumo nacional No presenta ventajas en lo relativo al tiempo que requiere su implementacioacuten Esta alternativa es la que sigue en VNA a la alternativa anterior
La alternativa de gas natural comprimido presenta un gran impacto con respecto al entorno ya que esta conversioacuten de gas natural a gas licuado le permite a la comunidad del aacuterea disponer de un gas maacutes barato que el GLP No obstante cuando se combina con la planta de tratamiento de gas es mucho maacutes viable econoacutemicamente
El gas de recoleccioacuten del campo Chichimene debe ser tratado para llevarlo a condiciones CREG de tal forma que se pueda disponer para cualquiera de las alternativas planteadas en este estudio Con la venta de este gas se cubren las inversiones de la planta de tratamiento y generan un buen impacto econoacutemico
El gas producido en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene no se debe seguir quemando dado el impacto negativo en el medio ambiente Las emisiones de CO2 por la quema de este gas son de aproximadamente 316 toneladas por diacutea durante todos los diacuteas del antildeo y sobre todo que su impacto se concentra en un mismo lugar
Las alternativas de la planta Peak Shaving y trigeneracioacuten no son viables en la actualidad
108
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109
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110
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111
ANEXOS
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte
1 CHICHIMENE-4 K1K2 4453 130 4323 971 140 108 - K1K2
2 CHICHIMENE-17 K1K2 2411 47 2363 981 142 301 162 K1K2
3 CHICHIMENE-20 K1K2 2349 92 2257 961 40 044 - K1K2
4 CHICHIMENE-5 K1K2 2095 368 1726 824 171 046 147 K1K2
5 CHICHIMENE-82 K2 1796 357 1439 801 7 002 209 K2
6 CHICHIMENE-80 K2 1426 267 1159 813 0 0 208 K2
7 CHICHIMENE-173 K1 1384 170 1215 877 0 0 199 K1
8 CHICHIMENE-1 K1K2 1242 34 1208 973 92 269 - K1K2
9 CHICHIMENE-12A K1K2 1167 283 883 757 0 0 166 K1K2
10 CHICHIMENE-38 K1 1142 507 635 556 69 014 123 K1
11 CHICHIMENE-172 K1 1079 171 908 842 0 0 190 K1
12 CHICHIMENE-67 K1 1067 458 610 571 9 002 214 K1
13 CHICHIMENE-19 K1K2 983 251 732 745 181 072 - K1K2
14 CHICHIMENE-66 K1 781 179 602 771 7 004 214 K1
15 CHICHIMENE-26 K1 756 395 361 478 13 003 170 K1
16 CHICHIMENE-81 K1 348 73 275 790 0 0 207 K1
17 CHICHIMENE-82 K1 332 66 266 801 1 002 209 K1
18 CHICHIMENE-15 K1K2 201 189 12 60 183 097 - K1K2
19 CHICHIMENE-23 K1K2 0 0 0 Inactivo 0 0 - K1K2
SUBTOTAL K1 - K2 25012 4037 20974 839 1055 026 179
1 CHICHIMENE-158 SF 2632 1832 800 304 44 002 - SF
2 CHICHIMENE-65 SF 2550 1479 1071 420 116 008 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
112
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
3 CHICHIMENE-34 SF 2001 680 1321 660 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-156 SF 1886 1554 332 176 162 01 - SF
5 CHICHIMENE-141 SF 1792 1005 787 439 78 008 - SF
6 CHICHIMENE-83 SF 1747 424 1324 757 61 014 - SF
7 CHICHIMENE-84 SF 1640 734 907 552 98 013 - SF
8 CHICHIMENE-144 SF 1495 725 770 515 50 007 - SF
9 CHICHIMENE-142 SF 1427 877 550 385 60 007 - SF
10 CHICHIMENE-140 SF 1242 664 578 465 52 008 - SF
11 CHICHIMENE-28 SF 1200 915 286 238 30 003 - SF
12 CHICHIMENE-18 SF 1109 679 430 388 153 022 - SF
13 CHICHIMENE-16 SF 1086 160 926 853 182 114 - SF
14 CHICHIMENE-22 SF 889 344 545 613 10 003 - SF
15 CHICHIMENE-108 SF 841 799 42 50 54 007 - SF
16 CHICHIMENE-63 SF 729 708 21 29 47 007 - SF
17 CHICHIMENE-3 SF 696 327 369 530 482 148 - SF
18 CHICHIMENE-160 SF 689 661 28 41 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-97 SF 670 581 89 133 46 008 - SF
20 CHICHIMENE-24 SF 666 591 75 113 117 02 122 SF
21 CHICHIMENE-74 SF 654 617 37 57 0 0 - SF
22 CHICHIMENE-40 SF 602 578 23 40 0 0 - SF
23 CHICHIMENE-159 SF 595 500 95 160 35 007 - SF
24 CHICHIMENE-163 SF 554 535 19 34 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
113
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
25 CHICHIMENE-62 SF 548 519 29 53 41 008 - SF
26 CHICHIMENE-86 SF 548 494 54 99 41 008 - SF
27 CHICHIMENE-115 SF 525 451 73 141 11 002 - SF
28 CHICHIMENE-73 SF 479 383 96 200 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-6 SF 434 429 4 12 29 007 - SF
30 CHICHIMENE-116 SF 391 348 43 110 0 0 - SF
31 CHICHIMENE-39 SF 378 366 13 32 27 007 - SF
32 CHICHIMENE-44 SF 347 327 21 58 34 01 - SF
33 CHICHIMENE-145 SF 298 283 15 50 10 003 - SF
34 CHICHIMENE-162 SF 290 263 27 93 9 004 - SF
35 CHICHIMENE-35 SF 274 252 22 80 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-57 SF 271 254 17 63 10 004 - SF
37 CHICHIMENE-60 SF 264 258 5 23 0 0 - SF
38 CHICHIMENE-27 SF 228 218 10 44 0 0 - SF
39 CHICHIMENE-161 SF 202 193 10 45 0 0 - SF
40 CHICHIMENE-2 SF 189 179 10 53 19 011 - SF
41 CHICHIMENE-59 SF 188 184 4 21 3 001 - SF
42 CHICHIMENE-95 SF 128 111 17 133 0 0 - SF
43 CHICHIMENE-109 SF 94 93 1 11 2 002 - SF
44 CHICHIMENE-41 SF 69 65 4 58 0 0 - SF
45 CHICHIMENE-111 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
46 CHICHIMENE-113 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
114
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
47 CHICHIMENE-133 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
48 CHICHIMENE-136 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
49 CHICHIMENE-137 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-138 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
51 CHICHIMENE-14 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
52 CHICHIMENE-157 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-23 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
54 CHICHIMENE-42 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-43 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-58 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
57 CHICHIMENE-61 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
58 CHICHIMENE-64 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
59 CHICHIMENE-85 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
60 CHICHIMENE-96 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122
TOTAL 60549 27676 32874 543 3191 0115 139
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
115
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur
1 CHICHIMENE-50 K1 364 210 154 423 0 0 - K1
SUBTOTAL K1 - K2 364 210 154 423 0 0 -
1 CHICHIMENE SW-05 SF 1042 995 47 45 0 0 - SF
2 CHICHIMENE-104 SF 1026 921 105 102 8 001 - SF
3 CHICHIMENE-69 SF 953 864 88 93 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-32 SF 890 819 71 80 12 001 - SF
5 CHICHIMENE SW-28 SF 877 807 70 80 0 0 - SF
6 CHICHIMENE-105 SF 817 764 52 65 3 0 - SF
7 CHICHIMENE-36 SF 786 484 303 384 6 001 - SF
8 CHICHIMENE SW-31 SF 781 730 50 65 0 0 - SF
9 CHICHIMENE SW-57 SF 773 729 44 57 0 0 - SF
10 CHICHIMENE SW-35 SF 753 572 181 240 0 0 - SF
11 CHICHIMENE-122 SF 752 750 2 03 0 0 - SF
12 CHICHIMENE SW-59 SF 725 688 37 51 0 0 - SF
13 CHICHIMENE SW-4 SF 714 585 129 181 0 0 - SF
14 CHICHIMENE SW-47 SF 695 667 28 40 0 0 - SF
15 CHICHIMENE SW-34 SF 681 620 61 90 0 0 - SF
16 CHICHIMENE-30 SF 677 596 82 120 342 057 - SF
17 CHICHIMENE SW-58 SF 660 498 162 245 0 0 - SF
18 CHICHIMENE SW-20 SF 652 638 14 21 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-54 SF 648 611 37 57 19 003 - SF
20 CHICHIMENE-76 SF 648 615 32 51 25 004 - SF
21 CHICHIMENE-53 SF 634 581 53 84 31 005 - SF
22 CHICHIMENE-55 SF 610 564 46 75 24 004 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
116
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
23 CHICHIMENE-125 SF 595 540 55 92 0 0 - SF
24 CHICHIMENE SW-13 SF 565 555 11 18 2 0 - SF
25 CHICHIMENE-106 SF 559 536 23 41 15 003 - SF
26 CHICHIMENE-124 SF 553 488 65 118 0 0 - SF
27 CHICHIMENE SW-11 SF 551 544 7 13 191 035 - SF
28 CHICHIMENE SW-49 SF 503 483 20 40 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-88ST1 SF 501 459 42 84 3 001 - SF
30 CHICHIMENE-93 SF 486 451 35 72 2 0 - SF
31 CHICHIMENE SW-46 SF 480 465 15 31 0 0 - SF
32 CHICHIMENE SW-19 SF 474 469 6 11 0 0 - SF
33 CHICHIMENE SW-10 SF 461 456 6 11 0 0 - SF
34 CHICHIMENE SW-14 SF 450 440 10 22 3 001 - SF
35 CHICHIMENE-121 SF 444 426 18 41 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-70 SF 441 404 37 84 14 003 - SF
37 CHICHIMENE-87 SF 433 369 64 148 2 0 - SF
38 CHICHIMENE SW-29 SF 428 338 90 210 0 0 - SF
39 CHICHIMENE SW-24 SF 410 377 33 80 0 0 - SF
40 CHICHIMENE SW-42 SF 406 397 10 22 0 0 - SF
41 CHICHIMENE SW-43 SF 406 393 13 32 0 0 - SF
42 CHICHIMENE-29 SF 390 369 21 54 1 0 - SF
43 CHICHIMENE SW-17 SF 374 356 18 48 0 0 - SF
44 CHICHIMENE SW-38 SF 370 361 9 24 0 0 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
117
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
45 CHICHIMENE SW-21 SF 369 356 13 35 0 0 - SF
46 CHICHIMENE SW-25 SF 361 329 32 89 0 0 - SF
47 CHICHIMENE-78 SF 355 337 18 51 21 006 - SF
48 CHICHIMENE SW-45 SF 333 313 20 60 0 0 - SF
49 CHICHIMENE SW-6 SF 331 308 23 69 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-123 SF 330 312 18 55 0 0 - SF
51 CHICHIMENE SW-12 SF 329 324 5 15 2 001 - SF
52 CHICHIMENE SW-2 SF 316 298 18 57 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-103 SF 297 272 25 84 1 0 - SF
54 CHICHIMENE-120 SF 297 281 16 54 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-127 SF 286 278 8 28 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-48 SF 279 277 2 07 1 0 - SF
57 CHICHIMENE-71 SF 270 255 15 56 2 001 - SF
58 CHICHIMENE-91H SF 258 253 5 19 7 003 - SF
59 CHICHIMENE SW-33 SF 254 246 8 31 0 0 - SF
60 CHICHIMENE SW-08 SF 252 251 1 04 75 03 - SF
61 CHICHIMENE SW-51 SF 240 233 7 29 0 0 - SF
62 CHICHIMENE-79 SF 235 230 5 21 1 0 - SF
63 CHICHIMENE-119 SF 224 222 2 09 0 0 - SF
64 CHICHIMENE SW-26 SF 220 213 7 32 0 0 - SF
65 CHICHIMENE-118 SF 212 191 21 99 0 0 - SF
66 CHICHIMENE-72 SF 206 196 10 49 1 001 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
118
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
67 CHICHIMENE SW-27 SF 188 177 10 59 0 0 - SF
68 CHICHIMENE-49 ST1 SF 183 181 3 11 0 0 - SF
69 CHICHIMENE SW-09 SF 161 158 2 19 0 0 - SF
70 CHICHIMENE SW-15 SF 150 149 0 07 0 0 - SF
71 CHICHIMENE SW-18 SF 117 115 2 17 0 0 - SF
72 CHICHIMENE-126 SF 111 102 9 81 0 0 - SF
73 CHICHIMENE SW-30 SF 91 89 3 22 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 34329 31720 2610 76 837 0026 -
TOTAL 34693 31930 2764 80 837 0026 -
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
119
Anexo C Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Norte
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH28 CL4 5049 340
CH62 CL4 4060 192
CH63 CL4 4659 266
CH65 CL4 1163 236
CH27 CL7 000 17
CH57 CL7 000 24
CH59 CL7 000 26
CH60 CL7 00 19
CH26 CL9 000 110
CH38 CL9 3660 131
CH39 CL9 000 106
CH66 CL9 26 103
CH67 CL9 404 110
CH40 CL10 00 205
CH41 CL10 000 162
CH73 CL10 000 195
CH74 CL10 000 173
CH43 CL11 596 145
AK1 CL13 00 379
CH35 CL13 00 120
CH108 CL13 545 215
CH109 CL13 00 93
CH34 CL14 113 128
CH115 CL14 115 126
CH83 CL21 5613 176
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH84 CL21 6543 158
CH86 CL21 000 225
CH80 CL22 000 164
CH81 CL22 00 83
CH82 CL22 00 145
CH160 CL24 00 179
CH161 CL24 00 126
CH162 CL24 00 178
CH163 CL24 00 195
CH141 CL25 1720 166
CH142 CL25 3990 167
CH144 CL25 4980 176
CH156 CL26 1616 180
CH158 CL26 436 209
CH159 CL26 3467 227
CH140 CL33 5159 148
CH96 CL46 5820 206
CH97 CL46 000 314
CH172 CL46 000 102
CH173 CL46 000 102
CH14 IND 7890 242
CH2 IND 1944 79
CH6 IND 2890 152
CH4 IND 14002 266
CH3 IND 48230 228
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH24 IND 11747 108
CH17 IND 14243 56
CH18 IND 15257 229
CH16 IND 18211 85
CH5 IND 17121 134
CH12A IND 021 80
SW1 5026 38
8944
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
120
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-12 1 176 157
SW-13 1 227 117
SW-14 1 257 152
SW-15 1 000 139
CH-29 2 090 209
CH-53 2 3136 171
CH-54 2 1884 192
CH-55 2 2356 221
CH-69 5 234 248
CH-70 5 140 166
CH-71 5 15 88
CH-72 5 13 68
SW-2 6 000 127
SW-10 6 000 181
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-11 6 1361 193
SW-17 6 000 129
SW-18 6 000 224
SW-19 6 000 185
CH-30 8 3420 253
CH-48 8 073 112
CH-49 8 000 159
CH-50 8 000 130
SW-8 12 747 138
SW-9 12 0 77
SW-24 16 00 219
SW-25 16 00 173
SW-26 16 00 140
SW-27 16 00 136
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
121
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-4 17 00 112
CH-103 17 07 126
CH-104 17 78 165
CH-105 17 25 387
CH-106 17 153 203
CH-122 19 027 198
CH-123 19 000 171
CH-124 19 000 218
CH-125 19 000 157
CH-126 19 000 77
CH-127 19 050 125
CH-32 20 115 227
CH-87 20 16 136
CH-88 20 299 200
CH-91H 20 730 300
CH-93 20 222 165
SW-20 29 000 63
SW-21 29 000 38
CH-118 30 000 19
CH-119 30 000 29
CH-120 30 000 28
CH-121 30 000 38
SW-6 31 000 151
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-28 31 000 190
SW-29 31 000 138
SW-30 31 000 145
SW-31 31 000 244
SW-5 32 000 181
SW-49 32 000 59
SW-51 32 000 24
SW33 34 000 25
SW34 34 000 63
SW35 34 000 67
SW57 34 000 61
SW58 34 000 47
SW59 34 000 60
CH-36 35 263 120
CH76 35 2462 114
CH-77 35 399 149
CH-78 35 2130 156
CH-79 35 115 109
SW38 36 000 21
SW42 37 000 46
SW43 37 000 43
SW45 37 000 25
SW46 37 000 58
9982
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
122
Anexo E Resumen consumo en pozos del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
1 4 565
2 4 793
5 4 570
6 6 1039
8 4 654
12 2 215
16 4 668
17 5 993
19 6 946
20 5 1028
29 2 101
30 4 114
31 5 868
32 3 264
34 6 323
35 5 648
36 1 21
37 4 172
Subtotal SUR 18 74 9982
S
U
R
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
4 4 1034
7 4 86
9 5 560
10 4 735
11 1 145
13 4 807
14 2 254
21 3 559
22 3 392
24 4 678
25 3 509
26 3 616
33 1 148
46 4 724
IND 11 1659
SW1 1 38
Subtotal NORTE 16 57 8944
N
O
R
T
E
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
123
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Total AOM 497251340 512168880 527533947 543359965 681103165 576450587 593744104 611556428 629903120 789585241
Cons Energiacutea - $ 389351340 401031880 413062837 425454722 438218363 451364914 464905862 478853038 493218629 508015188
AOM menor - $ 107900000 111137000 114471110 117905243 121442401 125085673 128838243 132703390 136684492 140785027
AOM mayor - $ 0 0 0 0 121442401 0 0 0 0 140785027
Demanda - m3 5518800 5684364 5854895 6030542 6211458 6397802 6589736 6787428 6991051 7200782
VNA -AOM ($) $ 3587090188
Inversioacuten - $ 1079000000
VNA Total - $ $ 4666090188
VNA -Volumen (m3) 38512400
121 $m3
34322 $pcCosto compresioacuten
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Total AOM 668264220 688312147 708961512 730230357 915345699 774701386 797942427 821880700 846537121 1061136538
Cons Energiacutea - $ 523255643 538953312 555121912 571775569 588928836 606596701 624794602 643538440 662844594 682729931
AOM menor - $ 145008577 149358835 153839600 158454788 163208431 168104684 173147825 178342260 183692527 189203303
AOM mayor - $ 0 0 0 0 163208431 0 0 0 0 189203303
Demanda - m3 7416806 7639310 7868489 8104544 8347680 8598111 8856054 9121736 9395388 9677249
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
124
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento (Continuacioacuten)
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Inversioacuten $ 64986020
Costo de AOM $ 649860 $ 669356 $ 689437 $ 710120 $ 731423 $ 753366 $ 775967 $ 799246 $ 823223 $ 847920
Demanda - m3 109500 112785 116169 119654 123243 126941 130749 134671 138711 142873
VNA -AOM $COP $ 4534985
Inversioacuten - $COP $ 64986020
VNA Total - $COP $ 69521005
VNA -Volumen (m3) 764135
91 $m3
2578 $MMBTU =Costo almacenamiento x moacutedulo 132 UD$MMbtu (TRM = 1950$US$)
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Costo de AOM $ 873358 $ 899559 $ 926545 $ 954342 $ 982972 $ 1012461 $ 1042835 $ 1074120 $ 1106343 $ 1139534
Demanda - m3 147159 151574 156121 160804 165629 170597 175715 180987 186416 192009
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
125
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Norte
126
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Sur (Continuacioacuten)
127
Anexo H Precios de Referencia de Gas Natural de Campo Guajira y Opoacuten
Fuente Resolucioacuten CREG 119 de 2005
Anexo I Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
El gas en Colombia es considerado como un bien de primera necesidad y dado que gran parte de su produccioacuten se consume principalmente como gas domiciliario se cataloga como un servicio puacuteblico esencial y por esto es competencia del paiacutes hacer control en la cadena de valor de este energeacutetico
Es competencia de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible asiacute mismo asegurar que se realicen en el paiacutes por medio de empresas oficiales mixtas o privadas las actividades de produccioacuten comercializacioacuten construccioacuten y operacioacuten de gasoductos y de redes
Por lo anterior el gobierno creoacute la Comisioacuten de Regulacioacuten de la Energiacutea y Gas ldquoCREGrdquo a traveacutes de la Ley 142 de 1994 como unidades administrativas
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
56537 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo Guajira pertenece a caacutelculos
internos realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011
Ecopetrol no es una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicadaPMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
PMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PERIODO 01 DE ENERO DE 2014 - 30 DE JUNIO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) = 63244 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo OpOacuten pertenece a caacutelculos internos
realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011 Ecopetrol no es
una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicada
PRECIO GAS NATURAL CAMPO OPOacuteN
PRECIO GAS NATURAL CAMPO GUAJIRAPERIODO 01 DE AGOSTO DE 2013 - 31 DE ENERO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) =
128
especiales con independencia administrativa teacutecnica y patrimonial y adscrita al Ministerio de Minas y Energiacutea La CREG tiene la funcioacuten de regular los monopolios en la prestacioacuten del servicio de gas cuando la competencia no sea de hecho posible y en los demaacutes casos la de promover la competencia entre quienes presten servicios puacuteblicos para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean econoacutemicamente eficientes no impliquen abusos de la posicioacuten dominante y produzcan servicios de calidad Para ello tendraacute las siguientes funciones y facultades especiales
Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energiacutea y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energeacutetica eficiente propiciar la competencia en el sector de minas y energiacutea y proponer la adopcioacuten de las medidas necesarias para impedir abusos de posicioacuten dominante y buscar la liberacioacuten gradual de los mercados hacia la libre competencia
Expedir regulaciones especiacuteficas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijacioacuten de compromisos de ventas garantizadas de gas
Establecer el reglamento de operacioacuten para realizar el planeamiento y la coordinacioacuten de la operacioacuten del Sistema Nacional de Ductos y para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de gas combustible
Fijar las tarifas de venta de gas combustible o delegar en las empresas distribuidoras cuando sea conveniente dentro de los propoacutesitos de esta Ley bajo el reacutegimen que ella disponga la facultad de fijar estas tarifas
Definir las metodologiacuteas y regular las tarifas por los servicios de despacho y coordinacioacuten prestados por los centros regionales y por el Centro Nacional de Despacho
La CREG ha estudiado y aprobado varias resoluciones para cumplir con sus funciones de control entre las cuales se citan especialmente las que tienen que ver con la produccioacuten comercializacioacuten distribucioacuten y transporte de gas A continuacioacuten se hace un resumen de lo que tratan estas resoluciones
I CONDICIONES GENERALES
Con el fin de garantizar el acceso abierto al Sistema Nacional de Transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados se suscribiraacuten independientemente de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su valoracioacuten El transportador de gas natural no podraacute realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Podraacute no obstante adquirir
129
el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del Sistema de Transporte siacute ello se hace necesario Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no podraacuten ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6deg de Resolucioacuten 057 de 1996 El transportador tampoco podraacute tener intereacutes econoacutemico en empresas de generacioacuten eleacutectrica Los productores de gas natural no podraacuten desarrollar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica pero podraacuten poseer hasta 25 del capital social de una empresa que desarrolle tal actividad Los productores comercializaraacuten libremente su produccioacuten de gas natural y realizaraacuten contratos de venta en el Mercado Mayorista Los grandes consumidores de gas natural podraacuten negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor comercializador transportador o distribuidor pagando los correspondientes cargos al duentildeo de las redes siacute fuese el caso Los precios de transporte distribucioacuten y venta seraacuten negociables pero no superiores a los precios maacuteximos establecidos por la CREG salvo cuando mediante resolucioacuten se haya determinado que el precio de comercializacioacuten a grandes consumidores sea libre Con el fin de adecuar los contratos a las necesidades de los consumidores y a sus condiciones particulares se ofreceraacuten distintas modalidades contractuales las cuales seraacuten de conocimiento puacuteblico Podraacuten ofrecerse entre otros contratos firmes contratos en pico o contratos interrumpibles que incluyan o no prima de disponibilidad o una combinacioacuten de ellos En suma se permiten todas aquellas modalidades contractuales que no sean contrarias a la ley y la regulacioacuten y a los principios de libre competencia Se negociaraacuten de manera independiente los contratos de transporte y los de compraventa cuando se adquiera el combustible en un sitio distinto del nodo intermedio o de salida del Sistema o Subsistema de Transporte y se admitiraacuten diferentes puntos de entrega Al vender gas combustible por redes de tuberiacutea los comercializadores no discriminaraacuten entre personas o clases de personas salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta Los comercializadores no restringiraacuten distorsionaraacuten o evitaraacuten la competencia en la produccioacuten transporte distribucioacuten o comercializacioacuten del gas Asimismo no podraacuten abusar de su posicioacuten dominante en la fijacioacuten de precios
130
El transportador no podraacute otorgar trato preferencial a ninguacuten usuario de sus servicios y en particular a los comercializadores distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relacioacuten de las que configuran intereacutes econoacutemico Las empresas que desarrollen actividades de produccioacuten venta o distribucioacuten pueden ser comercializadoras Las empresas prestadoras de Servicios Puacuteblicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994 podraacuten continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y ademaacutes la actividad de comercializacioacuten siempre y cuando tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades De la misma forma procederaacuten todas las empresas que desarrollen simultaacuteneamente actividades de distribucioacuten de gas combustible En ninguacuten caso podraacuten dar un trato preferencial a ninguacuten comprador con teacuterminos contractuales similares
II PRODUCCIOacuteN DE GAS NATURAL
Los productores de gas natural deberaacuten ofrecer en venta todo su gas atenieacutendose a procesos transparentes de acuerdo con la metodologiacutea que consideren maacutes conveniente
Cuando el productor requiera gas natural para su propio consumo o para destinarlo a atender las necesidades de personas vinculadas econoacutemicamente a eacutel deberaacute adquirirlo o disponer de su propia produccioacuten de gas a precios de mercado Para ello deberaacute competir en los diferentes puntos de entrega dentro de condiciones de mercado con otros potenciales compradores siacute es del caso haciendo oferta sobre su propio gas
Se exceptuacutea de lo establecido en los artiacuteculos anteriores
Aquel campo en que exista gas asociado y en el que el productor decida reinyectarlo alliacute mismo por motivos teacutecnicos relacionados con la produccioacuten del petroacuteleo asociado
El consumo interno propio de la operacioacuten de los campos
La fijacioacuten del precio maacuteximo para el gas colocado en los nodos de entrada en la troncal seraacute asiacute
Para reservas descubiertas despueacutes del 11 de septiembre de 1995 los precios se determinaraacuten libremente sin sujecioacuten a topes maacuteximos Para ECOPETROL a partir del 1 de enero de 1998 A partir del 11 de septiembre del antildeo 2000 entraraacute en vigencia la foacutermula tarifaria
Para reservas descubiertas antes 11 de septiembre de 1995 localizados en el interior del paiacutes y Costa Atlaacutentica los precios tendraacuten un reacutegimen libre a partir del 10 de septiembre del antildeo 2005 Para ECOPETROL con anterioridad al 1 de enero de 1998
131
III CONDICIONES TARIFARIAS
El precio maacuteximo inicial en el nodo de entrada al Sistema Nacional de Transporte seraacute de US$130MBTU El precio maacuteximo fijado en eacutesta foacutermula tarifaria seraacute regulado en el nodo respectivo de entrada del gas al Sistema Nacional de Transporte
(sum
sum
)
Siendo
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre que comienza
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre anterior
= promedio para el semestre del iacutendice de precios para el crudo estaacutendar cotizado en el mercado de Nueva York ldquoNew York Mercantile Exchangerdquo NYMEX calculado asiacute
sum
Siendo
= periacuteodo de un mes
=equivale al semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres que
terminan en el semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres
que terminan en el semestre anterior al que comienza
132
IV TRANSPORTE DE GAS NATURAL
El propoacutesito del Coacutedigo de Transporte del Gas es permitir el desarrollo mantenimiento y operacioacuten del Sistema Nacional de Transporte de gas natural por tuberiacuteas en condiciones de eficiencia coordinacioacuten y con criterios de costo miacutenimo Con acceso libre para los productores comercializadores grandes consumidores y distribuidores y garantizar una calidad uniforme de gas para todos los usuarios del Sistema de Transporte de gas natural
Los contratos interrumpibles tendraacuten la menor prioridad los contratos firmes y en pico seraacuten prioritarios para el acceso y el servicio de transporte Asimismo las empresas que desean construir nuevos gasoductos a nuevos puntos de conexioacuten tengan acceso sin restricciones a las redes existentes de transporte
El centro de despacho de gas seraacute propiedad del transportador y seraacute responsable de la coordinacioacuten del despacho recibo transporte y entrega en el suministro del combustible
Las empresas transportadoras se remuneraraacuten mediante cargos por conexioacuten y cargos por uso los cuales distinguen entre capacidad y volumen
Los duentildeos de gasoductos dedicados no se consideran transportadores ni estaacuten sujetos a esta regulacioacuten salvo en el caso en que un tercero desee conectarse En este evento su propietario tendraacute obligacioacuten de permitir el acceso previa negociacioacuten de las condiciones teacutecnicas y comerciales
El gas natural entregado al transportador por el agente en el punto de entrada del Sistema de Transporte y por el transportador en el punto de salida deberaacute cumplir con la siguiente especificacioacuten de calidad que se muestra en la ilustracioacuten 26
133
Ilustracioacuten 27 Especificaciones de Calidad Exigidas por CREG
Fuente CREG
Salvo acuerdo entre las partes el productor - comercializador y el remitente estaacuten en la obligacioacuten de entregar gas natural a la presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta las 1200 Psia de acuerdo con los requerimientos del transportador
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten
referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes
en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos
de CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200
psia
134
Si el gas natural entregado por el agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT el transportador podraacute rehusar aceptar el gas en el punto de entrada
A CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR
Es un esquema de cargos por entrada y salida transportar gas en el Sistema Nacional de Transporte del interior el nodo de Vasconia el cual es el centro de referencia para las transacciones de gas natural
Los productores referenciaraacuten el transporte desde su nodo de entrada hasta el centro de referencia Este cargo se denomina ldquocargo de entradardquo Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el centro de referencia hasta su respectivo nodo de salida Este cargo se denomina ldquocargo de salidardquo
Para los productores de zonas de produccioacuten marginales se aplicaraacute la siguiente metodologiacutea para el caacutelculo de los cargos por uso y capacidad del sistema
| | | |
Siendo
= cargo
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de entrada
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de salida
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos por entrada y salida se muestran en las siguientes ilustraciones 25 y 26 respectivamente
Ilustracioacuten 28 Cargos Maacuteximos por Entrada al SNT
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca 96 0039
Cusiana 95 0055
Apiay -49 -0063
Neiva -179 -0134
CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA
135
Ilustracioacuten 29 Cargos Maacuteximos por Salida al SNT
Ademaacutes de los cargos de entrada y salida mencionados los productores y consumidores pagaraacuten un cargo de 0016 US$ KPC sobre el volumen facturado mensualmente correspondiente a los costos de administracioacuten medicioacuten y compresioacuten asociados con el sistema de transporte del interior
A partir del 1deg de enero de 1998 sin perjuicio de los otros cargos establecidos en la presente Resolucioacuten existe un ldquocargo estampillardquo para el Sistema de Transporte de gas natural del Interior igual a 015 US$ por KPC de gas efectivamente transportado se actualizaraacute semestralmente
El sistema de transporte del interior considera las siguientes puertas de ciudad con sus respectivos subsistemas como parte integral del mismo
SANTANDER
Barrancabermeja Sabana de Torres Bucaramanga Lebrija Giroacuten Floridablanca
Piedecuesta Puerto Parra Sebastopol La Belleza Floriaacuten Albania
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca -96 -0039
Cusiana -95 -0055
Villavicencio 61 0079
Neiva 179 0134
Sebastopol -36 -0015
Medelliacuten 145 0059
Bucaramanga 47 0019
Vasconia 0 0
Mariquita 42 0022
Chinchinaacute 86 0045
Cali 160 0085
La Belleza -38 -0023
Bogotaacute 141 005
CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA
136
CUNDINAMARCA
Puerto Salgar Ricaurte Simijaca Susa Fuacutequene Capellaniacutea Gauatancuy Ubateacute Cucunubaacute Sutatausa Tausa
Nemocoacuten Cogua Chipaque Une Caacutequeza Quetame Guayabetal Fosca Soacha Bogotaacute
VALLE DEL CAUCA
Cartago Ansermanuevo Obando La Victoria La Unioacuten Zarzal Roldanillo Caicedonia Sevilla Bugalagrande Andaluciacutea Tuluaacute
San Pedro Buga Guacariacute Ginebra El Cerrito Palmira Candelaria Pradera Florida Yumbo Cali Jamundiacute
ANTIOQUIA
Puerto Berrio Maceo Caracoliacute Yolomboacute San Roque Cisneros Santo Domingo Don Matiacuteas Concepcioacuten Guarne Rionegro
Barbosa Girardota Copacabana Bello Medelliacuten Itaguiacute Envigado La Estrella Sabaneta Caldas
137
BOYACAacute
Puerto Serviez Vasconia Puerto Boyacaacute Tunungua Bricentildeo Chiquinquiraacute Caldas Beleacuten Cerinza Combita Cucaita Duitama
Nobsa Paipa Saacutechica Samacaacute Santa Rosa de Viterbo Sogamoso Sora Sutamarchan Tunja Tuta Villa de Leyva Dicataacute
TOLIMA
Honda Mariquita Guayabal Leacuterida Liacutebano Tierra Adentro Ambalema La Sierra Venadillo Alvarado Piedras Doima
Ibagueacute Flandes Gualanday Chicoral Espinal Guamo Saldantildea Ortega Natagaima Fresno Herveo
CALDAS
La Dorada Victoria Manzanares Manizales
Neira Villa Mariacutea Chinchinaacute Palestina
QUINDIacuteO
Filandia Salento Circasia Montenegro
Quimbaya Calarcaacute Armenia La Tebaida
138
HUILA
Aipe Neiva
CASANARE
Tauramena Monterrey Aguazul
Yopal Morichal Cusiana
RISARALDAS
Marsella Santa Rosa de Cabal Dos Quebradas Pereira
La Virginia Balboa La Celia
META
Acaciacuteas Restrepo Cumaral
Villavicencio Apiay
Ilustracioacuten 30 Entradas y Salidas al SNT
DIAGRAMA No 1
Barranca Bmanga
Medellin Sebastopol
Vasconia La Belleza Cusiana
Cogua
Bogotaacute Apiay
Chinchinaacute Mariquita
Cali
Neiva
139
El sistema de transporte del interior comprende los 13 tramos troncales que se incluyen en el diagrama anterior Sobre estos tramos podraacuten establecerse nodos intermedios de salida cuyos cargos asociados se calcularaacuten en forma simple conforme a la siguiente metodologiacutea descrita en la ilustracioacuten 30
Ilustracioacuten 31 Caacutelculo para Nodos Intermedios al SNT
Sea el tramo de intereacutes el que conecta los nodos A y B y que tiene una longitud total de para el cual se calcularaacuten los cargos de salida en el nodo intermedio ubicado a una distancia medida sobre la troncal desde el nodo
Los cargos de salida (capacidad en US$KPCD-Antildeo) y (uso en US$KPC) en dicho nodo se calcularaacuten a partir de los cargos de salida (capacidad en los
nodos A y B) y (uso en los nodos A y B) mediante la siguiente foacutermula
B CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL CENTRO
El sistema de transporte del centro seraacute utilizado por ECOPETROL para el transporte de gas desde los campos de gas de la Guajira hasta el complejo petroquiacutemico de Barrancabermeja
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos para el sistema de transporte del centro se muestran en la tabla 49
140
Tabla 49 Cargos Maacuteximos para Sistema de Transporte de Centro
C CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR
Es un esquema de cargos que refleja el costo de transportar gas combustible en el sistema de transporte del sur mediante el siguiente procedimiento
Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el campo productor o desde la conexioacuten con el sistema de transporte del interior hasta su respectivo nodo de salida independientemente de la distancia recorrida Los cargos maacuteximos por uso del sistema de transporte del sur se muestran en la tabla 50
Tabla 50 Cargos Maacuteximos por Sistema de Transporte del Sur
V COMERCIALIZACIOacuteN DE GAS NATURAL
Los comercializadores podraacuten suministrar gas natural a precios acordados libremente soacutelo a quienes se definen como grandes consumidores Los productores de gas natural podraacuten comercializar su produccioacuten de manera independiente o en conjunto con otros socios del contrato de exploracioacuten y produccioacuten respectiva y podraacuten comercializar conjuntamente la produccioacuten de dos o maacutes contratos de exploracioacuten y produccioacuten diferente Los productores y comercializadores de gas natural podraacuten celebrar contratos de venta de gas natural a grandes consumidores y a los distribuidores a precios negociados libremente sujetos a un tope maacuteximo Todo distribuidor independientemente de su volumen de compras seraacute considerado como un gran consumidor Los contratos de suministro de gas natural a grandes consumidores podraacuten pactarse por un plazo maacuteximo de 20 antildeos teacutermino que se contaraacute a partir de la fecha del inicio de la ejecucioacuten del respectivo contrato
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Ballenas - Barrancabermeja 272 0111
CARGOS MAacuteXIMOS
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Neiva - Hobo 749 0228
CARGOS MAacuteXIMOS
141
VI DISTRIBUCIOacuteN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIacuteA
Los distribuidores permitiraacuten el acceso a las redes de tuberiacutea de su propiedad a cualquier productor comercializador o gran consumidor de gas combustible a cambio del pago de los cargos correspondientes La expansioacuten de los sistemas de distribucioacuten seraacute responsabilidad de las empresas que desarrollen esa actividad siempre que se ofrezcan realizar en condiciones competitivas o de miacutenimo costo Las empresas distribuidoras seraacuten remuneradas por los servicios que presten a los grandes consumidores por entrega de gas en las redes del distribuidor y por transporte por las redes del distribuidor Los distribuidores que realicen la actividad de comercializacioacuten en su aacuterea de servicio deberaacuten separar contablemente su actividad de distribucioacuten de la de comercializacioacuten de acuerdo con las regulaciones expedidas por la CREG La tarifa a los pequentildeos consumidores de gas natural es
Siendo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 para compras de gas natural en
troncal en el antildeo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 de transporte en troncal en el antildeo
= cargo promedio maacuteximo unitario en $m3 permitido al distribuidor por uso de la red en el antildeo
= cargo o margen maacuteximo unitario en $m3 de comercializacioacuten en el antildeo
= factor de correccioacuten en $m3 en el antildeo (puede ser positivo o negativo) es igual a cero en el antildeo inicial
Anexo J Especificaciones Proyecto Termo San Fernando
Fuente Resolucioacuten 0728 de 6 de septiembre de 2012
Mediante la Resolucioacuten 0271 del 30 de abril de 2012 y acorde con lo regulado en la Ley 99 de 1993 el Decreto 2820 de 2010 y los Decretos 3573 y 3578 de 2011 y Resolucioacuten 877 del 7 de septiembre de 2000 el Ministerio autorizoacute la cesioacuten de derechos y obligaciones en relacioacuten con los campos Castilla y Chichimene de la empresa CHEVRON PETROLEUM COMPANY OF COLOMBIA
142
a la Empresa Colombiana de Petroacuteleos ECOPETROL actual ECOPETROL SA y asiacute mismo acogioacute el Plan de Manejo Ambiental - PMA que se veniacutea desarrollando
Mediante la Resolucioacuten 169 del 21 de febrero de 2001 el Ministerio otorgoacute licencia ambiental a la empresa ECOPETROL SA para los pozos de desarrollo Chichimene-18 y Castilla-26 incluyendo la construccioacuten de liacuteneas de flujo y viacuteas de acceso
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Fernando
El proyecto consiste en la instalacioacuten de un sistema de autogeneracioacuten de energiacutea estable para consumo y soporte del Bloque Cubarral y para el cual se presenta la infraestructura asociada
De acuerdo con la informacioacuten suministrada el aacuterea a ocupar por la central de generacioacuten es de aproximadamente 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Femando - VIT en la Vereda astenia del municipio de Castilla La Nueva en terrenos en los que actualmente se desarrollan actividades de ganaderiacutea y agricultura
Se considera viable la realizacioacuten de este proyecto aunque la empresa deberaacute presentar antes del inicio de las actividades un PMA especiacutefico en el que se presente toda la informacioacuten teacutecnica relativa a la construccioacuten de la central termoeleacutectrica incluyendo planos de disentildeo a escala evaluacioacuten de impactos especiacutefica para este proyecto requerimientos de agua que demanda el proyecto y la disposicioacuten final del agua residual medidas a tomar para evitar la afectacioacuten de la calidad del aire por el uso de diesel como combustible de respaldo durante la etapa productiva de la termoeleacutectrica
Vecina a la central termoeleacutectrica se ubicaraacute la subestacioacuten eleacutectrica San Femando en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica El proyecto contempla la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando la construccioacuten de cuatro liacuteneas de 115 KV asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos a 345 KV que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Es importante aclarar que la construccioacuten de la liacutenea de 230 KV proveniente de la subestacioacuten La Reforma y que tiene como destino la subestacioacuten San Femando se presentoacute ante esta autoridad como un Diagnoacutestico Ambiental de Alternativas y no hace parte de las solicitudes de este proyecto por tanto esta autoridad no se
143
manifestaraacute sobre este actividad El desarrollo de infraestructura eleacutectrica mediante la construccioacuten de las liacuteneas circuitos y redes de distribucioacuten de energiacutea al interior de los campos Castilla mdash Chichimene es una actividad viable de realizacioacuten aunque sus caracteriacutesticas deberaacuten estar acordes a la Resolucioacuten 18 1294 del 6 de agosto de 2008 del Ministerio de Minas y Energiacutea en donde se establece el Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Eleacutectricas (RETIE)
Generacioacuten de energiacutea eleacutectrica en campo Chichimene
Contempla la construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte considerable de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene Se pretende con este proyecto implementar estrategias para aprovechar el gas producido y tratado en los campos Castilla - Chichimene esta Autoridad no presenta objecioacuten en su desarrollo siempre y cuando las actividades se realicen en las coordenadas presentadas adicionalmente previo al inicio de actividades la empresa debe presentar un documento incluyendo la infraestructura a instalar un plano de disentildeo a escala y las actividades e impactos especiacuteficos de la realizacioacuten de cada uno de estos proyectos
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando subestacioacuten eleacutectrica San Fernando
Construccioacuten y operacioacuten de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando en un aacuterea maacutexima de 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Fernando mdash VIT
Construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten eleacutectrica San Femando aledantildea a la central termoeleacutectrica en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica La autorizacioacuten incluye la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Aprovechamiento de gas para generacioacuten de energiacutea eleacutectrica campo Chichimene Construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene
144
de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene para lo cual se puede utilizar alguna de las siguientes alternativas
Caldera y turbina a vapor se instalaraacute una caldera con su respectiva turbina a vapor para generar 22 MW
Motores reciprocantes Tipo 1 (acepta CO2gt20) se requieren 11 motores reciprocantes de 31 MW cada uno con capacidad de generar electricidad sin necesidad de retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Motores reciprocantes Tipo 2 (no acepta CO2) se requieren 3 motores reciprocantes de 8 MW cada uno para generar electricidad Se requiere instalar una planta de endulzamiento para retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Turbinas a gas se instalariacutea una turbina a gas de tipo aero derivativa para generacioacuten de 24 MW
Micro turbinas se requiere instalar 30 unidades de generacioacuten para la produccioacuten de 1 MW de energiacutea eleacutectrica
145
Anexo K Medicioacuten de impactos ambientales para el campo Chichimene
En la tabla 51 se muestran los diferentes factores de emisioacuten de carbono y CO2 para diversos combustibles en ella se muestra que el gas natural es el combustible que presenta menores emisiones de carbono y CO2
Tabla 51 Factores de emisioacuten por tipo de combustible
En la tabla 52 se muestra la cantidad de emisiones arrojadas a la atmoacutesfera con cada una de las alternativas planteadas (con el proceso de tratamiento de gas natural a condiciones CREG) y ademaacutes las arrojadas a la atmoacutesfera actualmente por la quema de gas en el campo Cabe resaltar que el impacto ambiental se evaluacutea de acuerdo a la cantidad de emisiones contaminantes la concentracioacuten de los contaminantes en un mismo lugar o en diferentes puntos y ademaacutes el tiempo que lleva esta praacutectica realizaacutendose Para el caso de quema de gas actual se considera alto debido a que las emisiones contaminantes incluyen ademaacutes de CO2 material particulado metano entre otros Por otra parte la quema se ha realizado durante varios antildeos todos los diacuteas al antildeo y se concentran en el mismo lugar del campo (tea) Asimismo se evaluaron las diferentes alternativas planteadas
FE de C FE de CO2
(kg GJ)a (kg GJ)b
Carboacuten Soacutelido 268 9453
Crudo Liacutequido 20 7328
Diesel Liacutequido 202 7401
Gasolina Liacutequido 189 6925
Kerosene Liacutequido 195 7145
Gas propano Gas 172 6302
GLP Gas
Gas natural Gas 153 5606
FACTORES DE EMISIOacuteN DE CARBONO Y CO2 POR
TIPO DE COMBUSTIBLE
a Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories Reference Manual IPCC Bracknell UK
b Calculado a partir de la ecuacioacuten estequiomeacutetrica C + O2 -gt CO2
Combustible Estado
146
Tabla 52 Emisioacuten de contaminantes del gas natural campo Chichimene
CONTAMINANTE FE Quema de gas Venta de gas Teacutermica GNC Calentamiento Crudo Peak Shaving
LbMMpc Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo
CO2 120000 11547273 9954545 9954545 9954545 9954545 9954545
NO2 22 - 183 183 183 183 183
PM 76 731 630 630 630 630 630
SO2 06 -
TOC 11 1059
Metano 23 221
VOC 55 529
1 (tea) 25000 hogares 1 (centra l )25000
hogares
Seguacuten nodos de
ca lentamiento (cerca a
4)
25000 hogares
ALTO BAJO MEDIO BAJO BAJO BAJO
El impacto de la a l ternativa se ca l i fica de acuerdo a la emis ioacuten de contaminantes como tambieacuten midiendo la concentracioacuten
de estos en un mismo lugar Para el caso de la quema de gas toda la contaminacioacuten se concentra en el mismo s i tio
PUNTOS DE DISPERSIOacuteN
CONTAMINANTE
IMPACTO AMBIENTAL
FEFactores de emis ioacuten para gas natura l Emis ioacuten de gases contaminantes= FE x Volumen de gas
TOC Total Organic Compounds
VOC Volati le Organic Compounds
PM Particule Materia l
Gas s in tratar se asume igual a GLP y su reaccioacuten es incompleta
EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE AL ANtildeO BASE DE CAacuteLCULO 05
MMSCFD
Gas tratado combustioacuten completa
147
Anexo L Liacutenea base de gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 53 Base de caacutelculo en gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos no aprovechados MUS$ -788 -2047 -3593 -4718 -4811 -4906 -5002 -5101 -5201 -5304
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 300 309 318 328 338 348 358 369 380 391
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29
- Costos Mantenimiento General MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 219 246
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 20 21 21 22 23 23 24 25 25 26
- Costo permisos ambientales MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
Flujo de Caja Libre MUS$ -810 -2070 -3616 -4742 -4836 -4931 -5029 -5128 -5229 -5333
Antildeos 10 20
VNA MUS$ -22189 -34161
TIR ND ND
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos no aprovechados MUS$ -5408 -5515 -5623 -5734 -5847 -5962 -6080 -6200 -6322 -6446
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 403 415 428 441 454 467 481 496 511 526
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 30 30 31 32 33 34 35 36 37 39
- Costos Mantenimiento General MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 277 312 351
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 27 28 29 29 30 31 32 33 34 35
- Costo permisos ambientales MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
Flujo de Caja Libre MUS$ -5438 -5545 -5655 -5767 -5880 -5997 -6115 -6236 -6359 -6485
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
148
Anexo M Flujo de caja para planta de tratamiento de gas
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
16930513 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693051 US$antildeo
6000000 US$
120000 US$antildeo
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto 20 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
Pronoacutesticos de volumen gas libre del
Campo Seguacuten Ecopetrol
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 3)
149
Tabla 53 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
150
Anexo N Flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
Tabla 55 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
1081 MSCFD
16930520 US$
1145000 US$
6000000 US$
900000 US$
435851 US$
Inversioacuten sistema respaldo por falla planta calentamiento 575000 US$
229000 US$antildeo
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
35000 BFPD
Volumen de nafta inyectado al 17 de dilucioacuten en crudo 5950 BFPD
Ahorro de Volumen de nafta inyectado 20
3000 m
012 US$KWe
3
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10
MMSCFD los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Tramo de tuberiacutea produccioacuten planta Calentamiento a planta Tratamiento
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 5)
Iacutendice de Precios al Consumidor
Nota 4 Es te es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en EcopetrolNota 1 No incluye tari fa de comercia l i zacioacuten transporte ni dis tribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de ca lentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg
Tota l 6 Km
Nota 3 Es tos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO amp
CALENTAMIENTO
Inversioacuten revestimiento troncal de 16 pulg
Volumen de fluidos a calentar (32200 BOPD crudo y 2800 BWPD agua)
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 4)
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta calentamiento (nota 3)
Mantenimiento planta calentamiento 20 inversioacuten
Volumen gas libre del Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta calentamiento Ver tabla
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Calentamiento
Inversioacuten gasoducto para venta
151
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDAD
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
152
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 29838 30733 31655 32605 33583 34591 35629 36697 37798 38932
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 3777 3891 4007 4128 4251 4379 4510 4646 4785 4929
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 26061 26843 27648 28478 29332 30212 31118 32052 33013 34004
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 3050 3141 3236 3333 3433 3536 3642 3751 3863 3979
- Costo compra gas MUS$ 2510 2585 2663 2743 2825 2910 2997 3087 3180 3275
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 229 236 243 250 258 265 273 282 290 299
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 131 135 139 143 147 152 156 161 166 171
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 180 1854 190962 19669086 2025915858 208669333 214929413 221377296 228018615 234859173
Flujo de Caja Libre US$ 26788 27592 28420 29273 30151 31055 31987 32946 33935 34953
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 172537 254901
TIR 880 880
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 01
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 40100 41303 42542 43819 45133 46487 47882 49318 50798 52322
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 5076 5229 5386 5547 5714 5885 6061 6243 6431 6624
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 35024 36075 37157 38271 39420 40602 41820 43075 44367 45698
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 81 83 86 88 91 93 96 99 102 105
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 4099 4222 4348 4479 4613 4752 4894 5041 5192 5348
- Costo compra gas MUS$ 3373 3475 3579 3686 3797 3911 4028 4149 4273 4401
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 308 317 326 336 346 357 367 379 390 402
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 176 181 186 192 198 204 210 216 223 229
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 241904948 249162097 25663696 264336068 27226615 280434135 288847159 297512574 306437951 31563109
Flujo de Caja Libre US$ 36001 37082 38194 39340 40520 41736 42988 44277 45606 46974
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
153
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 31357 35073 39273 42607 43782 44991 46233 47511 48825 50176
- Costos totales MUS$ 5716 5707 6102 6233 6412 6596 6786 6981 7182 7388
Flujo de Caja Libre MUS$ 25640 29366 33171 36374 37370 38395 39448 40530 41644 42788
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 178865 278532
TIR 110 110
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 10
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 51566 52995 54464 55975 57529 59127 60771 62461 64200 65988
- Costos totales MUS$ 7601 7819 8045 8276 8515 8760 9013 9273 9541 9816
Flujo de Caja Libre MUS$ 43965 45175 46419 47699 49014 50367 51758 53188 54659 56172
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
154
Tabla 56 Costo de aislamiento teacutermico de la liacutenea troncal de 16 pulgadas
Tabla 57 Sistema de respaldo por falla en la planta de calentamiento
Longitud tuberiacutea revestida - m 3000
Diaacutemetro tuberiacutea - pulgada 16
Aacuterea a revestir - m2 1557
Costo de manta en fibra de vidrio - 40 US$m2 62264
Costo de fibra de vidrio para envolver - 30 US$m2 46698
Costo de instalacioacuten - m2 326888
Total - US$ 435851
Coeficiente conductividad (003 WmdegK) Densidad de 23 Kgm2 Rango Temp -120 a 400 degC
Tensioacuten a la roptura igual a 4300 N
Costo aislamiento teacutermico liacutenea troncal de 16 pulgada
Equipos Vol Bbls Costo - US$Tanque de almacenamiento de fluidos con capacidad para 8
horas de parada11667 300000
Tanque almacenamiento de nafta dilucion de 25 para 8
hora de parada2917 75000
Sistema inteligente para desviar fluidos a tanques 50000
Accesorios valvulas bombas equipos 150000
575000
Sistema respaldo por falla en la planta de calentamiento
Total - US$
155
Anexo O Flujo de caja para planta teacutermica
Tabla 58 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
4000 MSCFD
16930520 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
25052100 US$
6000000 US$
750000 US$
2505210 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
232 MWe
012 US$KWe
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento planta teacutermica 10 inversioacuten
Mantenimiento gasoducto 40 km 2 inversioacuten
Capacidad Generacioacuten Teacutermica
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 4)
Volumen gas libre del Campo
Declinacioacuten produccioacuten gas
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta Teacutermica
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas
Costo produccioacuten de gas asociado
Gas requerido por la teacutermica 232 MWh
Costo Unitario de Tratamiento Gas (nota 3)
Inversioacuten gasoducto teacutermica a planta tratamiento 05 Km 3 pulg
BASE DE CALCULO PLANTA TERMICA
Mantenimiento gasoducto 05 km 2 inversioacuten
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
156
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCFA 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 2547 2442 2739 2769 2844 2922 3001 3082 3166 3252
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1028 1897 4878 7233 7355 7478 7604 7731 7861 7992
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 13115 30787
TIR 22 26
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 454
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCFA 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 3341 3432 3525 3621 3720 3822 3926 4034 4144 4258
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 8125 8260 8396 8535 8676 8818 8963 9109 9258 9408
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
157
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Ingresos venta energiacutea MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
- Costo produccioacuten MUS$ 11911 12268 12636 13015 13406 13808 14222 14649 15088 15541
- Costo compra gas MUS$ 9286 9564 9851 10147 10451 10765 11087 11420 11763 12116
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 2505 2580 2658 2738 2820 2904 2991 3081 3174 3269
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 15 15 16 16 17 17 18 18 19 20
Flujo de Caja Libre US$ 12929 13317 13716 14127 14551 14988 15437 15901 16378 16869
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 52942 92693
TIR 42 44
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 240
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Ingresos venta energiacutea MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
- Costo produccioacuten MUS$ 16007 16487 16982 17491 18016 18557 19113 19687 20277 20886
- Costo compra gas MUS$ 12479 12853 13239 13636 14045 14467 14901 15348 15808 16282
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 3367 3468 3572 3679 3789 3903 4020 4141 4265 4393
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 20 21 21 22 23 23 24 25 26 26
Flujo de Caja Libre US$ 17375 17896 18433 18986 19556 20142 20747 21369 22010 22670
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
158
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 26358 29924 33970 37145 38156 39196 40265 41363 42493 43654
- Costos totales MUS$ 14457 14710 15376 15785 16250 16729 17223 17731 18254 18793
Flujo de Caja Libre MUS$ 11900 15214 18594 21360 21906 22466 23042 23632 24238 24861
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 66058 123869
TIR 34 37
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 314
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 44848 46075 47337 48634 49968 51339 52749 54199 55690 57222
- Costos totales MUS$ 19348 19919 20507 21113 21736 22379 23040 23721 24422 21953
Flujo de Caja Libre MUS$ 25500 26156 26830 27521 28232 28961 29710 30478 31268 35269
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
159
Anexo P Flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
Tabla 59 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 us$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
500 MSCFD
16930520 US$
2314872 US$
6000000 US$
150000 US$
0122 US$Km - Ton
100 Km
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
3
111 anual
1800 $US$
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO ampGAS
COMPRIMIDO
Volumen gas libre del
Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccion gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo Unitario de
Tratamiento Gas (nota 4)
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta GNC
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Gas Comprimido
Inversioacuten gasoducto para venta
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta GNC (nota 3)
Costo transporte gas por carretera seguacuten CREG
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Distribucioacuten Planta a Municipio-promedio
Mantenimiento gasoducto planta tratamiento a planta GNC 10 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD los
demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de calentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg Total 6 Km
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
160
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSION Antildeos 544
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
161
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 3095 3188 3284 3382 3484 3588 3696 3807 3921 4039
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 16 1648 1697 1748 1801 1855 1910 1968 2027 2088
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2231 2298 2367 2438 2578 2586 2664 2744 2826 2989
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 276 285 293 302 378 320 330 340 350 439
Consumo energiacutea MUS$ 216 22280 22948 23636 24345 25076 25828 26603 27401 28223
Mantenimiento menor MUS$ 60 6174 6360 6550 6747 6949 7158 7372 7594 7821
Mantenimiento mayor MUS$ 67 78
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 17 18 18 19 19 20 20 21 22 22
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 17 1767 1820 1874 1931 1989 2048 2110 2173 2238
Costo compra de gas MUS$ 1161 1196 1231 1268 1306 1346 1386 1428 1470 1514
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 60 618 637 656 675 696 716 738 760 783
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 15 1545 1591 1639 1688 1739 1791 1845 1900 1957
Costo Transporte MUS$ 762 785 808 832 857 883 910 937 965 994
Flujo de Caja Libre US$ 864 890 917 945 905 1002 1032 1063 1095 1050
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 3134 5760
TIR 36 38
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 277
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 4160 4284 4413 4545 4682 4822 4967 5116 5269 5427
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 2150 2215 2281 2350 2420 2493 2568 2645 2724 2806
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2998 3088 3181 3276 3465 3476 3580 3687 3798 4017
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 371 382 394 406 509 430 443 457 470 590
Consumo energiacutea MUS$ 29070 29942 30840 31765 32718 33700 34711 35752 36825 37929
Mantenimiento menor MUS$ 8056 8298 8547 8803 9067 9339 9619 9908 10205 10511
Mantenimiento mayor MUS$ 91 105
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 23 24 24 25 26 27 28 28 29 30
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 2305 2375 2446 2519 2595 2673 2753 2835 2920 3008
Costo compra de gas MUS$ 1560 1607 1655 1705 1756 1808 1863 1918 1976 2035
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 2016 2076 2139 2203 2269 2337 2407 2479 2554 2630
Costo Transporte MUS$ 1024 1054 1086 1119 1152 1187 1222 1259 1297 1336
Flujo de Caja Libre US$ 1162 1197 1232 1269 1217 1347 1387 1429 1472 1411
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
162
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 4613 7528 10901 13384 13683 13988 14301 14620 14948 15283
- Costos totales MUS$ 4897 4864 5233 5338 5558 5647 5808 5973 6144 6398
Flujo de Caja Libre MUS$ -284 2664 5668 8046 8125 8341 8493 8647 8804 8885
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 9463 29392
TIR 17 22
RETORNO INVERSION Antildeos 502
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 15625 15976 16335 16702 17078 17463 17856 18259 18672 19094
- Costos totales MUS$ 6500 6686 6877 7074 7367 7484 7699 7919 8146 8485
Flujo de Caja Libre MUS$ 9125 9290 9458 9628 9711 9978 10157 10340 10525 10609
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
163
ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS
PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN
EN EL CAMPO CHICHIMENE
IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
Trabajo de grado para optar el tiacutetulo de Ingeniera en Energiacutea
DIRECTOR
LUIS EDUARDO JAIMES REATIGA
Docente Facultad Ingenieriacutea en Energiacutea
TUTORAS
CAROLINA RODRIacuteGUEZ WALTEROS
Ingeniera Quiacutemica
LINA MARIacuteA OROZCO CHINOME
Ingeniera Quiacutemica
UNIVERSIDAD AUTOacuteNOMA DE BUCARAMANGA
FACULTAD DE INGENIERIacuteAS FIacuteSICO MECAacuteNICAS
INGENIERIacuteA EN ENERGIacuteA
BUCARAMANGA SANTANDER
2014
NOTA DE ACEPTACIOacuteN
_________________________________________
_________________________________________
_________________________________________
_________________________________________
Firma Director Luis Eduardo Jaimes Reatiga
_________________________________________
Firma Tutora Carolina Rodriacuteguez Walteros
_________________________________________
Firma Tutora Lina Mariacutea Orozco Chinome
_________________________________________
Firma Calificador Leonardo Pacheco Sandoval
Bucaramanga 21 Agosto 2014
TABLA DE CONTENIDO
INTRODUCCIOacuteN 1
JUSTIFICACIOacuteN 2
OBJETIVO GENERAL 3
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS 3
DISENtildeO METODOLOacuteGICO 4
1 GENERALIDADES 5
11 EMPRESA ECOPETROL SA 5
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 6
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE 10
2 MARCO TEOacuteRICO 14
21 GAS NATURAL 14
211 Tipos de Gas Natural 14
212 Propiedades del Gas Natural 15
213 Impacto Medio Ambiental 15
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA 16
221 Balance de la actividad exploratoria 17
222 Balance de reservas 18
223 Balance de produccioacuten 19
224 Suministro de gas 20
225 Volumen de gas por gasoductos 21
226 Red de gasoductos 22
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten 23
228 Demanda de gas 25
229 Precios del gas 26
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL 27
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural 31
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural 31
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural 31
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL 32
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica 34
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo 36
243 Gas natural para la industria 37
244 Gas natural para uso vehicular 38
245 Gas natural para uso domeacutestico 38
246 Gas natural para trigeneracioacuten 38
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving 39
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido 40
3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE 43
31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL 47
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN
DE CHICHIMENE 51
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL 59
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA 62
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL 66
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas 67
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO 68
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
78
44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING 81
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
86
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 92
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN 99
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS 101
6 CONCLUSIONES 107
LISTA DE TABLAS
TABLA 1 RESUMEN DE PRODUCCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE A ENERO DE 2014 8
TABLA 2 PLAN QUINQUENAL PARA INCREMENTO DE PRODUCCIOacuteN DE GAS CAMPO CHICHIMENE 9
TABLA 3 BALANCE DE LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA 18
TABLA 4 DISTRIBUCIOacuteN DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN GPC 19
TABLA 5 PRODUCCIOacuteN FISCALIZADA EN GPC 19
TABLA 6 CAMPOS PRODUCTORES DE GAS NATURAL EN MMSCFD 2012 20
TABLA 7 SUMINISTRO DE GAS NATURAL EN MMSCFD 21
TABLA 8 VOLUacuteMENES DE GAS TRANSPORTADO EN MMSCFD 22
TABLA 9 LONGITUD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN KM 23
TABLA 10 COBERTURA DEL GAS NATURAL 24
TABLA 11 USUARIOS DE GAS NATURAL 25
TABLA 12 DEMANDA DE GAS NATURAL EN MMSCFD 26
TABLA 13 COMPONENTES TARIFARIOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS NATURAL EN
$M3 27
TABLA 14 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL ESTABLECIDAS POR LA CREG 28
TABLA 15 CONDICIONES REQUERIDAS POR LA CREG 33
TABLA 16 CROMATOGRAFIacuteA DEL GAS CHICHIMENE EN ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 43
TABLA 17CONDICIONES Y COMPOSICIONES DE ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA GAS DE
RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE 49
TABLA 18 CONDICIONES DE CALIDAD DE GAS NATURAL CREG VS CONDICIONES FINALES CON
TRATAMIENTO DE GAS EN ASPEN PLUS 50
TABLA 19 BASES DE CAacuteLCULO PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS ndash ESCENARIO (P50) 51
TABLA 20 INVERSIOacuteN DE LA PLANTA DE PROCESO DE GAS PARA ESCENARIOS DE PRODUCCIOacuteN
DE GAS (P50) Y (P90) 52
TABLA 21 COSTOS DE OPERACIOacuteN SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 54
TABLA 22 COSTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 55
TABLA 23 REQUERIMIENTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA PARA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA
PLANTA DE TRATAMIENTO (4MMPCD) 56
TABLA 24 COSTOS OPERACIONALES PLANTA DE PROCESO EN ESCENARIO PRODUCCIOacuteN DE
GAS (P50) 58
TABLA 25 COSTO ESTIMADO DE VENTEO O QUEMA DEL GAS CHICHIMENE 63
TABLA 26 FACTORES ACTIVIDAD Y EMISIOacuteN FIJADOS POR IPCC Y COMPARACIOacuteN EMISIONES
CUSIANA CON LAS DEL CAMPO CHICHIMENE 65
TABLA 27 RESUMEN CONSUMO DE POZOS EN EL CAMPO CHICHIMENE 66
TABLA 28 FACTORES DE REFERENCIA GENEacuteRICOS PARA TURBINAS A GAS 69
TABLA 29 DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES ISO Y CONDICIONES DEL CAMPO CHICHIMENE 72
TABLA 30 PARAacuteMETROS OBTENIDOS POR CAMBIOS EN TEMPERATURA HUMEDAD Y PRESIOacuteN 72
TABLA 31 CONDICIONES CON LAS QUE SE TRABAJARIacuteA LA TURBINA EN EL CAMPO CHICHIMENE
73
TABLA 32 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 45 MWE 75
TABLA 33 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 76
TABLA 34 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA DE 45 MWE 77
TABLA 35 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 77
TABLA 36 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y MANTENIMIENTO DE GASODUCTO 79
TABLA 37 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y OPERACIOacuteN PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING MADRE 85
TABLA 38 TARIFAS DEL GAS NATURAL RESIDENCIAL PARA 2014 EN COLOMBIA 87
TABLA 39 PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS DE GLP EN COLOMBIA 88
TABLA 40 COSTOS DE UNA UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO DE 130
KW 88
TABLA 41 COSTOS POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 M3 90
TABLA 42 DATOS PRODUCCIOacuteN DEL SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 92
TABLA 43 BALANCE DE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO DE LIacuteNEA TRONCAL 16 DE DIAacuteMETRO 95
TABLA 44 DATOS DE CAacuteLCULO PARA ESPESOR DEL REVESTIMIENTO 95
TABLA 45 ECUACIONES EMPLEADAS PARA CAacuteLCULOS DE ESPESOR DE REVESTIMIENTO 96
TABLA 46 BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR FLUIDOS 97
TABLA 47 COSTOS DE INVERSIOacuteN DE EQUIPOS PRINCIPALES PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO
97
TABLA 48 EVALUACIOacuteN CUALITATIVA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS 102
TABLA 49 CARGOS MAacuteXIMOS PARA SISTEMA DE TRANSPORTE DE CENTRO 140
TABLA 50 CARGOS MAacuteXIMOS POR SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR 140
TABLA 51 FACTORES DE EMISIOacuteN POR TIPO DE COMBUSTIBLE 145
TABLA 52 EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE 146
TABLA 53 BASE DE CAacuteLCULO EN GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
TABLA 54 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
DE GAS 148
TABLA 55 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y CALENTAMIENTO 150
TABLA 56 COSTO DE AISLAMIENTO TEacuteRMICO DE LA LIacuteNEA TRONCAL DE 16 PULGADAS 154
TABLA 57 SISTEMA DE RESPALDO POR FALLA EN LA PLANTA DE CALENTAMIENTO 154
TABLA 58 BASE DE CAacuteLCULO PARA TRATAMIENTO DE GAS Y PLANTA TEacuteRMICA 155
TABLA 59 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y GNC 159
LISTA DE ILUSTRACIONES
ILUSTRACIOacuteN 1 DISENtildeO METODOLOacuteGICO DEL PROYECTO 4
ILUSTRACIOacuteN 2 CAMPOS OPERADOS POR ECOPETROL EN EL META 5
ILUSTRACIOacuteN 3 UBICACIOacuteN DEL CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 7
ILUSTRACIOacuteN 4 CURVA DE PRODUCCIOacuteN DE GAS LIBRE Y GAS ASOCIADO 10
ILUSTRACIOacuteN 5 UBICACIOacuteN DEL MUNICIPIO DE ACACIacuteAS 11
ILUSTRACIOacuteN 6 GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute 12
ILUSTRACIOacuteN 7 PROYECTOS PARA EL DEPARTAMENTO DE META 13
ILUSTRACIOacuteN 8 PRONOacuteSTICO DE CONSUMO ENERGEacuteTICO MUNDIAL A PARTIR DE DIFERENTES
FUENTES DE ENERGIacuteA 17
ILUSTRACIOacuteN 9 ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA EL GAS NATURAL 30
ILUSTRACIOacuteN 10 CENTRAL TEacuteRMICA CONVENCIONAL A GAS 34
ILUSTRACIOacuteN 11 ESQUEMA GENERAL DE UNA CENTRAL CICLO COMBINADO 35
ILUSTRACIOacuteN 12 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA DE COGENERACIOacuteN 36
ILUSTRACIOacuteN 13 PRODUCTOS PETROQUIacuteMICOS OBTENIDOS A PARTIR DE GAS NATURAL 37
ILUSTRACIOacuteN 14 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA PEAK SHAVING 40
ILUSTRACIOacuteN 15 CADENA DEL GNC 41
ILUSTRACIOacuteN 16 MODELO DE TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO
CHICHIMENE 46
ILUSTRACIOacuteN 17 INVERSIOacuteN PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS VS CANTIDAD DE GAS PARA
ESCENARIOS (P50) Y (P90) 53
ILUSTRACIOacuteN 18 COSTOS DE OPERACIOacuteN Y ENERGIacuteA PARA ESCENARIO P50 57
ILUSTRACIOacuteN 19 SISTEMA ACTUAL DE RECOLECCIOacuteN Y PROCEDIMIENTO A REALIZAR PARA
VALORAR ALTERNATIVAS AL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 60
ILUSTRACIOacuteN 20 EMISIONES DE CO2 VS CANTIDAD DE GAS QUEMADO EN TEA (P50) 65
ILUSTRACIOacuteN 21 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A GAS 67
ILUSTRACIOacuteN 22 DATOS GENERALES TURBINA TITAN-250 70
ILUSTRACIOacuteN 23 CONDICIONES ISO DE OPERACIOacuteN Y DEL CAMPO CHICHIMENE 71
ILUSTRACIOacuteN 24 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS EN COLOMBIA 82
ILUSTRACIOacuteN 25 BALANCE DE GAS TOTAL EN COLOMBIA DEMANDA VS OFERTA 83
ILUSTRACIOacuteN 26 DIAGRAMA DE PROCESO DE CALENTAMIENTO DE CRUDO EN LA ETAPA DE
RECOLECCIOacuteN 93
ILUSTRACIOacuteN 27 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD EXIGIDAS POR CREG 133
ILUSTRACIOacuteN 28 CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA AL SNT 134
ILUSTRACIOacuteN 29 CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA AL SNT 135
ILUSTRACIOacuteN 30 ENTRADAS Y SALIDAS AL SNT 138
ILUSTRACIOacuteN 31 CAacuteLCULO PARA NODOS INTERMEDIOS AL SNT 139
LISTA DE ANEXOS
ANEXO A PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 111
ANEXO B PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 115
ANEXO C CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 119
ANEXO D CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 120
ANEXO E RESUMEN CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE 122
ANEXO F FLUJO DE CAJA PARA COSTO UNITARIO POR EL SERVICIO DE COMPRESIOacuteN Y
ALMACENAMIENTO 123
ANEXO G CONFIGURACIOacuteN CLUacuteSTERS EN TRONCAL NORTE 125
ANEXO H PRECIOS DE REFERENCIA DE GAS NATURAL DE CAMPO GUAJIRA Y OPOacuteN 127
ANEXO I MARCO REGULATORIO E INFRAESTRUCTURA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA 127
ANEXO J ESPECIFICACIONES PROYECTO TERMO SAN FERNANDO 141
ANEXO K MEDICIOacuteN DE IMPACTOS AMBIENTALES PARA EL CAMPO CHICHIMENE 145
ANEXO L LIacuteNEA BASE DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
ANEXO M FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS 148
ANEXO N FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y CALENTAMIENTO 150
ANEXO O FLUJO DE CAJA PARA PLANTA TEacuteRMICA 155
ANEXO P FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y GNC 159
GLOSARIO
ABSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas pasan de una primera fase a otra incorporaacutendose al volumen de la segunda fase
ADSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas son atrapados o retenidos en la superficie de un material
AMINAS Compuestos quiacutemicos orgaacutenicos derivados del amoniacuteaco Seguacuten se sustituyan uno dos o tres hidroacutegenos las aminas son primarias secundarias o terciarias respectivamente
BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES Sistema de levantamiento artificial maneja altas tasas de flujo y se encarga de desplazar voluacutemenes de crudo con alta eficiencia en yacimientos potencialmente rentables y en pozos profundos
BUTANO Gas maacutes pesado que el aire su foacutermula condensada es C4H10
CAacuteMARA DE COMBUSTIOacuteN Lugar donde se realiza la combustioacuten del combustible con el comburente en aplicaciones como turbinas a gas
CICLO COMBINADO Coexistencia de dos ciclos termodinaacutemicos en un sistema en el cual en uno el fluido de trabajo es vapor de agua y en el otro es un gas producto de una combustioacuten o quema
COGENERACIOacuteN Proceso de obtencioacuten de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica a partir de energiacutea primaria
COMBUSTIBLES FOacuteSILES Formados a partir de restos orgaacutenicos de plantas y animales muertos entre ellos se encuentra el petroacuteleo gas natural y carboacuten
COMPRESOR Maacutequina de fluido que su funcioacuten es aumentar la presioacuten y desplazar cierto tipo de fluidos como gases y vapores
CONDICIONES ESTAacuteNDAR Estado de referencia empleado para calcular propiedades bajo diferentes condiciones 60degF y 147 psia
CRACKING Conocido como destilacioacuten secundaria la cual rompe o descompone hidrocarburos de elevado peso molecular (Como gas oil y fuel oil) en compuestos de menor peso molecular (Naftas)
CRUDO EXTRA PESADO Petroacuteleo crudo que no fluye con facilidad y se ha definido con un iacutendice API inferior a 20deg
DESTILACIOacuteN Operacioacuten de separar mediante vaporizacioacuten y condensacioacuten en los diferentes componentes liacutequidos soacutelidos disueltos en liacutequidos o gases licuados de una mezcla
ENERGIacuteA PRIMARIA Forma de energiacutea disponible en la naturaleza antes de ser convertida o transformada
ETANO Gas ligeramente maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C2H6 Se obtiene por fraccionamiento de los liacutequidos del gas natural
FENOacuteMENO DEL NINtildeO Fenoacutemeno meteoroloacutegico que consiste en cambio de patrones de movimiento de corrientes marinas provocando superposicioacuten de aguas caacutelidas
GAS AacuteCIDO Gas que contiene cantidades apreciables de aacutecido sulfhiacutedrico CO2 y agua Se obtiene del tratamiento del gas amargo huacutemedo con bases faacutecilmente regenerables como son la monoetanolamina y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propoacutesito
GAS AMARGO Gas natural que contiene derivados del azufre tales como aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de diversos procesos de refinacioacuten
GAS ASOCIADO Gas natural que se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite crudo del yacimiento puede ser clasificado como gas libre o en solucioacuten
GAS DULCE Gas natural libre de aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos y otros derivados de azufre Existen yacimientos de gas dulce pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes quiacutemicos solventes fiacutesicos o adsorbentes
GAS HUacuteMEDO Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos
GAS LIFT Meacutetodo de levantamiento artificial en el cual se inyecta gas a alta presioacuten en la tuberiacutea del pozo con el fin de aligerar la columna hidrostaacutetica en la tuberiacutea de produccioacuten o desplazar fluidos hacia la superficie en forma de tapones liacutequidos
GAS NATURAL Mezcla gaseosa en la que sus componentes principales son el metano etano propano butano pentano y hexano Cuando se extrae de los pozos generalmente contiene aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos CO2 y vapor de agua como impurezas
GAS NO ASOCIADO Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
GAS SECO Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos maacutes pesados que el metano
GASODUCTO Tuberiacutea que transporta gas a grandes distancias
GEI Gases de efecto invernadero Entre ellos estaacute el vapor de agua dioacutexido de carbono y metano
GENERADOR Dispositivo que produce energiacutea eleacutectrica a partir de energiacutea mecaacutenica
GRAVEDAD API Medida de densidad que en comparacioacuten con el agua precisa lo pesado o liviana que es el tipo de petroacuteleo
HEAT RATE Consumo teacutermico especiacutefico neto Relacioacuten entre energiacutea teacutermica neta suministrada por el combustible y la cantidad de energiacutea eleacutectrica neta generada en la frontera comercial por una unidad o planta
INTERCAMBIADOR DE CALOR Dispositivo que transfiere calor entre dos medios
LICUEFACCIOacuteN Cambio de estado que ocurre cuando una sustancia cambia de estado gaseoso a estado liacutequido por disminucioacuten de temperatura y aumento de presioacuten llegando a una sobrepresioacuten elevada
LINE PACK Gas almacenado en un gasoducto
MTBE Eter Metil Terbutiacutelico Sustancia quiacutemica usada en la gasolina como aditivo
NAFTA Conocida como eacuteter de petroacuteleo Derivado del petroacuteleo usado como diluyente en la industria petrolera debido a su alta viscosidad
OLEFINAS Hidrocarburos con dobles enlaces carbono-carbono Los principales son etileno y propileno
OLEODUCTO Tuberiacutea usada para transporte de petroacuteleo y sus derivados a grandes distancias
PENTANO Hidrocarburos saturados de foacutermula empiacuterica C5H12 Existen en las fracciones de maacutes bajo punto de ebullicioacuten de la destilacioacuten del petroacuteleo
PROCESO ADIABAacuteTICO Sistema en el que no se intercambia calor con su entorno
PROPANO Gas maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C3H8
QUEROSENO Liacutequido transparente obtenido por destilacioacuten del petroacuteleo usado como combustible en turbinas a gas
REFORMING Proceso que transforma una gasolina de un nuacutemero de octano bajo en otra con nuacutemero de octano elevado
REGASIFICACIOacuteN Proceso que consiste en calentar el Gas Natural Licuado para convertirlo en Gas Natural y poder consumirlo en calderas o quemadores o para exportarlo fuera de la planta de regasificacioacuten para usos industriales o domeacutesticos
SHALE GAS Hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino
SYNFUEL Combustible diesel sinteacutetico producido a partir de gas natural el cual no contiene azufre ni aromaacuteticos
TORRES DE ABSORCIOacuteN Equipo de contacto gas-liacutequido donde el liacutequido es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en el gas
TORRE SEPARADORA Equipo de contacto gas-liacutequido donde el gas es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en un liacutequido
TRONCALES Oleoductos principales para el transporte de petroacuteleo
VENTEO No aprovechamiento del gas que surge de un pozo de petroacuteleo y se quema (En tea) por motivos de seguridad
YACIMIENTO PETROLIacuteFERO Depoacutesito o reservorio petroliacutefero Es una acumulacioacuten natural de hidrocarburos en el subsuelo contenidos en rocas porosas o fracturadas (Roca almacenamiento)
RESUMEN
TIacuteTULO ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN EN EL CAMPO CHICHIMENE
AUTOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPCIOacuteN
El presente estudio busca analizar y evaluar conceptualmente la utilizacioacuten del gas en solucioacuten producido en el Campo Chichimene el cual se viene disponiendo para consumo de la misma operacioacuten y el sobrante se estaacute venteando o quemando La produccioacuten de gas que se evaluaraacute es del orden de 500000 pies cuacutebicos por diacutea (05 MMSCFD) partiendo de la base de que este gas como miacutenimo se debe tratar para que cumpla condiciones de aprovechamiento en la misma operacioacuten o para uso externo Se determinaraacuten criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de las diferentes alternativas para lo cual se tendraacuten en cuenta aspectos tales como tiempo de implementacioacuten o ejecucioacuten de las mismas el impacto en el medio ambiente y sobre todo si algunas alternativas pueden ser aplicadas en la misma operacioacuten o en su defecto este gas pueda disponerse para la venta o consumo domiciliario e industrial
Con base en la situacioacuten actual cualquier alternativa que se pretenda llevar a cabo para la utilizacioacuten de este gas resulta conveniente desde el punto de vista operacional ya que se mitigaraacute el impacto en el medio ambiente y asiacute mismo se cumpliraacute con la normatividad ambiental No obstante se busca elegir la alternativa que no requiera de mucho tiempo para su implementacioacuten asiacute como tambieacuten la que favorezca a la operacioacuten del Campo y por ende a ECOPETROL
Palabras Claves Gas en Solucioacuten Venteo Quema Condiciones de Aprovechamiento Alternativas
ABSTRACT
TITLE CONCEPTUAL ANALYSIS OF THE SELECTION OF ALTERNATIVES FOR THE DEVELOPMENT OF THE GAS COLLECTION AT CHICHIMENE FIELD
AUTHOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPTION
The present study aims to perform a conceptual design and analysis for the use of gas in solution produced in the Chichimene field this gas is regularly consumed in the same operation and the surplus is vented or burned The gas production to be evaluated is about 500000 cubic feet per day (05 MMSCFD) on the basis that this gas must be treated to reach some conditions for its use in the same operation or for external usage Some criteria are defined to build an evaluation matrix of the different alternatives that includes execution time or implementation of these aspects the impact on the environment and especially if some alternatives can be applied in the same operation whether this gas can be available to sale or for domestic and industrial consumption
Based on the current situation any alternative looking for recovering and using this gas will be convenient from an operating point of view because it will result in the mitigation of negative impacts on the environment and comply with the environmental regulations However it is imperative to have an alternative that does not require large periods to be implemented and that also be beneficial for the operation of the field and thus to ECOPETROL as well
Key Words Gas in solution Vent Burning Achievement Terms Alternatives
1
INTRODUCCIOacuteN
El Campo Chichimene estaacute localizado en la cuenca de produccioacuten de hidrocarburos de los Llanos orientales de Colombia es conocido por su crudo extra pesado fue descubierto por la empresa Chevron en 1969 y fue revertido a ECOPETROL SA en el antildeo 2000 Actualmente tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos de gas asociado (4 MMSCFD) a la produccioacuten de 50000 barriles de crudo por diacutea (BOPD) de una gravedad API de 14deg a una temperatura de 125degF
Con relacioacuten al gas producido un porcentaje de este se consume en el proceso de extraccioacuten y tratamiento de los fluidos producidos en este campo y el excedente se ventea o se quema esto uacuteltimo genera un impacto negativo en los ingresos y sobre todo la repercusioacuten negativa para la operacioacuten ya que se estaacute afectando el entorno y el medio ambiente
Lo anterior conlleva en forma urgente a buscar opciones para el aprovechamiento de este gas partiendo de un anaacutelisis de la situacioacuten del negocio del gas a nivel paiacutes en la misma operacioacuten del campo productor lo cual permitiraacute en este estudio encontrar alternativas viables para su uso y sobre todo que su implementacioacuten se lleve a cabo en el inmediato o corto plazo en aras de mitigar el impacto ambiental
De otra parte dada la complejidad que tiene el sistema de recoleccioacuten y transporte del crudo producido por ser eacuteste un crudo pesado y con una alta viscosidad requiere se le inyecte nafta como diluyente desde la cabeza del pozo de tal forma que se pueda transportar por tuberiacutea hasta la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y posteriormente almacenarlo y bombearlo hacia la estacioacuten de almacenamiento de Apiay Este proceso de dilucioacuten con nafta conlleva a que casi todos los fluidos se mezclen y solo una parte del gas asociado alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea se logran separar en la fase de recoleccioacuten
Partiendo de lo anterior en este estudio se miraraacuten alternativas de uso de gas natural enfocaacutendose principalmente en aquellas que puedan cumplir con el volumen de gas potencialmente disponible de la fase de recoleccioacuten las que mitiguen el impacto ambiental y en lo posible las alternativas que no requieran de largos plazos para su ejecucioacuten
2
JUSTIFICACIOacuteN
La tendencia actual a nivel mundial es obligar a las empresas y a la sociedad en general a utilizar combustibles maacutes limpios y que afecten muy poco el medio ambiente Esto ha hecho que el gas natural sea una opcioacuten energeacutetica positiva pues su consumo es de bajo impacto frente a otros combustibles foacutesiles Su consumo ha aumentado considerablemente a nivel mundial y se mantendraacute por muchos antildeos como una fuente de energiacutea primaria desplazando al petroacuteleo y al carboacuten como combustibles foacutesiles
El gas asociado a la produccioacuten de crudo extra pesado del Campo Chichimene tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea (4 MMSCFD) del cual se dispone hoy diacutea alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea (05 MMSCFD) como gas libre del proceso de recoleccioacuten Este gas tiene una composicioacuten que supera las condiciones para transporte y consumo seguacuten lo establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas de Colombia ldquoCREGrdquo Este gas se estaacute quemando o venteando a la atmoacutesfera lo cual genera un impacto negativo al medio ambiente
Actualmente Colombia exporta a Venezuela 150 millones de pies cuacutebicos por diacutea de gas natural (150 MMSCFD) y se mantendraacute en esta condicioacuten siempre y cuando las reservas aumenten en la misma proporcioacuten que el consumo y que las condiciones climaacuteticas del paiacutes se mantengan estables y no se vea afectada la demanda por fenoacutemenos como El Nintildeo donde los requerimientos de energiacutea eleacutectrica la soportan las centrales termoeleacutectricas Seguacuten la UPME siacute en estos antildeos no se incorporan nuevas reservas de gas y con la demanda que estaacute requiriendo el paiacutes es posible que en el antildeo 2018 Colombia deba importar gas
Con base en lo anterior este trabajo se enfocaraacute en identificar analizar y evaluar conceptualmente alternativas que permitan utilizar el gas asociado para produccioacuten de energiacutea eleacutectrica consumo in situ como combustible entre otras ya que de no ser asiacute el gas se seguiraacute sometiendo a quema o venteo y no tendraacute un aprovechamiento energeacutetico
3
OBJETIVO GENERAL
Analizar e identificar alternativas de solucioacuten que garanticen el uso adecuado del gas de recoleccioacuten y su aprovechamiento energeacutetico aplicado al Campo Chichimene
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
Identificar alternativas para el aprovechamiento energeacutetico del gas de
recoleccioacuten del Campo Chichimene Seleccionar diferentes opciones que permitan obtener beneficios operativos
y reducir el impacto ambiental causado por la presencia del gas asociado en los sistemas de produccioacuten de crudo extra pesado
Determinar criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de alternativas
4
DISENtildeO METODOLOacuteGICO
Tipo de investigacioacuten
La investigacioacuten fue descriptiva se analizoacute el sistema actual y mediante la recopilacioacuten de informacioacuten se determinaron las alternativas para aprovechar el gas de produccioacuten del Campo Chichimene Seguidamente se realizoacute un estudio conceptual de cada una de las alternativas para determinar mediante criterios cuaacutel alternativa seriacutea la maacutes viable al lograr reducir el impacto ambiental por la presencia del gas de produccioacuten del campo
En esta parte se muestran las diferentes consideraciones que se tuvieron en cuenta a lo largo del desarrollo del proyecto y el detalle de cada una de las etapas En la ilustracioacuten 1 se muestra el disentildeo metodoloacutegico que se llevoacute a cabo para el desarrollo del proyecto
Ilustracioacuten 1 Disentildeo Metodoloacutegico del Proyecto
Fuente Autora
1 INICIO DEL PROYECTO
bullSe realizoacute la buacutesqueda de informacioacuten en la que se incluyoacute libros tesis y resoluciones con los que se pudo seleccionar alternativas de aprovechamiento del gas de produccioacuten del Campo Chichimene
2 PRELIMINARES
bullFijadas las alternativas se procedioacute a realizar el tratamiento requerido para llevar el gas a condiciones reguladas por la CREG mediante el Software Aspen Plus
3 RECOPILACIOacuteN DE DATOS Y SIMULACIONES
bullConsiderando alternativas viables en base a datos actuales del campo se procedioacute a realizar una matriz de evaluacioacuten de las alternativas
4 ANAacuteLISIS DE RESULTADOS TEacuteCNICO ECONOacuteMICOS
bullA partir de la matriz de evaluacioacuten se hizo recomendaciones sobre la opcioacuten que beneficie al medio ambiente genere beneficios operativos y que su plazo de ejecucioacuten sea inmediato o de corto plazo
5 FIN DEL PROYECTO
5
1 GENERALIDADES
11 EMPRESA ECOPETROL SA
ECOPETROL SA es una empresa de caraacutecter comercial de orden nacional vinculada con el Ministerio de Minas y Energiacutea Actualmente es la empresa maacutes grande del paiacutes y principal petrolera en Colombia Especializada en actividades de la cadena del petroacuteleo y gas operando de manera directa Participa en proyectos de exploracioacuten produccioacuten refinacioacuten y transporte Ademaacutes en operaciones ldquoUpstreamrdquo ECOPETROL SA domina la industria de petroacuteleo y gas en Colombia En la ilustracioacuten 2 se muestra los campos que actualmente opera ECOPETROL en el Meta
Ilustracioacuten 2 Campos operados por ECOPETROL en el Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
ECOPETROL trabaja en el Meta a traveacutes de la Superintendencia de Operaciones Apiay que administra los campos
Apiay Suria Reforma-Libertad
Castilla-Chichimene Valdivia-Almagro
6
En el Meta la empresa cuenta con produccioacuten asociada en los municipios de Puerto Loacutepez y Puerto Gaitaacuten Su socia Metapetroleum opera el Campo Rubiales con una produccioacuten promedio de 14000 BOPD Su otra socia Hupecol opera los Campos Elizita Peguita Peguita-II y Peguita-III con una produccioacuten promedio diaria de 6400 BOPD
La infraestructura de transporte de crudo en el Meta estaacute integrada por una red que inicia desde cada uno de los pozos de produccioacuten y transporta el crudo por liacuteneas de estacioacuten-estacioacuten hasta entregarlo en el Departamento del Casanare donde se mide su viscosidad calidad API y contenido de agua y azufre entre otros Alliacute se almacena antes de enviar una parte a refinar al Complejo Industrial de Barrancabermeja y otra a puertos de exportacioacuten
En los Campos de produccioacuten de Castilla-Chichimene y Apiay se producen crudos Castilla Blend (crudo pesado que es diluido con nafta al 17 hasta alcanzar una densidad de 183 degAPI) y la Mezcla Apiay (crudo de aproximadamente 213 degAPI) Los dos son transportados alternadamente por las mismas liacuteneas de flujo Aproximadamente se transportan por estos oleoductos 95000 BOPD producidos en el Meta de los cuales 66000 son Castilla Blend crudo que en su mayoriacutea se exporta La Mezcla Apiay es maacutes liviana y es enviada al Complejo Industrial de Barrancabermeja para convertirla en productos refinados
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE
Administrado desde enero 31 de 2000 y operado desde julio 31 del mismo antildeo por la Gerencia Llanos de ECOPETROL SA se encuentra entre las siguientes coordenadas (1045000 E 915000 N) y (1051500 E 921000 N) con una extensioacuten superficial de 3600 hectaacutereas y con un aacuterea de yacimiento de 1335 hectaacutereas Estaacute localizado a 4 Km al sureste del municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta En la ilustracioacuten 3 se muestra la ubicacioacuten del campo petrolero Chichimene en el mapa de Colombia
7
Ilustracioacuten 3 Ubicacioacuten del Campo Petrolero Chichimene
Fuente httpwwwecopetrolcomcoespecialesmapa_infraestructurahtm
El campo Chichimene fue descubierto por Chevron en 1969 con la perforacioacuten del pozo Chichimene-1 el cual inicioacute produccioacuten en el antildeo de 1985 con el contrato de asociacioacuten Cubarral el cual culminoacute el 30 de enero de 2000 tras lo cual ECOPETROL suscribioacute un contrato por 6 meses con Chevron para su administracioacuten Terminado este contrato y tras adelantar un estudio de explotacioacuten adicional del campo la Gerencia Llanos de ECOPETROL entroacute a operar directamente En el antildeo 2001 se empezoacute a producir un crudo extra pesado de aproximadamente 7-9 degAPI de la formacioacuten productora San Fernando (unidad operacional T2) con el pozo Chichimene-18 A pesar de su alta densidad el crudo de la formacioacuten San Fernando es moacutevil a condiciones de yacimiento debido a las elevadas temperaturas Esta formacioacuten produce cerca de 55000 BOPD usando bombas electrosumergibles como meacutetodo de levantamiento artificial El campo Chichimene cuenta con dos troncales las cuales transportan tipo de fluido diferente la troncal T2 transporta crudo extra pesado con gravedades API entre 10-12 y la troncal K1-K2 transporta crudo pesado con gravedades API entre 18-24 Actualmente el campo Chichimene cuenta con 153 pozos perforados de los cuales 20 producen crudo de 179 degAPI de las unidades K1-K2 y 117 pozos de 122 degAPI producen de la unidad T2 En este momento se encuentran 16 pozos
8
inactivos de la formacioacuten San Fernando La produccioacuten del campo a enero de 2014 es alrededor de 60000 BOPD1 A continuacioacuten en la tabla 1 se muestra un resumen detallado de la produccioacuten del campo Chichimene a enero de 2014 en ella se muestra el potencial de gas del campo barriles de agua y de petroacuteleo que el campo produce y la gravedad API de cada una de las troncales
Tabla 1 Resumen de Produccioacuten del Campo Chichimene a Enero de 2014
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En el plan quinquenal de pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo Chichimene se tiene previsto incrementar la produccioacuten de gas a traveacutes de rehabilitacioacuten de pozos gasiacuteferos como tambieacuten por la implementacioacuten de mejoras en la planta de tratamiento del campo A continuacioacuten en tabla 2 se observa el cronograma de produccioacuten incremental hasta el antildeo 2018 en el cual se puede ver que para el antildeo 2017 se tiene una produccioacuten de gas libre disponible para su uso cerca de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea
1 En el Anexo A se aprecia un resumen detallado de la Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en la Troncal Norte Como tambieacuten en el Anexo B se resume la Produccioacuten de crudo y gas de la Troncal Sur
FORMACIOacuteN K1-K2 25012 4037 20974 839 1055 0261 179 19
FORMACIOacuteN SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122 44
SUBTOTAL NORTE 60549 27676 32874 543 3191 0115 139 63
PROMEDIO 961 439 522 51
FORMACIOacuteN K1-K2 364 210 154 423 0 0000 - 1
FORMACIOacuteN SF 34329 31720 2610 76 837 0026 - 73
SUBTOTAL SUR 34693 31930 2764 80 837 0026 74
PROMEDIO 469 431 37 11
TOTAL FORM K1-K2 25376 4247 21128 833 1055 0248 - 20
TOTAL FORM SF 69866 55359 14510 208 2973 0054 - 117
TOTAL ESTACIOacuteN 95242 59606 35638 374 4028 0068 137
PROMPOZO K1-K2 1269 212 1056 833 53 0248 -
PROMPOZO SF 597 473 124 208 25 0054 -
PROMPOZO ESTACIOacuteN 695 435 260 374 29 0068 -
No
POZOS
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTOTAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE
ENERO DE 2014
TRONCAL BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API
9
Tabla 2 Plan quinquenal para incremento de produccioacuten de gas campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En la ilustracioacuten 4 se ve el comportamiento de proyeccioacuten de las curvas de gas con una declinacioacuten del 1 anual sino hay maacutes produccioacuten incremental
Incremetal Total Incremetal Total Incremetal Total
I sem 2014 0 59606 0 4028 0 500
II sem 2014 19 59625 94 4122 307 807
Promedio antildeo
I sem 2015 0 59625 -654 3468 654 1461
II sem 2015 0 59625 -707 2761 707 2168
Promedio antildeo
I sem 2016 0 59625 -670 2091 670 2838
II sem 2016 32 59657 90 2181 510 3348
Promedio antildeo
I sem 2017 17 59674 125 2306 595 3943
II sem 2017 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
I sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
II sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
para aprovechar gas de anulares (pozos por definir)59674 2306 3943
59674
Ampliacioacuten y optimizacioacuten de la fase de separacioacuten de fluidos en
la planta de tratamiento
Optimizacioacuten fase de calentamiento y tanques de
almacenamiento de crudo en la planta de tratamiento En el
Segundo Semestre cantildeoneo de nuevas zonas productoras de
crudo y gas (dos pozos)
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
en tres pozos para aprovechar gas de anulares
BOPD GAS SOLUCION - Mpcd GAS LIBRE - Mpcd
4075
3115
2136
2306 3943
3093
1815
654
59625
59641
PROGRAMAFECHA
PLAN QUINQUENAL PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCION DE GAS CAMPO CHICHIMENE
59616
Reactivacioacuten de dos pozos que presentan alto corte de agua y gas
en el mes de julio y agosto
10
Ilustracioacuten 4 Curva de produccioacuten de gas libre y gas asociado
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE
El campo Chichimene se encuentra en jurisdiccioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta Este municipio se encuentra ubicado en la parte central de Colombia en la zona noroccidental del departamento del Meta Limita por el norte con el municipio de Villavicencio alinderado con el Riacuteo Negro o parte alta del Riacuteo Guayuriba al noroccidente con el municipio de Guayabetal departamento de Cundinamarca al oriente con el municipio de San Carlos de Guaroa al sur con el municipio de Castilla La Nueva al suroccidente con el municipio de Guamal y encierra por el occidente con el departamento de Cundinamarca En la ilustracioacuten 5 se muestra la ubicacioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta en el mapa general de Colombia
11
Ilustracioacuten 5 Ubicacioacuten del Municipio de Acaciacuteas
Fuente httpacacias-metagovcomapas_municipioshtml
El municipio de Acaciacuteas asiacute como parte del aacuterea rural cuenta con servicio de gas domiciliario el cual es suministrado por las empresas Madigas SA y Llanogas La cobertura de dicho servicio es del 80
El gas para este municipio es tomado del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Este gasoducto tambieacuten provee el gas a las ciudades de Villavicencio y Bogotaacute para las centrales termoeleacutectricas Ocoa y Termosuria y para varias poblaciones de los departamentos de Casanare Meta y Cundinamarca2
En la ilustracioacuten 6 se presenta la ubicacioacuten del gasoducto que pasa cerca al campo Chichimene
Es importante sentildealar que el campo Chichimene estariacutea a unos 40 Km de distancia para interconectarse con este sistema de transporte Las troncales que lo componen son
CusianandashApiay Longitud de 149 Km en tuberiacutea de 12rdquo y 10rdquo de diaacutemetro ApiayndashTermocoa Localizado en el Meta con longitud de 364 Km en tuberiacutea
de 6rdquo de diaacutemetro ApiayndashUsme Longitud de 122 Km en tuberiacutea de 6rdquo de diaacutemetro Gasoducto del Ariari Longitud de 601 Km en tuberiacutea de 3rdquo de diaacutemetro
2 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
12
Ilustracioacuten 6 Gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute
Fuente httpwwwtgicomcoindexphpesnuestra-operacionmapa-red-nacional-de-gasoductosgasoducto-cusiana-apiay-bogota
El departamento del Meta y especialmente el aacuterea de los yacimientos de Castilla-Chichimene en jurisdiccioacuten de los municipios de Castilla La Nueva y Acaciacuteas respectivamente son considerados por ECOPETROL como un aacuterea de produccioacuten actual de crudo ECOPETROL ha invertido 1081 millones US$ para llevar a cabo tres grandes proyectos que complementaraacuten la infraestructura actual que se posee en el Meta En la ilustracioacuten 7 se presenta los proyectos que tiene ECOPETROL para desarrollar en el departamento del Meta ademaacutes de un resumen de cada uno de ellos3
3 En el Anexo M se presenta las especificaciones del Proyecto Termo San Fernando que ECOPETROL desea implementar en el Departamento del Meta
13
Ilustracioacuten 7 Proyectos para el Departamento de Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
14
2 MARCO TEOacuteRICO
Este capiacutetulo hace referencia a la identificacioacuten de oportunidades que se tienen en Colombia para utilizar el gas natural para lo cual es necesario analizar el tipo de gas y con base en ello determinar el tratamiento que se debe realizar para llevarlo a condiciones de uso establecidos por la normatividad Colombiana
21 GAS NATURAL
El gas natural se conoce como una mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente de metano (alrededor de 70) la cual existe en los yacimientos en fase gaseosa o en solucioacuten y a condiciones atmosfeacutericas permanece en fase gaseosa Puede encontrarse mezclada con algunas impurezas que no son hidrocarburos tales como N2 CO2 entre otros
El gas natural ha sido el combustible que frente a otros ha presentado un crecimiento maacutes raacutepido en el consumo mundial debido a que posee diferentes tipos de aprovechamiento La industria del gas natural se enfoca en promover el cuidado del medio ambiente frente a otros combustibles En los yacimientos de petroacuteleo es posible encontrar gas el cual es conducido mediante gasoductos a grandes distancias o sino es comprimido para ser transportado por medio terrestre hasta los lugares de consumo
211 Tipos de Gas Natural
2111 Por su origen
Gas Asociado Se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite del yacimiento
Gas No Asociado Se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
2112 Por su composicioacuten
Gas Huacutemedo Mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso del gas natural formada por componentes maacutes pesados que CH4
Gas Seco Compuesta esencialmente por CH4 (alrededor de 94-99)
15
Gas Amargo Contiene derivados del azufre (aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros)
Gas Dulce Libre de derivados del azufre se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo
2113 Por su almacenamiento o procesamiento
Gas Natural Comprimido Gas seco almacenado a alta presioacuten en estado gaseoso
Gas Natural Licuado Compuesto mayormente de CH4 que ha sido licuado por compresioacuten y enfriado para facilitar su transporte y almacenamiento
212 Propiedades del Gas Natural
GOR Relacioacuten GasndashAceite la cual indica que tanto gas hay por cada barril de crudo a condiciones estaacutendar definitiva para conocer el tipo de crudo en un yacimiento
Poder Caloriacutefico A presioacuten constante es la cantidad de calor producido por
la combustioacuten completa de una unidad de volumen o de peso de un combustible a condiciones estaacutendar de tal manera que los productos salen tambieacuten a condiciones estaacutendar Puede encontrarse tanto poder caloriacutefico superior como tambieacuten inferior
Peso especiacutefico Relacioacuten existente entre una masa del gas y el volumen que ocupa en unas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura dadas
Densidad relativa Relacioacuten existente entre el peso especiacutefico con el del aire expresados ambos en las mismas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura
213 Impacto Medio Ambiental
El gas natural es el combustible foacutesil con menor impacto medioambiental en las etapas de extraccioacuten transformacioacuten transporte y utilizacioacuten
16
El uacutenico impacto en la fase de extraccioacuten es que el gas natural se encuentra unido a los yacimientos de petroacuteleo
De otra manera su transformacioacuten es miacutenima limitaacutendose a una fase de purificacioacuten y en algunos casos eliminacioacuten de componentes pesados sin la emisioacuten de efluentes o produccioacuten de escorias
Las consecuencias atmosfeacutericas del uso del gas natural son menores que las de otros combustibles por razones como
La menor cantidad de residuos producidos en la combustioacuten permite su uso como fuente de energiacutea directa en los procesos productivos o en el sector terciario evitando procesos de transformacioacuten como los de plantas de refino del crudo
La misma pureza del combustible lo hace apropiado para su empleo con tecnologiacuteas maacutes eficientes generacioacuten eleacutectrica produccioacuten simultaacutenea de calor y electricidad por medio de sistemas de cogeneracioacuten
Se puede emplear como combustible vehicular permitiendo la calidad medioambiental en las ciudades
Menores emisiones de gases contaminantes (SO2 CO2 NOX CH4) por unidad de energiacutea producida
Menor impacto medioambiental en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles lo cual contribuye a reducir la emisioacuten de GEI
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA
Desde 1970 hasta 1990 la utilizacioacuten de gas natural crecioacute un 87 en el mundo y actualmente representa la cuarta parte del consumo energeacutetico mundial La creciente explotacioacuten de los yacimientos de gas natural ha ido desplazando otras fuentes de energiacutea en todos los sectores de manera que su consumo se incrementa antildeo tras antildeo En la siguiente graacutefica se observa la gran expansioacuten de las energiacuteas renovables a partir del antildeo 2010 se muestra que ademaacutes de ellas se seguiraacute manteniendo el uso de fuentes de energiacutea como el gas agua y energiacutea nuclear Siendo el gas un recurso energeacutetico que mantendraacute su volumen de consumo hasta el antildeo 2030 En la ilustracioacuten 8 se muestra el pronoacutestico del consumo energeacutetico mundial y como el gas natural se mantendraacute hasta el antildeo 2030
17
Ilustracioacuten 8 Pronoacutestico de consumo energeacutetico mundial a partir de diferentes fuentes de energiacutea
Fuentehttpwwwenergysiemenscomhqpoolhqpower-generationpower-plantsgas-fired-power-plantscombined-cycle-powerplantsFlexible_future_for_combined_cycle_USpdf
Lo anterior demuestra que el uso del gas natural en el mundo permaneceraacute por mucho tiempo lo que lo convierte en un negocio importante y estrateacutegico para los paiacuteses que lo producen A continuacioacuten se muestra un breve resumen de la actividad exploratoria balance de reservas produccioacuten infraestructura y consumos de gas en Colombia
221 Balance de la actividad exploratoria
A finales de 2012 se llevoacute a cabo por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos la Ronda Colombia 2012 con resultados no muy favorables donde se asignaron 49 de los 115 bloques que se ofrecieron (43) cifra que resulta muy positiva siacute se tiene en cuenta que el promedio que suele presentarse en las rondas petroleras del mundo es de 30 No obstante de los 31 bloques ofrecidos para explotacioacuten de hidrocarburos no convencionales (shale gas e hidratos de metano) que se ofrecieron soacutelo se adjudicaron 5 para un 16 Se observa a partir del antildeo 2010 cuando se alcanzoacute el maacuteximo del periacuteodo 2008ndash2012 en Km equivalentes de siacutesmica una creciente disminucioacuten en esta importante actividad exploratoria
Colombia debe tratar de revertir esta situacioacuten ya que este es el primer eslaboacuten en la cadena exploratoria en la cual el sector gas y en general el paiacutes entero tienen puestas grandes expectativas para solucionar posibles desabastecimientos
18
en el mediano plazo El maacuteximo histoacuterico en Km equivalentes de siacutesmica fue de 26491 en el antildeo 2006 En la tabla 3 se observa el balance de exploracioacuten para el periacuteodo 2008-2012
Tabla 3 Balance de la actividad exploratoria
Fuente ANH
222 Balance de reservas
Al hacer un comparativo de las reservas totales de gas natural del paiacutes entre 2008 y 2012 se nota una leve disminucioacuten de 247 Gpc obtenieacutendose una reposicioacuten de reservas de 94 siacute se tiene en cuenta que la produccioacuten en los uacuteltimos 4 antildeos fue de 4513 Gpc Al analizar la composicioacuten de estas reservas totales se observa una reclasificacioacuten de ellas ya que un poco maacutes de 50 que se encontraban clasificadas como probables y posibles aparecen a 2012 catalogadas como probadas
De acuerdo con los estudios de estimacioacuten de recursos de gas adelantados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos las cuencas que podriacutean tener mayor prospectividad para yacimientos de gas libre son La Guajira La Guajira Off-shore Valle Inferior del Magdalena Catatumbo Cesar-Rancheriacutea Sinuacute-San Jacinto y Sinuacute Off-shore y gas asociado en cordillera oriental y el borde occidental de la cuenca de los llanos orientales En la tabla 4 se observa el comportamiento de las reservas durante el periacuteodo 2008-20124
4 En el Anexo G se muestra las reservas mundiales probadas de gas natural
19
Tabla 4 Distribucioacuten de reservas de gas natural en Gpc
Fuente ECOPETROL UPME
223 Balance de produccioacuten
En la tabla 5 se muestra el balance de produccioacuten para el periacuteodo 2008-2012 donde se ve una disminucioacuten de la produccioacuten de gas en la Cuenca de los Llanos Orientales representada en sus grandes campos Cusiana Cupiagua y Pauto la cual no debe ser vista como una situacioacuten adversa para el sector gas debido a que estaacute motivada por una mayor reinyeccioacuten de gas para incrementar la produccioacuten en los campos petroliacuteferos Para el segundo semestre de 2013 ECOPETROL espera poner en funcionamiento la planta de gas de Cupiagua la cual inicialmente tendraacute una capacidad de 140 MSCFD y una proyeccioacuten final de 210 MSCFD
Tabla 5 Produccioacuten fiscalizada en Gpc
Fuente Acipet MinMinas
20
En la tabla 6 se observa 30 de los 271 campos productores de gas en el paiacutes los cuales tienen un potencial de 3 MMMSCFD El departamento de Casanare y la Guajira son los que tienen los campos con mayor produccioacuten de gas en el paiacutes
Tabla 6 Campos productores de gas natural en MMSCFD 2012
Fuente MinMinas
224 Suministro de gas
El contrato firmado en 2007 con PDVSA estableciacutea que las exportaciones de gas Colombiano a Venezuela iriacutean hasta enero de 2012 y un mes despueacutes PDVSA exportariacutea gas a Colombia hasta diciembre de 2027 Sin embargo por atrasos en la infraestructura de transporte venezolana estas fechas fueron pospuestas por lo que Colombia seguiraacute exportando gas a Venezuela hasta junio de 2014 y las exportaciones de Venezuela hacia Colombia comenzariacutean en septiembre de ese
21
mismo antildeo Los compromisos contractuales de ECOPETROL con PDVSA para el 2014 eran de 100 MMSCFD sin embargo se estaacuten exportando 150 MMSCFD
En el periacuteodo en estudio La Guajira continuoacute siendo el soporte de maacutes del 50 del suministro de gas natural en Colombia (incluyendo el gas exportado) se incrementoacute en 163 MSCFD el suministro de los campos de los Llanos Orientales se consolidoacute la produccioacuten de La Creciente y se inicioacute en firme el suministro de gas natural del campo Gibraltar en el nororiente colombiano En la tabla 7 se observa el comportamiento del suministro de gas natural para el periacuteodo 2008-2012 el cual crecioacute durante este periacuteodo en un 30
Tabla 7 Suministro de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME Concentra
225 Volumen de gas por gasoductos
El maacuteximo volumen transportado de gas natural en Colombia se registroacute en 2010
como consecuencia del incremento en el consumo de este combustible por parte
del sector termoeleacutectrico a causa del fenoacutemeno del nintildeo El mayor crecimiento
promedio anual en el volumen transportado por empresa en este periacuteodo lo
obtuvo Transoriente (28) motivado por la puesta en marcha en 2012 del nuevo
gasoducto Gibraltar ndash Bucaramanga En la tabla 8 se muestra los voluacutemenes de
gas transportado por los gasoductos de Colombia de 2008 a 20125
5 En el Anexo F se muestra una imagen del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural en Colombia
22
Tabla 8 Voluacutemenes de gas transportado en MMSCFD
Fuente Promigas
226 Red de gasoductos
En este periacuteodo la red de gasoductos del paiacutes incrementoacute en 802 Km destacaacutendose las construcciones de los gasoductos Gibraltar-Bucaramanga (176 Km-Transoriente) Cali-Popayaacuten (117 Km-Progasur) Sardinata-Cuacutecuta (68 Km-Progasur) y Gasoducto Ramal a Oriente (40 Km-Transmetano) para un total en estos cuatro tramos de 401 Km Adicionalmente TGI (181 Km) y Promigas (179 Km) continuaron incrementando su red de gasoductos a traveacutes de un mayor cubrimiento de sus gasoductos regionales y con la construccioacuten de gasoductos alternos en sus gasoductos troncales En la tabla 9 se muestra la longitud en el Sistema Nacional de Transporte que tiene cada una de las empresas
23
Tabla 9 Longitud del Sistema Nacional de Transporte en Km
Fuente Resoluciones CREG Promigas () Los Km de gasoducto TGI incluye los Km de gasoducto de Transcogas
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten
El nuacutemero de usuarios residenciales anillados y conectados a gas natural en todo el paiacutes se incrementoacute durante este periacuteodo motivo por el cual la cobertura efectiva del servicio de gas natural incrementoacute en 6 pasando de 71 en 2008 a 77 en 2012 Actualmente la cobertura es de 8rsquo729000 usuarios
El crecimiento de los usuarios conectados entre 2008 y 2012 se presentoacute en todas sus clasificaciones maacutes de 1rsquo600000 usuarios residenciales 38500 usuarios comerciales y 744 nuevas industrias
La meta establecida por el actual gobierno de conectar 785000 familias durante 2010ndash2014 fue alcanzada en los primeros dos antildeos con un poco maacutes de 900000 familias
En el marco del congreso Naturgas 2013 el gobierno propuso al sector gas la meta de alcanzar en el transcurso de un antildeo 900 poblaciones atendidas y 1rsquo000000 de familias conectadas con gas natural para los 3 primeros antildeos (2010ndash2013) No obstante para ello es necesario seguir trabajando en poliacuteticas que incentiven aspectos fundamentales tales como la continuidad en la construccioacuten de gasoductos regionales y el subsidio de conexiones a los usuarios de menores ingresos a traveacutes de los fondos destinados para ello (FECF y SGR) En la tabla 10 se muestra la cobertura de gas natural en el paiacutes de 2008 a 2012 y su variacioacuten a lo largo de estos antildeos
24
Tabla 10 Cobertura del gas natural
Fuente MinMinas
Antioquia fue el departamento con el mayor nuacutemero de nuevos usuarios conectados a gas natural entre 2008 y 2012 con una cifra muy cercana a los 330000 usuarios seguido por Bogotaacute con un poco maacutes de 255000 y Valle del Cauca con 215000
En el periacuteodo el gas natural llegoacute a 3 nuevos departamentos Caquetaacute (2009) Guaviare (2010) y Putumayo (2012) cubriendo asiacute 24 de los 32 departamentos que conforman el paiacutes Entre los 8 departamentos que no cuentan con ninguacuten municipio conectado a gas natural estaacuten Chocoacute y Narintildeo en el Paciacutefico Arauca Vichada y Guainiacutea en los Llanos Orientales Vaupeacutes y Amazonas en la Amazoniacutea Colombiana y San Andreacutes y Providencia en la regioacuten insular del paiacutes En la tabla 11 se muestra la cantidad de usuarios con gas natural a lo largo del paiacutes durante el periacuteodo 2008 a 2012
25
Tabla 11 Usuarios de gas natural
Fuente MinMinas
228 Demanda de gas
Durante 2009 la demanda del sector industrial sufrioacute una disminucioacuten principalmente como consecuencia de la sustitucioacuten del gas natural por carboacuten en gran parte de la industria cementera
Bajo condiciones climaacuteticas normales el sector industrial y comercial es el mayor consumidor de gas natural en el paiacutes solo ante la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo como el observado durante gran parte de 2009-2010 este sector declina esta condicioacuten ante el sector eleacutectrico
La demanda nacional de gas natural en 2012 fue de 856 MSCFD uacutenicamente es superada por la que se presentoacute en 2010 que fue de 861 MSCFD esta uacuteltima
26
afectada por el fenoacutemeno del nintildeo y por ende por un mayor consumo del sector eleacutectrico Por lo anterior se puede afirmar que 2012 fue un gran antildeo de consumos para el sector gas donde solo se advirtioacute una miacutenima disminucioacuten en las cifras de GNV Se muestra en la tabla 12 la demanda de gas natural por sectores en regiones del paiacutes
Tabla 12 Demanda de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME SUI () Se adicionaron los consumos de ECOPETROL
229 Precios del gas
Entre las principales distribuidoras del paiacutes analizadas durante 2012 la tarifa maacutes alta de gas natural fue la de Gases del Oriente motivada por tener el mayor componente de suministro ya que supliacutea la ausencia de gas natural con aire propanado
En la actualidad Gases del Oriente atiende la ciudad de Cuacutecuta y otros municipios de Norte de Santander con gas extraiacutedo del campo Sardinata y procesado en la nueva planta de Tibuacute puesta en marcha por ECOPETROL a comienzos de
27
octubre de 2012 ademaacutes de utilizar para ello el nuevo gasoducto Sardinata-Cuacutecuta propiedad de Progasur Por esta razoacuten las tarifas de 2013 de esta distribuidora se encuentran muy cercanas a las del resto del paiacutes En la tabla 13 se muestra los diferentes componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en Colombia
Tabla 13 Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en $m3
Fuente SSPD SUI () Para los componentes presentados se tomoacute como referencia el mercado relevante
maacutes representativo
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL
Consiste en eliminar las impurezas que trae el gas natural como H2O CO2 y H2S Algunos de los componentes que trae el gas natural antes de ser procesado son CH4 H2O H2S CO2 N2 pentanos butano propano y etano
El gas natural debe acondicionarse para poder cumplir con los estaacutendares de calidad especificados por la CREG la cual es conocida como la entidad reguladora de energiacutea y gas en Colombia su principal objetivo es lograr que servicios como energiacutea eleacutectrica gas natural gas licuado de petroacuteleo se preste a
28
la mayor cantidad de personas a un menor costo con el fin de garantizar calidad cobertura y expansioacuten para sus usuarios Seguacuten la resolucioacuten de la CREG 071 de 1999 se muestra en la tabla 14 que pautas debe tener el gas natural para poder ser utilizado
Tabla 14 Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Fuente CREG
ESPECIFICACIONES SISTEMA
INTERNACIONAL
SISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a
Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en
estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de
CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
29
Algunos problemas que se pueden tener por la presencia de los siguientes compuestos en el gas natural son
H2S toxicidad del H2S corrosioacuten por presencia de H2S y CO2 ademaacutes en la combustioacuten se puede formar SO2 (altamente toacutexico y corrosivo)
CO2 problemas en el proceso de licuefaccioacuten (almacenamiento) ademaacutes de la disminucioacuten del poder caloriacutefico
Vapor de agua a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas se pueden formar hidratos de metano los cuales pueden obstruir los gasoductos ademaacutes puede formar soluciones aacutecidas en presencia de compuestos como CO2 y H2S
En la ilustracioacuten 9 podemos ver las diferentes etapas que se requieren en el proceso de tratamiento del gas natural y dependiendo del tipo de gas se va transformando hasta obtener un gas natural tratado a condiciones CREG separado de unos productos finales como son el etileno propileno gasolinas naturales entre otros
30
Ilustracioacuten 9 Etapas de Tratamiento para el Gas Natural
Fuente httpprofesoresfi-unammxI3profCarpeta20energEDa20y20ambienteGas20Naturalpdf
31
A continuacioacuten se explica cada una de las etapas de tratamiento requeridas para que el gas del sistema de recoleccioacuten del campo cumpla con condiciones CREG
La primera etapa del proceso consiste en la separacioacuten del crudo y el gas si este viene como gas asociado o no asociado En el caso de ser un gas asociado se puede tener un gas amargo (debido a que puede traer en su contenido parte de CO2 H2S) Si el gas viene no asociado al crudo puede presentarse como gas amargo (con contenido de CO2 H2S) gas huacutemedo dulce (con presencia de hidrocarburos liacutequidos) o gas seco (apto para venta u otros usos)
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural
Proceso para eliminar compuestos aacutecidos se limpia el gas mediante la remocioacuten de H2S y CO2 principalmente Existen procesos para desacidificar el gas natural como el Proceso de torres de absorcioacuten con aminas Proceso Benfield Proceso Scot entre otros
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural
Esta etapa tiene como finalidad remover el H2S CO2 mediante una torre de absorcioacuten con soluciones acuosas de aminas que pueden ser DEA (dietanolamina) MEA (monoetanolamina) MDEA (metildietilnolamina) DIPA (diisopropanolamina) la cual ingresa a la torre de absorcioacuten por la parte superior y cae por gravedad el gas ingresa por la parte inferior ascendiendo para encontrarse con la amina que cae cuando entran en contacto el H2S y CO2 son absorbidos por la fase liacutequida de la amina En la parte superior de la torre sale el gas despojado de esas dos sustancias donde finalmente el gas de salida es gas huacutemedo dulce y por la parte inferior sale la amina rica con el material absorbido Existen otros procesos para endulzamiento como el Proceso Clauss Euro Clauss BSR Selectox entre otros
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural
Consiste en la remocioacuten del vapor de agua presente en el gas ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte debido a la formacioacuten de hidratos de metano soacutelidos Dicha remocioacuten se realiza mediante absorcioacuten con TEG (trietilenglicol) en la que el glicol captura al agua y permite la salida del gas seco Una vez obtenido el gas seco se procede a la compresioacuten para obtener las condiciones establecidas por la GREG y finalmente poderlo entregar a la red
32
nacional de transporte por gasoducto mediante procesos como Criogeacutenico Turboexpander o Refrigeracioacuten Simple
Por otra parte existe el proceso de fraccionamiento el cual consiste en la separacioacuten de hidrocarburos liacutequidos para obtencioacuten de productos finales como etileno propileno entre otros En el estudio del gas Chichimene la cantidad de gas manejada resulta ser baja y por ende la cantidad de hidrocarburos liacutequidos es miacutenima para separarlos y obtener productos siacute la cantidad de hidrocarburos liacutequidos fuera mayor se podriacutea realizar mediante proceso de Destilacioacuten Fraccionada Despueacutes de tratado el gas se tiene un gas apto para venta con condiciones CREG para poder ser enviado al Sistema Nacional de Transporte o para ser usado como combustible en alguacuten proceso
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL
El gas natural es considerado de los combustibles foacutesiles como el maacutes limpio debido a su composicioacuten quiacutemica ya que principalmente produce CO2 y vapor de agua lo cual conlleva a emisiones de CO2 mucho menores que el petroacuteleo (alrededor de 25 a 30) Su uso principal es como combustible para proporcionar calor impulsar turbinas que producen electricidad o mover motores
Para todas las alternativas planteadas es necesario llevar el gas a condiciones establecidas por la CREG por lo que es obligatorio realizar un tratamiento previo al gas natural con el fin de eliminar hidrocarburos liacutequidos vapor de agua y CO2
6
En la tabla 15 se muestra las condiciones establecidas por la CREG y las correspondientes al gas de Chichimene Los iacutetems sentildealados son aquellos que se requieren tratar debido a que la CREG exige que el gas se encuentre seco libre de CO2 e hidrocarburos liacutequidos siacute se remueven el poder caloriacutefico del gas disminuye
6 En el Anexo M se puede ver detalladamente el Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
33
Tabla 15 Condiciones Requeridas por la CREG
Fuente Resolucioacuten CREG 071 de 1999
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Valores Actuales
en Campo
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos56
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2 12965
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3 22067
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5 152
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 01 01 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc0 mgm3
40 degC
10742 MJm3
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREGMUESTRAS DEL
PROCESO DE
RECOLECCIOacuteNRes CREG 071 de 1999
ANALISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENECAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones
Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 nitroacutegeno y
oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
34
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica
Utilizado en centrales termoeleacutectricas para generacioacuten eleacutectrica En Colombia debido a que existe eacutepocas del fenoacutemeno del nintildeo y debido a ello disminuyen las caudales de agua en todo el paiacutes comienzan las centrales hidroeleacutectricas a reducir su nivel de produccioacuten de energiacutea es por eso que las centrales termoeleacutectricas cumplen esta funcioacuten y son las que en ese tiempo despachan su energiacutea a nivel paiacutes Entre las centrales termoeleacutectricas existe la convencional la central de ciclo combinado y la cogeneracioacuten
La central termoeleacutectrica convencional a gas es una instalacioacuten usada para la generacioacuten de energiacutea a partir de la energiacutea liberada en forma de calor mediante la combustioacuten de gas natural (combustible foacutesil) En la ilustracioacuten 10 se aprecia un esquema general de una planta termoeleacutectrica a gas
Ilustracioacuten 10 Central teacutermica convencional a gas
Fuente httpwwwfullquimicacom201304centrales-convencionales-gashtml
35
Por otro lado existe la central de ciclo combinado la cual se basa en la produccioacuten de energiacutea a traveacutes de diferentes ciclos una turbina de gas y una turbina de vapor El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro mediante el uso de una caldera HRSG (Heat Recovery Steam Generator) de manera que los gases calientes de escape del ciclo de turbinas de gas entregan la energiacutea necesaria para el funcionamiento del ciclo de vapor acoplado La energiacutea obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada ademaacutes de la generacioacuten eleacutectrica para calefaccioacuten a distancia y para la obtencioacuten de vapor de proceso Algunas de las ventajas son
Sustituir una central teacutermica de ciclo combinado por una de carboacuten o diesel contribuye a la reduccioacuten de GEI
Consume un 35 menos de combustible foacutesil que las convencionales lo cual ayuda a reducir emisiones de CO2 a la atmoacutesfera
La emisioacuten unitaria por KWh producido a traveacutes de plantas de ciclo combinado es menor y sus emisiones de dioacutexido de azufre son despreciables a comparacioacuten con una central de carboacuten o diesel
Tiempo de construccioacuten aproximadamente 30 menor que una planta con carboacuten
Se utiliza menor cantidad de agua en el proceso ya que solo se requiere agua para el ciclo de vapor lo que una central de ciclo combinado con gas natural necesita 13 del agua que se precisa en un ciclo simple de fuel o carboacuten
En la ilustracioacuten 11 se muestra un esquema general del funcionamiento de una central de ciclo combinado
Ilustracioacuten 11 Esquema general de una Central Ciclo Combinado
Fuente httpwwwslidesharenetgbermudezguia-n-3-centrales-trmicas-de-gas
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Finalmente se encuentra la cogeneracioacuten la cual consiste en la produccioacuten simultaacutenea de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica utilizando un uacutenico combustible El calor producido sirve para calefaccioacuten y aire acondicionado o para calentar agua sanitaria la electricidad se utiliza o se enviacutea a la red eleacutectrica general Normalmente su ubicacioacuten es cercana a los consumidores con lo cual las peacuterdidas por distribucioacuten son menores que las de una central eleacutectrica y un generador de calor convencional Su rendimiento eleacutectrico depende de la tecnologiacutea utilizada pero oscila entre el 30-40 mientras que el rendimiento teacutermico estaacute alrededor del 55 En la ilustracioacuten 12 se muestra un esquema general de proceso de cogeneracioacuten
Ilustracioacuten 12 Proceso General de una Planta de Cogeneracioacuten
Fuente httpwwwred-calefaccion-lilleveoliaenvironnementcomtecnologiascogeneracionaspx
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo
Utilizado como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming y en campos productores para calentamiento de fluidos y tuberiacuteas En la ilustracioacuten 13 se detalla los productos petroquiacutemicos que se pueden obtener en plantas de petroacuteleo a partir del gas natural
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Ilustracioacuten 13 Productos Petroquiacutemicos obtenidos a partir de Gas Natural
Fuente Autora
243 Gas natural para la industria
El gas natural tiene diversas aplicaciones debido a que ofrece grandes ventajas en procesos donde se requiere de ambientes limpios procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia En industrias quiacutemicas se considera como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming ademaacutes facilita la utilizacioacuten del gas natural con mezcla variable de otros gases residuales disponibles en la industria gracias a la ductibilidad de los quemadores
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244 Gas natural para uso vehicular
Es considerado combustible sustituto de la gasolina El gas natural comprimido es una mezcla de gases que resulta ser econoacutemico y ambientalmente limpio ademaacutes de ser considerado una alternativa para sustitucioacuten de combustibles liacutequidos Es utilizado por vehiacuteculos como gas natural comprimido o como gas natural licuado y se compone generalmente de CH4 Algunas de sus ventajas son ahorro superior al 50 del costo frente a la gasolina recuperacioacuten promedio de la inversioacuten de conversioacuten desempentildeo similar y comparable a la gasolina y otros combustibles reduccioacuten de costos de mantenimiento al ser un sistema de combustioacuten maacutes limpio y ademaacutes como combustible disminuye la emisioacuten de gases contaminantes como CO hidrocarburos y CO2 respecto a los emitidos con la gasolina y demaacutes combustibles
245 Gas natural para uso domeacutestico
El gas natural ha desplazado a combustibles como el queroseno carboacuten gasolina que han sido empleados en las labores de los hogares dado su costo y bajas emisiones de GEI Ademaacutes es un combustible que brinda mayor seguridad en su manipulacioacuten debido a que llega hasta el punto de consumo por tuberiacuteas a baja presioacuten Algunas de sus ventajas son faacutecil instalacioacuten suministro continuo combustioacuten no contaminante econoacutemico respecto a otros combustibles similares y finalmente conservacioacuten de aparatos que funcionan con gas natural debido a que no requieren de mucho mantenimiento Sus aplicaciones principales son para alimentos debido a que es la mejor alternativa frente a otros combustibles Calefaccioacuten ya que permite calentar ambientes de hogares o locales y calentamiento de agua mediante calentadores a gas natural los cuales producen agua al instante y a bajo costo
246 Gas natural para trigeneracioacuten
Surge debido a necesidades de calefaccioacuten agua caliente pero tambieacuten cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Los nuevos equipos a gas natural permiten obtener friacuteo ya sea mediante el sistema de compresioacuten o a traveacutes del proceso de absorcioacuten Aunque los equipos de compresioacuten son muy eficientes los equipos de absorcioacuten son considerados como la opcioacuten maacutes ecoloacutegica para los sistemas de climatizacioacuten y refrigeracioacuten Combinando la tecnologiacutea de cogeneracioacuten con la de
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absorcioacuten se puede climatizar con un ahorro energeacutetico considerable Esta maacutequina opera pasando el calor de una fuente friacutea a otra caliente Esto se debe al hecho de que la bomba de calor no soacutelo aprovecha la energiacutea contenida en el gas sino tambieacuten la ambiental por lo que proporciona maacutes energiacutea de la que consume Algunas de sus ventajas son reduccioacuten de emisiones de GEI disminucioacuten de peacuterdidas en el sistema eleacutectrico aumento de la competitividad industrial y finalmente la promocioacuten de PyMES en construccioacuten y operacioacuten de plantas de trigeneracioacuten
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving
Las plantas Peak Shaving (En ingleacutes afeitando picos) pueden ser utilizadas como centros de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) para exportarlo para suplir demandas pico de gas en aacutereas de gran demanda o como almacenamiento de gas natural in situ con el fin de brindar confiabilidad al Sistema Nacional de Transporte de gas natural
Son plantas de almacenamiento criogeacutenico que surgieron como respuesta a la necesidad de garantizar con importantes reservas de gas natural licuado el abastecimiento de redes de gas natural Son usadas para el abastecimiento de gas durante los periacuteodos de demanda maacutexima ya que fueron concebidas para afrontar los picos de consumo en aquellos sistemas con alta incidencia de clientes residenciales e industriales
Esta planta reduce la necesidad de disponer de capacidad de transporte desde las zonas de produccioacuten de gas y con ello la sobredimensioacuten de los gasoductos involucrados que son utilizados en forma estacional (fenoacutemeno del nintildeo) es una alternativa eficaz para disminuir el costo total de ese transporte desde la produccioacuten hasta los centros de consumo con alta demanda
Se ubican estrateacutegicamente cerca a centros de consumo y generalmente lejanas de las zonas de produccioacuten gasiacutefera La planta requiere de mayor tiempo para licuar el gas y llenar los tanques de almacenamiento (aproximadamente 200-300 diacuteas) y para la vaporizacioacuten y entrega gas a las redes de distribucioacuten lo hace en pocos diacuteas (no maacutes de 20 diacuteas cada antildeo) La cadena de GNL lo conforman cinco agentes
Produccioacuten desde el campo productor hasta la planta de GNL incluyendo el procesamiento del gas y los gasoductos asociados
Licuefaccioacuten comprende el tratamiento del gas licuefaccioacuten recuperacioacuten de liacutequidos y condensados carga y almacenamiento de GNL
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Transporte siacute es para exportar el GNL viaja por barco desde la planta de licuefaccioacuten hasta la terminal de regasificacioacuten
Regasificacioacuten comprende la descarga almacenamiento regasificacioacuten e inyeccioacuten en ramales de distribucioacuten
Distribucioacuten a la salida de la planta de regasificacioacuten el gas es inyectado en el sistema de transporte y distribucioacuten para llegar a los usuarios finales
En la ilustracioacuten 14 se muestra el proceso general que debe tener una planta Peak Shaving Ilustracioacuten 14 Proceso General de una Planta Peak Shaving
Fuente Autora
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido El gas natural bajo las condiciones de temperatura normalmente utilizadas para su manipulacioacuten en el Sistema Nacional de Transporte de gas natural (1015 psi) se encuentra en estado gaseoso y moviliza una cierta cantidad de energiacutea por unidad de volumen Se podriacutea manipular maacutes energiacutea siacute se comprime el gas a mayor presioacuten En general cuando la demanda a atender es pequentildea y para ciertas condiciones de distancia de transporte los gasoductos pueden no ser la mejor opcioacuten de transporte desde el punto de vista econoacutemico En tal caso puede ser viable utilizar la teacutecnica del GNC para transportar el gas hasta el centro de consumo y luego distribuirlo a los usuarios a traveacutes de redes domiciliarias e industriales Mediante esta teacutecnica se aumenta la presioacuten del gas (3600 psi) en cilindros o tanques transportados por vehiacuteculos mantenieacutendolo en su estado gaseoso de tal forma que se incrementa la energiacutea por unidad de volumen reduciendo los costos unitarios de transporte
bullEliminacioacuten de CO2 H2O y separacioacuten de hidrocarburos pesados Tratamiento
bullEnfriamiento del gas durante 290 diacuteas Licuefaccioacuten
bullA bajas temperaturas se almacena en un tanque que mantiene la temperatura del GNL Almacenamiento
bullPor un sistema de bombas criogeacutenicas el gas es vaporizado a alta presioacuten lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una estacioacuten para adecuar las condiciones de presioacuten a las requeridas para inyeccioacuten a la red de distribucioacuten
Vaporizacioacuten
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El GNC (3600 psi) se transporta mediante cilindros de almacenamiento en camiones especialmente disentildeados y almacenados en cada localidad para ser luego introducidos a la red de distribucioacuten a una presioacuten de 58 psi Este sistema al igual que el suministro de GLP estaacute destinado al abastecimiento de gas natural para consumo residencial industrial y GNV en pequentildeas localidades y alejadas de un gasoducto Este sistema optimiza en forma integral lo teacutecnico y lo comercial Es un proyecto innovador de distribucioacuten de gas de bajo costo para consumo en pequentildeas y medianas poblaciones en la que no es rentable el abastecimiento mediante la instalacioacuten de un gasoducto troncal desde los yacimientos En la ilustracioacuten 15 se muestra en resumen la cadena del GNC
Ilustracioacuten 15 Cadena del GNC
Fuente httpgncenergiaperucom
La cadena de valor de GNC la conforman tres agentes
Compresioacuten se toma el gas natural del campo de produccioacuten (de un gasoducto de transporte o una red de distribucioacuten) y mediante compresores se aumenta la presioacuten del gas y se almacena en cilindros o tanques disentildeados para el caso La presioacuten maacutexima utilizada para el gas comprimido es de 3600 psi
Transporte y almacenamiento por medio de tubos ciliacutendricos con GNC a alta presioacuten se transporta en vehiacuteculos por carretera o viacutea fluvial hasta una planta de descarga emplazada en las inmediaciones de la localidad y se almacena En general los camiones de 12 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 5 moacutedulos de almacenamiento de 300 m3 (en total 1500 m3 de gas natural) mientras que los camiones articulados de 40 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 18 moacutedulos de almacenamiento (en total 5400 m3 de gas natural)
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Descompresioacuten utilizando vaacutelvulas para expandir el gas se reduce la presioacuten y se inyecta el gas a las redes de distribucioacuten para llevarlo a los usuarios finales
Con base en lo anterior se observa que en Colombia se consume aproximadamente el 33 del gas producido se exportan 150 MMSCFD a Venezuela y el restante se utiliza en la misma actividad de produccioacuten de hidrocarburos Asiacute mismo en Colombia no se almacena gas para cubrir demandas pico y el gran consumidor de este gas en su orden son sector eleacutectrico industrial - comercial y residencial Tambieacuten se determinoacute que el gas del campo Chichimene no cumple especificaciones para su uso lo cual requiere tratarse para disponerlo para venta o consumo en el mismo campo Por consiguiente en el siguiente capiacutetulo se describiraacute el tratamiento que se le debe realizar al gas ya que este es un gas no asociado amargo y huacutemedo debido al alto contenido de CO2 e hidrocarburos liacutequidos presentes
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3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
El campo Chichimene cuenta con un gas con alto contenido en metano (alrededor de 75) tal como se observa en la siguiente tabla Su composicioacuten se obtuvo mediante una cromatografiacutea tomada en un punto del sistema de recoleccioacuten de crudo del campo Chichimene la cantidad de gas en la etapa de recoleccioacuten actualmente es de 05 MMSCFD En la tabla 16 se muestra la cromatografiacutea del gas del campo Chichimene en la etapa de recoleccioacuten Tabla 16 Cromatografiacutea del gas Chichimene en etapa de recoleccioacuten
Fuente Departamento de Produccioacuten del Chichimene ECOPETROL
El gas de la etapa de recoleccioacuten del campo Chichimene debe tratarse y acondicionarse de acuerdo a las regulaciones de calidad del gas natural por la CREG por lo que es necesario implementar un tratamiento de gas del campo Para esto se propone en cada una de las etapas de tratamiento del gas tecnologiacuteas que presenten ventajas frente a otros procesos en las diferentes
COMPOSICIOacuteN FRACCIOacuteN MOLAR
Nitroacutegeno 0022067
CO2 012965
Metano 0747311
Etano 004463
Propano 0020076
n-Butano 0016541
i-Butano 0006041
n-Pentano 0003474
i-Pentano 0004346
n-Hexano 0003165
n-Heptano 0002043
n-Octano 0000657
TOTAL 1
Este gas cuenta con condiciones
de Presioacuten 30 psi Temperatura
104 degF
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etapas y asiacute se pueda cumplir las condiciones para entrega y uso posterior del gas
Por lo tanto en la etapa de desacidificacioacuten se trabaja con torres de absorcioacuten con amina DEA debido a que es un proceso de uso frecuente en plantas de tratamiento ademaacutes este proceso frente a procesos de adsorcioacuten y de membranas presenta ventajas En la adsorcioacuten se purifica el CO2 que se elimina y la utilizacioacuten de membranas requiere de altos costos e influye negativamente por la presencia de contaminantes como SOx NOx HCl
En cuanto a la amina empleada en este caso DEA presenta ventajas frente a aminas como MEA ya que no es corrosiva no genera formacioacuten de espuma ademaacutes esta amina posee mayor capacidad de absorcioacuten frente a la MEA y DIPA lo cual es ventajoso debido a que en esta primera etapa lo fundamental es eliminar el CO2 contenido en el gas que es un gran porcentaje (alrededor de 13)
Seguido de ello en la etapa de endulzamiento se propone el proceso con la amina DIPA debido a que es una amina utilizada comercialmente en los procesos de tratamiento de endulzamiento del gas natural es una amina secundaria que tiene gran capacidad para transportar gas aacutecido lo cual para este proceso es importante debido a que la amina DEA (del proceso anterior) y DIPA tienen contenido de azufre y mediante el uso de la amina DIPA se elimina este aacutecido sulfhiacutedrico de la corriente de gas La amina DIPA es una amina utilizada en el proceso SHELL ADIP y aunque su competencia en la remocioacuten de CO2 frente a otros procesos es difiacutecil siacute es maacutes eficiente que soluciones como DEA y MEA en la remocioacuten de H2S
Finalmente en la etapa de deshidratacioacuten se implementa una tecnologiacutea reciente ldquoDRIZO TEGrdquo con el fin de eliminar porcentaje de agua que se tiene actualmente en el gas de recoleccioacuten del campo el proceso DRIZO TEG cuenta con alta concentracioacuten de glicol lo que permite eliminar mayor porcentaje de agua que un proceso de deshidratacioacuten normal con glicol (aproximadamente 99998 en peso en lugar de lo tiacutepico 9995 en peso) Con maacutes de 60 plantas de tratamiento DRIZO demuestra ser el mejor proceso de deshidratacioacuten y ademaacutes por ser un proceso respetuoso con el medio ambiente con emisiones miacutenimas de CO2 y BTEX (benceno tolueno etilbenceno y xileno) requiere cantidad miacutenima de equipos y su costo es bajo Finalmente se lleva a compresioacuten para tener el gas de recoleccioacuten a condiciones fijadas por la CREG
En ninguno de los procesos se utiliza regeneracioacuten debido a que se requiere gran demanda de energiacutea De otro modo la etapa de fraccionamiento en el proceso no se lleva a cabo ya que el porcentaje de hidrocarburos liacutequidos es bajo y la ejecucioacuten de una etapa como el fraccionamiento implica inversiones econoacutemicas altas
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El sistema de tratamiento del gas de recoleccioacuten del campo se implementa mediante el software Aspen Plus V84 la cual es una herramienta para simular procesos de disentildeo conceptual de industrias quiacutemicas petroquiacutemicas refino de petroacuteleo procesamiento de gas y aceites generacioacuten de energiacutea entre otros Ademaacutes cuenta con herramientas de caacutelculos de costos y su interfaz es amigable
En la siguiente ilustracioacuten 16 se presenta el proceso general del tratamiento del gas del campo Chichimene con base en lo anteriormente mencionado
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Ilustracioacuten 16 Modelo de tratamiento para el gas de recoleccioacuten del Campo Chichimene
ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN
(Eliminacioacuten de CO2)
ETAPA II ENDULZAMIENTO (Eliminacioacuten de H2S y
CO2)
ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN
Y COMPRESIOacuteN (Eliminacioacuten de H2O y
Compresioacuten)
Torres de Absorcioacuten con
Amina DEA
Con Amina DIPA
DRIZO TEG Y Compresioacuten
GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo
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31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL
La primera etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten de CO2 y H2S En este caso el tipo de gas de trabajo no cuenta con contenido de H2S por lo tanto se procede simplemente a eliminar el CO2 Inicialmente el gas cuenta con unas condiciones de presioacuten y temperatura de 30 psi y 31315degK la planta de tratamiento trabaja a alta presioacuten por lo que es necesario comprimir el gas hasta lograr condiciones requeridas del proceso Posteriormente el gas de trabajo y la solucioacuten acuosa de amina (en este caso DEA) ingresan a una torre de absorcioacuten en la que entran en contacto el gas y la amina la cual se encarga de separar el CO2 del gas En esta etapa se logra remover el 10 del 13 de CO2 presente en el gas Este 10 pasa por una torre separadora en la cual se logra obtener un 5 de CO2 como producto para utilizar en procesos que requieran CO2 y el 5 restante sale como productos inertes del proceso El porcentaje de metano aumenta en un 13 pasando de 75 a 88 esta etapa incluye varios equipos como compresor enfriador bomba torre absorbedora torre separadora
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
La segunda etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten del CO2 que no se logroacute eliminar durante la primera etapa al igual que el H2S que ingresoacute en el gas debido a que la amina tiene un porcentaje bajo en ella El gas de trabajo ingresa a una torre de absorcioacuten en la que el gas entra en contacto con una solucioacuten acuosa de amina DIPA la cual es frecuentemente utilizada y es la que se encarga de remover en su totalidad el contenido de H2S reduce a un 18 el contenido de CO2 y aumenta de 88 de metano a 893 Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL
La tercera etapa consiste en la remocioacuten de H2O que se encuentra en el gas producto de los dos tratamientos anteriores ya que las aminas vienen en solucioacuten acuosa y una parte de esa agua queda internamente en el flujo de gas de trabajo que se estaacute tratando Es fundamental eliminar el vapor de agua ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte del gas por la posible formacioacuten de hidratos de metano soacutelido En el proceso de deshidratacioacuten el gas ingresa a una torre de absorcioacuten en la que entra en contacto con una solucioacuten de glicol (TEG) debido a que es una opcioacuten de deshidratacioacuten econoacutemica la cual se encarga de remover la totalidad del vapor de agua obteniendo un gas totalmente
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seco y con 96 de metano Debido a la alta eficiencia de esta etapa no fue necesario simular una planta de fraccionamiento para aumentar la pureza del metano ya que la condicioacuten de salida del gas se encuentra bajo las condiciones requeridas por la CREG y debido a que la presioacuten final en la etapa de deshidratacioacuten es la uacutenica que no se encuentra dentro de los estaacutendares de la CREG se implementa un compresor que entregue el gas a 1200 psia Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora compresor intercambiador de calor
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En la tabla 17 se muestra las condiciones iniciales y finales de la simulacioacuten del tratamiento del gas
Tabla 17Condiciones y Composiciones de Etapas de Tratamiento para Gas de Recoleccioacuten Chichimene
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo Grupo de Simulacioacuten Produccioacuten y Uso de Combustibles UNAB
Gas Actual Sist
RecoleccioacutenGas Out - Etapa 1 Gas In - Etapa 2 Gas Out - Etapa 2 Gas In - Etapa 3 Gas Final Tratado
DEA DIPA TEG 000 000 000 000 000 000
H2O 000 180E-03 180E-03 363E-03 200E-03 4 PPM
CO2 130E-01 343E-09 343E-09 579E-09 000 000
H2S 000 357E-07 357E-07 749E-07 285PPB 000
N2 002 003 003 003 003 003
CH4 075 088 088 088 089 096
C2H6 004 006 006 006 006 001
C3H8 002 003 003 003 003 158 PPM
Flujo total (MMSCFD) 05 031 031 0302 0302 0235
Temperatura (degK) 31315 31135 3115 32556 30259 31315
Presioacuten (Psig) 30 900 900 900 900 11853
VALORES
ETAPA 2 ENDULZAMIENTO CON
AMINA DIPA
ETAPA 3 DESHIDRATACIOacuteN DRIZO
TEG Y COMPRESIOacuteN
Nota Cada uno de los componentes mencionados se encuentran en Fraccioacuten Molar
ETAPA 1 DESACIDIFICACIOacuteN CON
TORRES DE ABSORCIOacuteN
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A continuacioacuten se muestra en la tabla 18 el comparativo de las caracteriacutesticas fijadas por la CREG y las obtenidas despueacutes del proceso de tratamiento del gas del campo Chichimene
Tabla 18 Condiciones de calidad de gas natural CREG Vs Condiciones finales con tratamiento de gas en Aspen Plus
Fuente Autora
Especificaciones de Calidad del Gas Natural
establecidas por la CREG
VALORES EXIGIDOS POR
CREG
GAS DESPUEacuteS DEL
TRATAMIENTO
ESPECIFICACIONES Valores S Internacional Valores Finales del Gas
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 0
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen (nota 3) 5 3
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3 0 mgm3
Res CREG 071 de 1999
3646 MJm3
40 degC
ANAacuteLISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE CON
PLANTA DE TRATAMIENTO
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado l iacutequido
Nota 3 Se cons idera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 ni troacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
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34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
Mediante el software Aspen Plus V84 fue posible determinar costos relativos a la inversioacuten como tambieacuten los costos de los equipos principales Esta corrida se realizoacute con base en los siguientes datos que se pueden ver en la tabla 19
Tabla 19 Bases de Caacutelculo Planta de Tratamiento de gas ndash Escenario (P50)
Fuente Aspen Plus V84
En la tabla 20 se relaciona el valor de la inversioacuten en equipos costos directos por el montaje e instalaciones costos asociados por el servicio llave en mano impuestos y renta presuntiva de las inversiones para el escenario de produccioacuten de gas (P50) y (P90) Para efectos de anaacutelisis financiero se tomaraacute el escenario (P50) el cual en el antildeo 2007 alcanza un volumen de 4 MMSCFD y su proyeccioacuten de produccioacuten a partir de este antildeo se calcularaacute con base en la curva de declinacioacuten del gas (ver la ilustracioacuten 4)
Gravedad especiacutefica del gas 07 grL
Horas de operacioacuten por antildeo 8760 h
Vida uacutetil del proyecto 20 antildeos
Modelo de depreciacioacuten Liacutenea recta
Valor de salvamento de la planta 20
Punto de equilibrio del proyecto 10 antildeos
Tiempo de construccioacuten de la planta 65 semanas
Renta presuntiva de capital 5
Impuesto anual 40
Tasa de retorno de la inversioacuten 20
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Tabla 20 Inversioacuten de la planta de proceso de gas para escenarios de produccioacuten de gas (P50) y (P90)
Fuente Aspen Plus V84
COSTOS EQUIPOS COSTOS DIRECTOSUTILIDAD LLAVE
MANO (20 Inv)TOTAL (05 a 4 MMSCFD)
TOTAL (4 a 7
MMSCFD)
TOTAL (7 a 10
MMSCFD)
Compresor 1745000 1930000 735000 4410000 5292000 6615000
Bomba 18300 62460 16152 96912 116294 145368Torre
Absorbedor 332900 592000 184980 1109880 1109880 1109880Torre
Stripper 375800 892000 253560 1521360 1825632 1825632
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
TOTAL 2500500 3539460 1207992 7247952 8697542 10871928
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
absorbedor 332900 126000 91780 550680 550680 550680
TOTAL 379700 957464 267433 1604597 1925517 2406896
Enfriador 18000 40045 11609 69654 83585 104481
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
Absorbedor 186900 1060509 249482 1496891 1496891 1496891Intercamb
de Calor 24500 63456 17591 105547 126657 158321
Compresor 903000 1006516 381903 2291419 2749703 3437129
TOTAL 1150700 1069972 444134 2664806 3197768 3997210
4030900 5566897 1919559 11517356 13820827 17276034
1612360 2226759 767824 4606942 5528331 6910414
5643260 7793655 2687383 16124298 19349158 24186447
282163 389683 134369 806215 967458 1209322
5925423 8183338 2821752 16930513 20316616 25395770
INVERSIOacuteN TOTAL PLANTA DE TRATAMIENTO vs ESCENARIOS POSIBLES DE PRODUCCIOacuteN DE GAS
IMPUESTOS - 40
SUBTOTAL
RENTA PRESUNTIVA - 5
ETAPAS PRINCIPALES DEL PROCESO
DESACIDIFICACIOacuteN
ENDULZAMIENTO
DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN
SUBTOTAL
La inversioacuten estimada para el tratamiento del gas de Chichimene se calculoacute con el modelo ASPEN Estos equipos (torres) se disentildearon para
tratar hasta un maacuteximo de 10 MMSCFD Las caracteriacutesticas de los demaacutes equipos cambian seguacuten los flujos a tratar para el proyecto los equipos
menores estan disentildeados para operar hasta el escenario de produccioacuten (P50) que estaacute entre 07 a 40 MMSCFD
INVERSION ESCENARIO (P50) - US$ INVERSION ESCENARIO (P90) - US$
TOTAL
53
De acuerdo con lo anterior el resultado total de la inversioacuten asciende a 16rsquo930513 US$ para el escenario de produccioacuten de gas (P50) donde los principales equipos de la planta cuestan alrededor del 35 del valor total de la inversioacuten El resto de la inversioacuten estaacute representada en el montaje instalaciones liacuteneas de flujo equipos y respaldos eleacutectricos instrumentacioacuten accesorios en general y principalmente la mano de obra calificada gastos de suministro y contratacioacuten impuestos renta presuntiva entre otros En la ilustracioacuten 17 se puede ver la tendencia de la inversioacuten requerida para la planta del proceso de tratamiento del gas en cada una de las etapas en funcioacuten del volumen de gas posible entre los rangos de produccioacuten (P50) y (P90)
Ilustracioacuten 17 Inversioacuten planta de tratamiento de gas VS Cantidad de gas para escenarios (P50) y (P90)
Fuente Autora
La planta de tratamiento modelada seguacuten el programa ASPEN PLUS V84 mantiene constantes las torres independientes del flujo maacutesico y hace variable los demaacutes equipos como bombas de acuerdo con el volumen a tratar En las tablas 21 y 22 se muestran los costos de operacioacuten y los costos de energiacutea de acuerdo con los posibles voluacutemenes de produccioacuten de gas que comprenden los dos escenarios de produccioacuten incremental de gas (P50) y (P90) En el primer escenario (realista) se tiene previsto alcanzar la produccioacuten de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea en el antildeo 2017 y en el escenario P90 (optimista) alcanzar 9 millones de pies cuacutebicos por diacutea Para efectos de anaacutelisis econoacutemico de las posibles alternativas se trabajara en este proyecto con el escenario (P50)
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Tabla 21 Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Departamento de produccioacuten Chichimene Ecopetrol
Volumen MSCFD Etapa Desacidificacioacuten Etapa EndulzamientoEtapa Deshidratacioacuten-
CompresioacutenTotal US$Antildeo US$MMBTU
500 387426 111742 158233 657400 3398
1000 386536 111485 157869 655890 1695
2000 431849 124554 176376 732780 0947
3000 460402 132790 188038 781230 0673
4000 (P50) 475000 137000 194000 806000 0521
5000 482308 139108 196985 818400 0423
6000 489733 141249 200017 831000 0358
7000 496805 143289 202906 843000 0311
8000 504231 145431 205938 855600 0276
9000 (P90) 510949 147368 208682 867000 0249
10000 513306 148048 209645 871000 0225
La energiacutea eleacutectrica impacta los costos operacionales en 465752US$ al antildeo en el escenario P50 que equivale al 58 de los costos totales en el
escenario de 4 millones de gas tratado el cual se da en el antildeo 2017 seguacuten pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo
Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
55
Tabla 22 Costos de energiacutea eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Autora
Por lo anterior para proyectar los consumos de energiacutea antes y despueacutes de alcanzar la produccioacuten de escenario (P50) de gas en la tabla 23 se muestra el caacutelculo de este consumo cuando se trabaja con una produccioacuten de 4 MMSCFD de gas
Volumen MMSCFDEtapa
desacificacioacuten
Etapa
endulzamiento
Etapa
Deshidratacioacuten y
Compresioacuten
Total
US$AntildeoUS$MMBTU
500 189490 910 189490 379891 1964
1000 189055 908 189055 379018 0980
2000 211218 1015 211218 423451 0547
3000 225183 1082 225183 451448 0389
4000(P50) 232323 1116 232323 465762 0301
5000 235897 1133 235897 472928 0244
6000 239529 1151 239529 480209 0207
7000 242988 1167 242988 487143 0180
8000 246620 1185 246620 494425 0160
9000(P90) 249906 1201 249906 501012 0144
10000 251059 1206 251059 503324 0130
Costos Energiacutea Eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Estos costos corresponden alos equipos principales
56
Tabla 23 Requerimientos de energiacutea eleacutectrica para equipos principales de la planta de tratamiento (4MMpcd)
Fuente Autora basada en fichas teacutecnicas de fabricante de equipos como httpwwwcatpumpscomarpdfCAT270pdf y httpcatalogsauerusacomitemall-categoriesboosters-and-gas-compressorsitem-1031ampbc=100|1053|1054|1045
Asiacute mismo en la ilustracioacuten 18 y en la tabla 24 se observa el comportamiento de los costos de energiacutea y operacionales despueacutes de haber alcanzado la produccioacuten de 4 MMSCFD Esta proyeccioacuten es la que se utilizaraacute para efectos de anaacutelisis econoacutemico de la planta de tratamiento del gas como tambieacuten para las demaacutes alternativas planteadas en este proyecto
EQUIPO CANTIDAD HP KWAntildeo Ndeg Etapas Rango de operacioacuten Requerimiento de energiacutea Flujo RPM
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFM
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFMBOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
3817724
0122
465762 Costo=(Pot x Fconv x Perido x CostUnitEnergiacutea)
CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS
REQUERIMIENTO ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO
Bomba CAT Pumps modelo 230 de USA
Compresor SAUER Compresors modelo WP 6442 de USACosto energiacutea seguacuten Ecopetrol (US$KW)
COSTO TOTAL (US$Antildeo)
PRIMERA ETAPA
TOTAL (KwAntildeo)
SEGUNDA ETAPA
TERCERA ETAPA
57
Ilustracioacuten 18 Costos de operacioacuten y energiacutea para Escenario P50
Fuente Autora
58
Tabla 24 Costos operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Fuente Autora e ICP
MSCFD MMSCFAntildeo MUS$Antildeo US$MMBTU MUS$Antildeo US$MMBTU
2014 500 183 657 3398 380 1964 1693
2015 1000 365 656 1695 379 0980 1693
2016 2000 730 733 0947 423 0547 1693
2017 3000 1095 781 0673 451 0389 1693
2018 4000 1460 806 0521 466 0301 1693
2019 3960 1445 798 0516 461 0298 1693
2020 3920 1431 790 0510 456 0295 1693
2021 3881 1417 782 0505 452 0292 1693
2022 3842 1402 774 0500 447 0289 1693
2023 3804 1388 766 0495 443 0286 1693
2024 3766 1375 759 0490 439 0283 1693
Costos Operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Inversioacuten
Total
MMUS$
Antildeo
Volumen Gas Costo Operacioacuten Costo Energiacutea
59
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL
Con los datos suministrados por el departamento de produccioacuten del campo se realizoacute mediante el software Aspen Plus un estudio teacutecnico de seleccioacuten de tecnologiacuteas para cada una de las etapas del tratamiento del gas para adecuarlo a condiciones reguladas por la CREG El sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene se basa en varios cluacutesters para la troncal norte como para la troncal sur las cuales manejan especialmente crudo extra pesado Estos cluacutesters reuacutenen la produccioacuten de varios pozos y se unen en un muacuteltiple de recoleccioacuten En las tuberiacuteas principales de cada una de las troncales va el crudo mezclado con agua y gas y son transportados hasta la estacioacuten de tratamiento Lo que se requiere es que la cantidad de gas libre que va con el crudo se pueda liberar del sistema y se le pueda dar un aprovechamiento energeacutetico7 En un punto del sistema de recoleccioacuten se tomoacute la cromatografiacutea del gas y en base a ello se planteoacute un tratamiento al gas con el cual se llevoacute el gas a condiciones reguladas por la CREG (Necesario para implementacioacuten de cualquier alternativa) Por lo que seguido de ello se procede a realizar el estudio de cada una de las alternativas para valorar y analizar criterios como impacto ambiental requerimientos econoacutemicos beneficios operativos incidencia operativa e impacto externo de cada una de ellas donde finalmente se recomiendan las opciones viables para aprovechamiento oacuteptimo al gas de recoleccioacuten del campo Chichimene A continuacioacuten se presenta en la ilustracioacuten 19 el sistema actual sobre el que se propone a trabajar Las alternativas a analizar para darle un aprovechamiento al gas de recoleccioacuten del campo son autogeneracioacuten con central teacutermica convencional calentamiento de crudo en tuberiacuteas venta del gas para SNT del gas trigeneracioacuten planta de almacenamiento Peak Shaving y GNC En cada una de las alternativas propuestas se tendraacute una disponibilidad de gas en condiciones CREG ya que el objetivo principal de este proceso es aprovechar el gas convirtieacutendolo en un gas uacutetil para cualquiera de las alternativas con el fin de reducir impacto ambiental y tener beneficios para el campo Chichimene
7 En el Anexo I y J se muestra la configuracioacuten de los cluacutesters para la Troncal Norte y para la Troncal Sur
60
Ilustracioacuten 19 Sistema actual de recoleccioacuten y procedimiento a realizar para valorar alternativas al Gas de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
PUNTO DE MUESTREO
GASTRATAMIENTO
DEL GAS
ESTACIOacuteN DE TRATAMIENTO
CRUDO CON AGUA
ALT
ER
NA
TIV
AS
D
EL
GA
S
Cromatografiacutea del Gas
Llevar a Condiciones CREG
AutogenerarCalentamiento Crudo
GNCPlanta Peak Shaving
Venta a SNT
Fuente Autora
61
Los criterios evaluados para cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual que se presenta en el campo son
Impacto ambiental comparacioacuten de cantidad de emisiones Lo que maacutes influye en dicho impacto es que la contaminacioacuten se produce en el mismo sitio y sucede durante todos los diacuteas del antildeo estos dos aspectos son aquellos por los que se toma la liacutenea para evaluar si el impacto llega a ser alto o bajo en cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual
Requerimientos econoacutemicos equipos o plantas principales que se requieren para implementar la alternativa
Plazo de ejecucioacuten suma de la aprobacioacuten de las diferentes fases del proyecto (ingenieriacutea conceptual pre factibilidad factibilidad y ejecucioacuten) Ademaacutes para el caso de ECOPETROL se requiere de aprobacioacuten de presupuesto permisos de las entidades gubernamentales (Ministerio de Hacienda Planeacioacuten Nacional Ministerio Medio Ambiente Ministerio de Minas y Energiacutea) aprobacioacuten de vigencias futuras proceso contractual (licitacioacuten privada o puacuteblica) y tiempo de ejecucioacuten de la obra Es posible que la alternativa la realice un tercero en ese caso el plazo puede ser menor
Incidencia operativa si el proyecto mantiene desmejora o mejora los diferentes procesos que conforman la operacioacuten del campo
Beneficios operativos si se generan beneficios econoacutemicos y operacionales en el campo
Impacto externo si se beneficia el entorno (comunidades) regioacuten yo paiacutes
En la matriz los aspectos fundamentales se tomaraacuten en cuenta para evaluar cada una de las alternativas cada uno puede presentar una ventaja o desventaja frente a las otras alternativas Para el caso de quema o venteo de gas en tea sus principales aspectos son impacto ambiental e impacto externo el impacto ambiental resulta ser alto debido a que la situacioacuten se estaacute presentando desde hace varios antildeos sucede todos los diacuteas del antildeo y ademaacutes las emisiones se producen en el mismo sitio Por otra parte el impacto externo es un aspecto fundamental a tratar debido a que si se mantiene la quema y venteo de gas en tea por parte del campo es posible que la comunidad pueda llegar a cerrar el campo debido a que las emisiones son altas y se presentan todos los diacuteas del antildeo Asimismo se determina para cada una de las alternativas los aspectos y criterios fundamentales de cada una de ellas Ademaacutes los criterios se basaran tomando iacutetems de bajo medio alto todos comparados seguacuten la liacutenea base (venteo y quema de gas en tea)
62
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA
La quema del gas en el campo Chichimene es la situacioacuten actual que enfrenta el campo y por la cual se propone diferentes alternativas que permitan darle un uso oacuteptimo al gas El campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que se obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
Debido al grado de sensibilizacioacuten de la opinioacuten puacuteblica ante los temas de medio ambiente y a la legislacioacuten existente el hecho de ventear o quemar gas en instalaciones petroleras merece evaluar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubican las explotaciones de hidrocarburos Vale la pena mencionar que producto de estas praacutecticas la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de todas las operaciones de explotacioacuten de un campo petrolero Por lo que es obligatorio disponer de alternativas para el manejo y aprovechamiento de los hidrocarburos gaseosos tales como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de hidrocarburos liacutequidos almacenarlo en yacimientos agotados yo abandonados almacenarlo en domos salinos utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) procesarlo y disponerlo para la misma operacioacuten para mejorar las condiciones de movilidad de los fluidos producidos a traveacutes de calentamiento o para consumo externo como gas domiciliario e industrial
En el campo Chichimene la produccioacuten de gas es asociada a la produccioacuten de hidrocarburos liacutequidos donde la relacioacuten de produccioacuten de gaspetroacuteleo es muy baja Desde el punto de vista teacutecnico la produccioacuten de gas no tiene una alta incidencia en lo operativo como por su mismo volumen de produccioacuten Esta situacioacuten ha hecho que este recurso energeacutetico en el presente soacutelo se disponga para cubrir las necesidades de la operacioacuten del campo para calentar las corrientes de fluido que de por siacute tienen muy baja movilidad ya que el crudo que se produce es de muy baja gravedad API el gas remanente se quema o ventea en las plantas de recoleccioacuten y tratamiento de fluidos Se estima que el volumen de gas que no se utiliza hoy diacutea es de 05 MMSCFD y en el futuro puede ser de 4 MMSCFD y este tiene un poder caloriacutefico de 10742 MJm3 ya que en su composicioacuten tiene un buen porcentaje de hidrocarburos liacutequidos Siacute este gas se procesara y se obtuviera un gas apto para venta (condiciones CREG) y asumiendo que su composicioacuten es equivalente a un gas como el de la Guajira-Opoacuten (40
63
MJm3) se venderiacutea en promedio en boca de pozo a unos 6 US$MMBTU generando ingresos anuales de algo maacutes de 115 MMUS$antildeo8 Tal y como se observa en la tabla 25 donde se muestra el costo estimado por el venteo o quema de gas del campo
Tabla 25 Costo estimado de venteo o quema del Gas Chichimene
Fuente Autora
Por lo anterior resulta conveniente buscar alternativas diferentes a la de venteo o quema de este gas y en su defecto darle un aprovechamiento tanto para la operacioacuten como para disponerlo para otros usos tales como consumo domiciliario e industrial como combustible en termoeleacutectricas licuarlo y almacenarlo para cubrir demandas pico o exportacioacuten comprimirlo y venderlo en poblaciones pequentildeas y alejadas de las redes de transporte y distribucioacuten de gas natural entre otros
Ademaacutes de las consideraciones anteriores el hecho de quemar este gas genera grandes impactos ambientales no soacutelo para poblaciones cercanas al campo sino para Colombia y para todo el mundo El cambio climaacutetico causado por aumento de la concentracioacuten atmosfeacuterica de gases de efecto invernadero como el CO2 y CH4 es el mayor reto para la sociedad actualmente Colombia soacutelo contribuye con el 037 de emisiones globales de GEI y es uno de los paiacuteses maacutes vulnerables a los efectos del cambio climaacutetico con consecuencias sobre su biodiversidad e infraestructura que por ende afectan su desarrollo socioeconoacutemico
Teniendo en cuenta que el CH4 es el principal componente del gas natural y que estas emisiones tienen un impacto 25 veces mayor que las de CO2 la reduccioacuten de emitirlo a la atmoacutesfera permite obtener varios beneficios
8 En el Anexo K se detalla los precios de referencia de gas natural en el Campo Guajira y Opoacuten
Campo Guajira 63244 US$MMBTU
Campo Opoacuten 56537 US$MMBTU
Promedio de precios 599 US$MMBTU
Precio en boca de pozo 600 US$MMBTU
Cantidad Gas 500000 SCFD
10742 MJm3
0002883 MBTUft3
US$ a $COP $ 2000 $COP
$ 8649 US$d
$ 3156885 US$antildeo
$ 17298000 $COPd
$ 6313770000 $COPantildeo
PRECIOS DE
REFERENCIA
COSTO
PROMEDIO
POR QUEMA
DE GAS Poder Caloriacutefico Actual
COSTO
EQUIVALENTE
A $COPCaacutelculo US$d
64
Se recupera un recurso energeacutetico Se mejoran las condiciones de seguridad industrial de las instalaciones Se contribuye en reducir las emisiones de GEI y se mitiga el calentamiento
global
El caacutelculo de emisiones netas de GEI se basa en la metodologiacutea general planteada por IPCC (Panel Intergubernamental de Cambio Climaacutetico) Esta metodologiacutea es la maacutes utilizada en la estimacioacuten de GEI y se encuentra disponible en ldquoDirectrices del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernaderordquo
Esta metodologiacutea consiste en combinar informacioacuten sobre el alcance de una actividad humana ldquoFactores de actividadrdquo con los coeficientes que cuantifican las emisiones por actividad ldquoFactores de emisioacutenrdquo Se resume en
En donde los factores de actividad en transporte de gas natural estaacuten relacionados con actividades como
Volumen de gas combustible utilizado en los motores de compresores Volumen de gas quemado en tea Volumen de gas venteado por mantenimiento Volumen de gas venteado operativamente
Mientras que los factores de emisioacuten dependen principalmente de la composicioacuten del gas natural (concentracioacuten de CH4 y CO2) y de aspectos como la eficiencia de combustioacuten en motores y teas
En Colombia el gas natural de Guajira (98 mol de CH4) genera mayores emisiones de CH4 por unidad de volumen al ser venteado que el gas natural de Cusiana (84 mol de CH4) Sin embargo el gas de Cusiana genera mayores emisiones de CO2 al ser quemado debido a su mayor contenido de C2H6 y CO2
Por lo que se realiza un estimativo de la cantidad de gas quemado con relacioacuten al gas de Cusiana debido a que la composicioacuten es similar a la del campo Chichimene con el fin de determinar las emisiones probables de CO2 que se generan por quemar en tea los 05 MMSCFD En la tabla 26 se muestra los factores de actividad y de emisioacuten fijados por la IPCC y la comparacioacuten del gas de Chichimene con el de Cusiana con el fin de determinar un aproximado de emisiones enviadas al medio ambiente asiacute mismo se muestra una graacutefica comparando la cantidad de gas quemada en tea vs Cantidad de CO2 enviada a medio ambiente para escenario P50
65
Tabla 26 Factores actividad y emisioacuten fijados por IPCC y comparacioacuten Emisiones Cusiana con las del Campo Chichimene
Fuente Autora
Ilustracioacuten 20 Emisiones de CO2 VS Cantidad de gas quemado en tea (P50)
Fuente Autora
De acuerdo con la resolucioacuten 0610 de marzo 24 de 2010 que modificoacute la resolucioacuten 0601 de abril 4 de 2006 del Ministerio del Medio Ambiente establece la Norma de Calidad del Aire en la cual especifica los contenido permisibles de contaminantes en el aire entre los cuales estaacute la presencia de material particulado total y material en suspensioacuten hidrocarburos (como metano) CO NO2 y en especial el tiempo de exposicioacuten de dichos eventos contaminantes Para el caso de Chichimene se queman 05 MMSCFD que al ser una combustioacuten incompleta genera una alta concentracioacuten de CO y CO2 (32 toneladas al aire por diacutea) y si se
FACTOR Incertidumbre Incertidumbre
Gas combustible CO2 1000 ft3 de combustible Guajira 521
Quema de gas en tea CO2 1000 ft3 de gas quemado Cusiana 632
Venteo de gas por mantenimiento CH4 1000 ft3 de gas venteado Guajira 199
Fugas y venteo operativo CH4 1000 ft3 de gas fugado Cusiana 169
Cantidad de gas
quemado (ft3)
Cantidad equivalente
en CO2
1000 632
500000 31600
654000 413328
1815000 114708
3093000 1954776
3943000 2491976
CASO CHICHIMENE COMPARADO CON CUSIANA (Diferentes cantidades de gas)
FUENTE PRINCIPAL GEIFACTORES DE ACTIVIDAD FACTORES DE EMISIOacuteN
FACTORES RELATIVO A LA
04 a 1
10kgCH4 por cada
1000 ft3
001 a 1 kgCO2 por cada
1000 ft3
66
ventea el gas se emite la cantidad de 85 toneladas de CH4 por diacutea La norma establece que los valores permisibles y el tiempo de exposicioacuten para las partiacuteculas en suspensioacuten es 300 microgm3 por 24 horas material particulado es 150 microgm3 por 24 horas CO es 10000 microgm3 por 8 horas metano es 1500 microgm3 por 4 meses Para el caso de Chichimene el factor maacutes influyente en cuanto a la contaminacioacuten es el tiempo ya que esta contaminacioacuten se produce constantemente durante todos los diacuteas del antildeo y tomando en cuenta todos los antildeos en que se ha realizado esta praacutectica De otra parte es que esta contaminacioacuten se produce en el mismo lugar concentrando los efectos en el entorno del mismo campo Como se mencionoacute anteriormente el campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que es obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL
Se presenta como alternativa la autogeneracioacuten en el campo Chichimene debido a que los pozos del campo trabajan con bombas electrosumergibles (como meacutetodo de levantamiento artificial) y se consume gran cantidad de energiacutea por diacutea debido a este sistema En la tabla 27 se muestra la cantidad de pozos que se tienen para cada una de las troncales y el consumo de ellos por hora9
Tabla 27 Resumen consumo de pozos en el Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
9 En el Anexo C y D se muestra detalladamente el consumo en los pozos del Campo tanto para la troncal
norte como tambieacuten para la troncal sur Ademaacutes en el Anexo F se muestra un resumen de consumo de pozos de las troncales del Campo
TRONCAL POZOS Ndeg CLUSTER Potencia (KWh)
Norte 63 16 8944
Sur 74 18 9982
TOTAL 137 34 18926
67
Como se aprecia en la tabla se requiere alrededor de 189 MWh por lo que se propone disponer de una central teacutermica que permita suplir la energiacutea de los pozos y en caso que se requiera de maacutes energiacutea se pueda tomar directamente de la red (como se realiza actualmente) Por ello se realiza el estudio de reacutegimen teacutermico de una turbina a gas de 2174 MWe en condiciones del campo
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas
Compuesta de tres secciones principales un compresor un quemador y una turbina de potencia Las turbinas a gas operan con base en el principio del ciclo Brayton el cual funciona bajo los siguientes principios termodinaacutemicos
Durante el proceso 1-2 el aire entra al compresor en condiciones de presioacuten temperatura y humedad relativa del sitio donde es comprimido en un proceso adiabaacutetico en el proceso 2-3 el aire es conducido hacia la caacutemara de combustioacuten en la cual se adiciona combustible (gas natural) El proceso de combustioacuten es desarrollado en condiciones de presioacuten constante y genera un aumento considerable en la temperatura de los gases producidos en el proceso de combustioacuten en el proceso 3-4 los gases salen de la caacutemara de combustioacuten con alta presioacuten y temperatura y son dirigidos a la turbina La potencia de la unidad puede variar de 02 MW hasta 280 MW En la ilustracioacuten 20 se muestra un esquema del principio de funcionamiento de una turbina a gas
Ilustracioacuten 21 Principio de funcionamiento de una turbina a gas
Fuente Guiacutea ambiental para termoeleacutectricas
En cuanto al impacto ambiental la combustioacuten que ocurre en los procesos termoeleacutectricos genera SO2 NOx CO CO2 y partiacuteculas que pueden contener
68
metales La cantidad de cada uno dependeraacute del tipo y el tamantildeo de la instalacioacuten las caracteriacutesticas del combustible y la manera en que se queme En las centrales teacutermicas la principal fuente de emisioacuten de contaminantes atmosfeacutericos la constituye el proceso de combustioacuten
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO
Alrededor de los antildeos 70 las turbinas a gas contaban con bajas eficiencias y baja fiabilidad por lo que se limitaban El tema del desempentildeo teacutermico en turbinas a gas ha cobrado cada vez maacutes relevancia debido al creciente aumento en los precios de los combustibles Por lo tanto se pretende cuantificar y corregir la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones diferentes de las de operacioacuten Estas dos variables tienen un impacto directo en las ventas y el margen de operacioacuten de la central
Algunas de las ventajas que se tienen junto con estas turbinas son
Conversioacuten eficiente de combustible Reduccioacuten de gasto de luz Bajo costo de instalacioacuten y mantenimiento Consumo de variedad de combustibles hidrocarburos Se pueden usar para precalentar el aire antes de entrar en la caacutemara de
combustioacuten Se puede poner en servicio con un miacutenimo de tiempo de retardo Ocupan menos espacio Gases de escape menos contaminantes para el medio ambiente
Las centrales eleacutectricas de turbinas a gas contienen cuatro componentes compresor caacutemara de combustioacuten turbina y generador El aire es aspirado por el compresor y entregado a la caacutemara de combustioacuten El combustible liacutequido o gaseoso se utiliza comuacutenmente para aumentar la temperatura del aire comprimido a traveacutes de un proceso de combustioacuten Los gases calientes que salen de la caacutemara de combustioacuten se expanden en la turbina que produce el trabajo y finalmente las descargas al ambiente La turbina a gas opera bajo los principios del ciclo termodinaacutemico Brayton Debido a esto algunos factores influyen de manera directa en el desempentildeo teacutermico como temperatura de entrada al compresor presioacuten atmosfeacuterica humedad relativa Existen dos maneras de cuantificar el impacto de cada una de estas variables
Por curvas de correccioacuten
69
Por tabla de factores que indican el impacto de cada variable en la potencia y en el reacutegimen teacutermico (praacutectica aunque no es muy exacta)
Debido a que no se cuenta con la curva de correccioacuten de la turbina la cual debe ser proporcionada por el fabricante y es uacutenica para cada modelo y tipo de turbina se trabajaraacute con la tabla de factores de referencia estos factores son geneacutericos para las turbinas a gas operando en ciclo simple Mediante esta manera se tendraacuten unos resultados aproximados a los que dariacutean si se usaran las curvas de correccioacuten En la tabla 28 se muestra los factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas operando en ciclo simple
Tabla 28 Factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
PARAacuteMETRO POTENCIA REacuteGIMEN TEacuteRMICO
Temperatura Ambiente +1degF -03 007
Presioacuten Atmosfeacuterica +1 1 -0004
Humedad Relativa +10 004 002
70
Se seleccionoacute una turbina ldquoTITAN-250rdquo debido a que ofrece un 40 en la eficiencia del eje con la reduccioacuten de emisiones hasta en un 30 En la ilustracioacuten 21 se muestra las caracteriacutesticas generales de la turbina
Ilustracioacuten 22 Datos generales Turbina TITAN-250
Fuente Solar Turbines
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El flujo nominal de gas requerido para una turbina como la TITAN 250 se basa tomando datos de la turbina como Heat Rate y potencia siendo entonces
Ademaacutes en la ilustracioacuten 22 se muestra las condiciones ISO de operacioacuten de la turbina seleccionada y las condiciones atmosfeacutericas de ubicacioacuten del campo
Ilustracioacuten 23 Condiciones ISO de operacioacuten y del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
De igual manera en la tabla 29 se muestra la diferencia que se presenta entre las condiciones ISO anteriormente mencionadas con relacioacuten a las condiciones del campo
72
Tabla 29 Diferencia entre condiciones ISO y condiciones del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Con las condiciones ISO de la turbina y las del campo se realizan los caacutelculos de Heat Rate y potencia de salida tomando en cuenta los factores de referencia geneacutericos En la siguiente tabla 30 se muestra cada uno de los datos obtenidos por la diferencia en los paraacutemetros de temperatura humedad y presioacuten Tabla 30 Paraacutemetros obtenidos por cambios en Temperatura Humedad y Presioacuten
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Tomando las consideraciones atmosfeacutericas los valores de potencia y Heat Rate nuevos se muestran en la tabla 31
Temperatura Promedio 18 degF
Presioacuten Atmosfeacuterica -132 mm hg
Humedad Relativa 25
DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES
DE OPERACIOacuteNUnidades
Potencia 2291923 117423 KWe
Heat Rate 8664435 -110565 BTUKWe-h
Potencia 21723255 -21745 KWe
Heat Rate 87706125 -43875 BTUKWe-h
Potencia 22032034 287034 KWe
Heat Rate 877453668 -046332 BtuKWe-h
CAMBIO POR
HUMEDADDiferencia con Operacioacuten ISO Unidades
CAMBIO POR PRESIOacuteN Diferencia con Operacioacuten ISO Unidades
Diferencia con Operacioacuten ISO UnidadesCAMBIO POR
TEMPERATURA
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Tabla 31 Condiciones con las que se trabajariacutea la turbina en el Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
El valor obtenido en potencia es superior al dato proporcionado por el fabricante esto quiere decir que esta turbina a condiciones atmosfeacutericas y paraacutemetros propios del ciclo termodinaacutemico y de combustioacuten opera maacutes eficientemente en las nuevas condiciones climaacuteticas de operacioacuten Ademaacutes el valor obtenido de Heat Rate es menor al dato dado por el fabricante lo que quiere decir que se requiere un menor consumo de gas en la turbina y por ende se trabajaraacute con mayor eficiencia La disponibilidad de gas que se tiene en el campo que es de 05 MMSCFD soacutelo cubririacutea el 125 del gas requerido por la turbina seleccionada (TITAN 250) el cual es de 4 MMSCFD Con esta turbina se podriacutea generar algo maacutes 23 MWh es decir un 21 maacutes de lo que se requiere para cubrir la demanda de energiacutea por los pozos que conforman el sistema de extraccioacuten del campo
De otra parte es conveniente que la central teacutermica se construya cercanamente a las instalaciones eleacutectricas del campo con el fin de disminuir costos en la construccioacuten de la red desde la central teacutermica hasta la subestacioacuten principal del campo Para efectos econoacutemicos se considera una distancia de medio kiloacutemetro entre la planta de tratamiento y la teacutermica
Con base en lo anterior la viabilidad de llevar a cabo esta alternativa seriacutea posible contando con este volumen de gas y el faltante (35 MMSCFD) se obtenga a traveacutes de los planes incrementales de produccioacuten de crudo y gas como tambieacuten de la optimizacioacuten de las plantas de recoleccioacuten y tratamiento o en su defecto se compre a otro agente productor (puede ser el mismo ECOPETROL) En este caso se requiere invertir en una tuberiacutea para traer el gas desde el Sistema Nacional de Transporte de gas o como respaldo de gas en caso de deficiencias en campo el cual se encuentra a unos 40 Km de distancia (costo entre 30 y 50 US$MetroPulgada) Asiacute las cosas para llevar a cabo este proyecto se requieren de las siguientes inversiones
Planta de proceso del gas a condiciones CREG Construccioacuten de la central teacutermica Construccioacuten de la tuberiacutea para traer el gas faltante y gasoducto de planta
de tratamiento y teacutermica Costo variable de compra de 35 MMSCFD de gas en caso de no disponer
del gas en campo
POTENCIA DE LA TURBINA 2318452 KWe
HEAT RATE 865958 BTUKWe-h
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Este proyecto se debe validar con respecto a compra de energiacutea para los pozos que a precios de productor de 220 $KWh (no incluye costos de transporte comercializacioacuten distribucioacuten y peacuterdidas) dariacutea un costo anual de 18rsquo000000 de doacutelares al antildeo
Otra posible opcioacuten es entregar este gas en condiciones CREG a un tercero para que invierta en la central teacutermica con el compromiso de comprarle la energiacutea a mejores precios y bajo un contrato ininterrumpible de energiacutea
Otro aspecto a tener en cuenta en la construccioacuten de la teacutermica es el hecho de garantizar el suministro de energiacutea para la operacioacuten del campo el cual cuando se interrumpe genera grandes peacuterdidas de produccioacuten de crudo y genera problemas en el sistema de extraccioacuten Como respaldo para fallas se seguiriacutea contando con el suministro de la energiacutea del SNT de gas
A continuacioacuten se muestra los costos de inversioacuten para una turbina de 232 MWe que requiere de 4 MMSCFD de gas la cual supliriacutea el consumo total de los pozos del campo y ademaacutes costos de inversioacuten para una turbina de 45 MWe que requiere de 075 MMSCFD de gas la cual se ajustariacutea a la cantidad actual de gas que se tiene en el proceso de recoleccioacuten
75
Tabla 32 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 29333
Compresores de gas 1733
Electricidad alta tensioacuten 1867
Teledisparo + telecontrol 267
Transformadores 933
Electricidad baja tensioacuten 533
Sistema de gas combustible 733
Sistema mecaacutenico 1733
Sistema aire comprimido 267
Instrumentacioacuten 667
Tratamiento agua + obra civil 267
Sistema de control 667
Sistema de supervisioacuten 800
Torre de refrigeracioacuten 533
Obra civil 1200
Proteccioacuten contraincendio 67
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 933
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 42800
Ingenieriacutea 2613
Direccioacuten de obra 960
Seguro de montaje 59
Costos avales 117
Legalizaciones (1 IF) 471
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 941
Imprevistos (3 IF) 1507
TOTAL COSTO PLANTA 49468
Beneficio industrial y contingencias (8 CP) 4299
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 53767
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 11948
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 45 MWe
(075 MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
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Tabla 33 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 137333
Compresores de gas 8000
Electricidad alta tensioacuten 9333
Teledisparo + telecontrol 667
Transformadores 6739
Electricidad baja tensioacuten 3867
Sistema de gas combustible 2133
Sistema mecaacutenico 8467
Sistema aire comprimido 533
Instrumentacioacuten 2933
Tratamiento agua + obra civil 667
Sistema de control 1467
Sistema de supervisioacuten 1467
Torre de refrigeracioacuten 3133
Obra civil 12000
Proteccioacuten contraincendio 600
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 333
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 199939
Ingenieriacutea 8099
Direccioacuten de obra 1440
Seguro de montaje 339
Costos de permisos 676
Legalizaciones (1 IF) 2707
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 5412
Imprevistos (3 IF) 8119
TOTAL COSTO PLANTA 226729
Administracioacuten e imprevistos (8 CP) 23792
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 250521
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 10805
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 232 MWe (4
MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
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Tabla 34 Costos de mantenimiento para turbina de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Tabla 35 Costos de mantenimiento para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de autogeneracioacuten con una central teacutermica convencional
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG lo cual genera GEI estos gases son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo la construccioacuten de la central teacutermica lo maacutes recomendable seraacute que sea de tipo combinada la cual consiste en tomar los gases de chimenea para producir vapor de agua y activar otra turbina aumentando la eficiencia hasta en un 60 o se podriacutea decir que los requerimientos de gas seriacutean menores
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que ademaacutes de la teacutermica se requiere construir la planta de procesamiento del gas construir un gasoducto de 40 Km de longitud y dependiendo del lugar del montaje requiere de sistema de transporte y
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 60 800 272160
Mantenimiento General (1 CP) 371010 145 49468
Personal de operacioacuten 23 300 102060
Seguros impuestos otros (15 IF) 48150 019 6420
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 3710925 126 430108
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 45 MWe
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 800 1402229
Mantenimiento General (1 CP) 129 226729
Personal de operacioacuten 300 525836
Seguros impuestos otros (15 IF) 017 29991
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 125 2184785
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 232 MWe
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subestaciones eleacutectricas Para efectos de caacutelculo se asume una distancia de 05 kiloacutemetros Su costo de inversioacuten depende de la potencia generada por la turbina que en caso de ser 232 MW seriacutea de 48 millones de doacutelares y de 284 millones de doacutelares para la de 45 MW Maacutes adelante se mostraraacuten los resultados econoacutemicos de la alternativa de generar 232 MW La alternativa de generacioacuten de 45 MW no se realizaraacute anaacutelisis econoacutemico porque no suple las expectativas actuales ni futuras para los requerimientos del campo
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos lo cual hace que este tipo de proyectos puedan consumir entre tres y cuatro antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas y en su defecto dispondraacute de una fuente de energiacutea confiable y estable para la operacioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas De otra parte el Campo contariacutea con una fuente de energiacutea propia para abastecer las necesidades de energiacutea para los pozos productores garantizaacutendoles una mayor estabilidad y por ende disminuir el iacutendice de falla por problemas causados por fallas eleacutectricas Esto uacuteltimo da como resultado menos peacuterdidas de produccioacuten de crudo En cuanto al ejercicio econoacutemico por la generacioacuten eleacutectrica habriacutea que validarla con respecto a los costos que representa el consumo de 19 MWh del sistema de extraccioacuten de crudo
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma actualmente del Sistema Interconectado Nacional se dejariacutea de consumir y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes o incluso para exportarla a otros paiacuteses generando divisas para Colombia
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
Esta alternativa igual que las otras propuestas requiere del procesamiento del gas para llevarlo a condiciones CREG Una vez el gas cumpla especificaciones es factible su venta para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Los principales usos y la cobertura del gas natural en Colombia son venta para GNV uso domeacutestico uso industrial o a una central teacutermica cercana
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Cabe anotar que en Colombia las centrales teacutermicas producen alrededor del 25 de energiacutea total del paiacutes en donde las teacutermicas de la Costa Norte consumen alrededor de 170 MMSCFD mientras las del interior consumen 60 MMSCFD
En esta alternativa se debe construir un gasoducto pequentildeo (40 Km de longitud y de 3 pulgadas de diaacutemetro) desde el campo hasta que conecte con el gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Se debe tener en cuenta que la construccioacuten de gasoductos lleva tiempo y gran parte del tiempo se invierte en aprobaciones y permisos Ademaacutes se requiere de disentildeo materiales construccioacuten permisos ambientales pruebas y mantenimientos10
En el caso de venta a una central teacutermica cercana existen dos centrales teacutermicas a partir de gas de propiedad de ECOPETROL las cuales actualmente generan 40 MW pero por proyectos para el departamento se ha decidido que pasen a generar 55 MW son Termocoa y Termo Suria De otra manera se tiene pensado en la construccioacuten de una central teacutermica con capacidad de generar 50 MW tambieacuten de propiedad de ECOPETROL (central teacutermica Termo San Fernando) Por lo que seriacutea viable vender directamente este gas a alguna de las centrales teacutermicas mencionadas11 El banco mundial publicoacute una regla ldquoValor estaacutendar aproximadordquo para calcular el costo de un gasoducto en donde inciden variables fundamentales como diaacutemetro y longitud Los costos oscilan entre 30-50 US$(metropulgada) Asumiendo costos de 30 a 50 US$(Metro x Pulgada) tomando la distancia entre el campo Chichimene y un punto al nodo del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute (alrededor de 40 Km) con un diaacutemetro de tuberiacutea de 3 pulgadas debido a que la cantidad de gas es baja y asumiendo un mantenimiento operativo de 2 se requiere una inversioacuten entre 36 a 6 millones de doacutelares En resumen lo anteriormente mencionado se muestra en la tabla 36
Tabla 36 Costos de inversioacuten y mantenimiento de gasoducto
Fuente Autora
10 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia 11 En el Anexo M se muestra las especificaciones del proyecto Termo San Fernando
COSTO CONSTRUCCIOacuteN 50 US$(metropulgada)
Distancia Campo a Gasoducto 40000 metros
Diaacutemetro tuberiacutea 3 pulgadas
COSTO INVERSIOacuteN GASODUCTO 6000000$ US$
Mantenimiento operativo (002) 120000 US$
GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute
INVERSIOacuteN PARA VENTA AL SNT
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De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta de gas al SNT
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten baja ya que solo se requiere construir la planta de tratamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas natural Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares Maacutes adelante se mostraraacute el anaacutelisis econoacutemico de esta alternativa
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos No obstante por la cuantiacutea y ante la urgencia de dejar de quemar gas este proyecto puede realizarse en un corto plazo
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas En caso de que el campo requiera de gas para la operacioacuten (extraccioacuten de crudo por el sistema Gas Lift) entre otros este se tomariacutea por el mismo gasoducto que se disponga para venderlo
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten es ganancia para garantizar el suministro Reducir el volumen de importacioacuten siacute se diera el caso Colombia ahorrariacutea en divisas
81
44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK
SHAVING
Una planta Peak Shaving para Colombia tiene grandes ventajas como tambieacuten desventajas Algunas de ellas son
VENTAJAS
Cubririacutea demandas pico en Colombia originadas especialmente por consumo de gas en termoeleacutectricas a causa del fenoacutemeno del nintildeo
Se podriacutea exportar la produccioacuten de gas de campos marginales y de campos con produccioacuten incremental
Generacioacuten de divisas para el paiacutes por la exportacioacuten de gas Se mejora la confiabilidad del sistema de distribucioacuten de gas en el paiacutes Se evitariacutea tener un sistema redundante de gasoductos (line pack) Toma el gas natural de la red de transporte durante los periacuteodos de baja
demanda No requiere instalaciones especiales Tiene capacidad para crecer y aumentar tanto su capacidad de produccioacuten
de GNL como de regasificacioacuten El GNL estaacute compuesto mayoritariamente por CH4 que en su forma
gaseosa es maacutes ligero que el aire Como resultado la corriente de gas re gasificado ldquoflotardquo en la atmoacutesfera y representa una amenaza mucho maacutes baja de incendio y explosioacuten
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL
DESVENTAJAS
Costo de inversioacuten alto Recuperacioacuten a largo plazo a traveacutes del cargo de confiabilidad en la tarifa
de gas La frecuencia de carga es baja siacute se enfoca a Colombia ya que el
fenoacutemeno del nintildeo se da cada 7 antildeos no hay estaciones ni los incidentes en el sistema de transporte tienen alta incidencia
No se puede ubicar en cualquier lugar debe estar ubicada estrateacutegicamente para consumo o para exportar gas
Requiere un predio de dimensiones importantes especialmente vinculado al tamantildeo y tipo del tanque de almacenamiento de GNL
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL sufriendo el impacto del precio internacional del GNL
82
El modelo de oferta y demanda del Sistema Nacional de Transporte de gas natural de Colombia comprende el conjunto de centros de demanda campos o cuencas de abastecimiento de gas y segmentos de gasoductos que se indican en forma esquemaacutetica en la ilustracioacuten 23 Ilustracioacuten 24 Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
Fuente httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=358ampconID=42585
Se observa que los grandes grupos de demanda se ubican a lo largo de la red principal de gasoductos que va en sentido norte-sur del paiacutes Se destaca que la demanda de gas natural de la Costa Atlaacutentica centro y sur del paiacutes se encuentra cubiertas en un gran porcentaje No obstante aunque falta cubrir otras aacutereas de consumidores potenciales hoy diacutea se exportan 150 MMSCFD a Venezuela
La exportacioacuten de gas queda sujeta a la demanda que puede producir un cambio climaacutetico en este caso la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo y que de acuerdo con el Decreto 2100 de 2011 se le debe dar prioridad a las necesidades del
83
consumo nacional Se evidencia que Colombia actualmente no tiene problemas de abastecimiento de gas pero se veriacutea obligado a importar gas a partir del antildeo 2017 si no adiciona reservas en los proacuteximos antildeos La confiabilidad del suministro de gas natural en Colombia hoy diacutea se ve afectado mayormente por limitaciones en la infraestructura de transporte y en menor escala por problemas de la oferta Las limitaciones en la infraestructura obedecen a interrupciones programadas o no programadas por fallas en el sistema debido a incidentes externos provenientes de la comunidad o de agentes por fuera de la ley La confiabilidad en la infraestructura se podriacutea mejorar bien sea a traveacutes de plantas de almacenamiento de gas (planta Peak Shaving) o a traveacutes del sistema de transporte (line pack) entre otros En la ilustracioacuten 24 se muestra el balance de gas total en Colombia Ilustracioacuten 25 Balance de Gas Total en Colombia Demanda Vs Oferta
Fuente UPME
En el evento de exportar o importar gas existe la posibilidad de hacerlo a traveacutes de gasoductos o por viacutea mariacutetima siendo la uacuteltima la mejor opcioacuten para su transporte Si asiacute fuera lo mejor seriacutea concentrar el gas a exportar o importar en un mismo nodo el cual podriacutea ubicarse en tierra firme o mar adentro A manera de ejemplo se podriacutea pensar que ese nodo podriacutea estar cerca a los campos de la Guajira y el gas a exportar tomarlo directamente de estos yacimientos o de los campos cercanos esos despachos se cubririacutean con la produccioacuten incremental de
Gas de campos en produccioacuten (especialmente gas que se quema o ventea en campos)
Campos que se encuentran distantes del sistema de transporte de gas
84
En el caso de importar y este viniera como GNC se tendriacutea que instalar una planta de almacenamiento y regasificacioacuten en un puerto con facilidades de transportarlo al interior del paiacutes (preferiblemente Off Shore por problemas de seguridad) Para conceptualizar la aplicacioacuten de este proyecto en el campo Chichimene es preciso determinar las tasas de produccioacuten de gas ya que este gas es asociado a la produccioacuten de crudo Su volumen se ve determinado por el grado de solubilidad del mismo en los fluidos que se extraen del yacimiento No obstante se miraraacute su viabilidad como una idea Para el caso de pequentildeas producciones de gas la planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) y abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Un carro tanque de 12 toneladas podriacutea transportar aproximadamente el equivalente a 53 MSCFD de gas natural como GNL Para un campo como Chichimene que produce 05 MMSCFD de gas libre del sistema de recoleccioacuten de fluidos (sin contar con el gas en solucioacuten) podriacutea ser viable licuar este volumen bajo la modalidad de un tercero lo cual podriacutea generar ingresos superiores a 1 milloacuten de doacutelares al antildeo por la venta de gas natural sin licuar Una vez el gas natural se procese a GNL los ingresos brutos de este volumen de gas seriacutea de 33 millones de doacutelares al antildeo lo cual dariacutea ganancia bruta para el tercero de 23 millones de doacutelares al antildeo En la tabla 37 se muestra los costos de inversioacuten y operacioacuten para una planta Peak Shaving madre (a gran escala)
85
Tabla 37 Costos de inversioacuten y operacioacuten para una Planta Peak Shaving Madre
Fuente Gas Natural FENOSA Argentina
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta del gas para una planta Peak Shaving
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten alta y depende del tamantildeo de la planta y de las etapas que la conforman Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta Peak Shaving (soacutelo licuefaccioacuten) y la construccioacuten de un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas Este gasoducto lo debe construir el duentildeo del proyecto y puede ser de 3
Inversioacuten $ 120000000 $US
22 meses
18 antildeos
Emisioacuten Continua 7 diacuteas maacuteximo
3861000 m3d
160875 m3h
Capacidad del tanque 43470 m3GNL (Liacuteq)
Periacuteodo de Licuefaccioacuten 290 diacuteas
101000 m3d (Gas)
29290000 m3 en 290 d (Gas)
Terreno requerido() 100 Ha
Personal 237000$ US$
Materiales diversos 153000$ US$
Servicios y suministros de terceros 164000$ US$
Reparacioacuten y conservacioacuten 268000$ US$
TOTAL 822000$ US$
Doacutelar $ 2000 $ COP
Inversioacuten de $ 240000000000 $ COP
Costos operativos $ 1644000000 $COP
INVERSIOacuteN PARA PLANTA PEAK SHAVING MADRE
Tiempo de Construccioacuten
Caudal Maacuteximo de Emisioacuten
NOTA () El terreno ocupado de montaje es de 11 Ha pero se asume
100 Ha por si hay riesgos de explosioacuten
Caudal de Licuefaccioacuten
CONVERSIOacuteN DOacuteLAR A PESO COLOMBIANO
COSTOS OPERATIVOS ANUALES
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pulgadas de diaacutemetro para tomar gas del Sistema Nacional Transporte del paiacutes en caso de que el campo deje de producirlo El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares En caso de que la planta soacutelo licuara el gas producido hoy diacutea del campo no se requeriraacute de gasoducto y el gas licuado se transportaraacute por carro tanques hasta la Peak Shaving madre La inversioacuten requerida para una planta Peak Shaving madre es de 120 millones de doacutelares Dado el requerimiento de gas y por las mismas necesidades de gas para el paiacutes no se vislumbra por parte de Ecopetrol una inversioacuten de este tipo por consiguiente esta alternativa no se le realizaraacute un anaacutelisis econoacutemico
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto de inversiones altas y por la dimensioacuten del mismo se requiere de un largo plazo para su implementacioacuten
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales ademaacutes de que se recibiriacutean ingresos por el proceso de licuefaccioacuten del gas
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte podraacuten licuar su gas para luego regasificarlo y suministrarlo al paiacutes
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL
COMPRIMIDO
Para tener el gas en planta de GNC se estima que una movilizacioacuten diaria de 10 camiones representa abastecer un mercado de 15000 m3d (052 MMSCFD) mientras que 10 camiones articulados abastece un mercado de 54000 m3d (1906 MMSCFD) Estos valores permiten definir el rango de abastecimiento del GNC Asumiendo que un usuario residencial de gas natural consume en promedio 20 pies cuacutebicos por diacutea (20000 BTUdndash0567 m3d) se podriacutea abastecer 25000 usuarios solo con el gas actual de recoleccioacuten del campo Chichimene Siacute
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consideramos un usuario de estrato Medio-Bajo la tarifa seriacutea de 850 $m3 + 2630 $cargo fijo mes y un consumo de 20 m3mes dariacutea un costo de 19630 $mes (10 US$mes) La tarifa incluye los cargos al productor transporte distribucioacuten y comercializacioacuten En la tabla 38 se muestra las tarifas del natural residencial por estratos para enero de 2014 en Colombia Tabla 38 Tarifas del gas natural residencial para 2014 en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
Es importante la comparacioacuten del GNC con el GLP el cual depende del precio del GLP en planta de abastecimiento maacutes el valor de su transporte almacenamiento hasta la poblacioacuten consumidora Los precios actuales que se tienen para cilindros de 40 libras de GLP (cuyo contenido energeacutetico se aproxima al consumo medio mensual de un usuario residencial de gas natural) estaacute alrededor de los 40000 $COP (20 US$) En poblaciones con consumos pequentildeos y ubicados a distancias considerables de las plantas de abastecimiento de GLP y de la red de gasoductos el GNC puede ser una opcioacuten para abastecerlas No obstante debido a las diferentes tarifas de los mercados variacutea la competitividad de GNC por esto para conocer la viabilidad de proyectos con GNC es necesario evaluar para cada poblacioacuten los costos del gas natural y del GLP
0 - 20 m3 Maacutes de 20 m3
$Usuario $m3 $m3
1 Bajo - bajo 000 45959 84727
2 Bajo 000 57044 84727
3 Medio - bajo 262923 84727 84727
4 Medio 262923 84727 84727
5 Medio - alto 315508 101672 101672
6 Alto 315508 101672 101672
Industrial y
comercial rango 1286328 92286 92286
Industrial y
comercial rango 2286328 91397 91397
Oficial 262923 84727 84727
No residencial
El rango 1 comprende consumos desde 0 y 100000 m 3 mes
El rango 2 comprende consumos desde 100000 y 400000
m 3 mes
Tarifas Gas Natural 2014 promedio pais
Consumos diciembre de 2013
Facturacioacuten enero de 2014
Sector Estrato Cargo fijo
Rangos de consumo
Residencial
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Asumiendo consumos energeacuteticos iguales al mes en gas natural y GLP para un usuario de estrato Medio-Bajo nos da que la factura por gas natural seriacutea de 10 US$ (20 m3) y por GLP 20 US$ (cilindro de 40 libras) Es decir el precio para GNC estariacutea entre estos dos valores Asiacute mismo se debe realizar un anaacutelisis de cada caso considerando los diferentes mercados y la posibilidad de la combinacioacuten de cargos de transporte de cilindros y de transporte de GNC en vehiacuteculos de carga con el fin de determinar la viabilidad de los proyectos La inversioacuten a realizar depende por un lado de la ubicacioacuten geograacutefica del campo productor ya que no es lo mismo que se encuentre en una zona aislada que en otra de faacutecil acceso con servicios proacuteximos y por otro de la propia dimensioacuten y complejidad del proyecto de almacenamiento de gas La tabla 39 muestra los precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia para abril y mayo de 2014
Tabla 39 Precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
A continuacioacuten se muestra en la tabla 40 los costos de inversioacuten para una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Tabla 40 Costos de una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Refineriacutea de
BcaApiay Dina Cusiana
Ingreso al Productor ($GL) 191798 176440 176483 177666
Ingreso al Productor ($KG) 87023 86955 87010 87023
Transporte () No aplica No aplica No aplica
Precio de venta al comercializador 191798 176440 176483 177666
Precio de venta al comercializador 87023 86955 87010 87023
PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS GLP DE ABRIL 15 A MAYO 14 DE 2014
Concepto
Planta
Precios maacuteximos regulados de suministro de GLP sin perjuicio de lo establecido en las OPC con precio regulado
PRECIOS REGULADOS DE GLPTomado de httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
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Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
La inversioacuten en una unidad de compresioacuten estaacutendar para manejar 700 m3 de gas por hora es de 1079 M$COP y los costos de administracioacuten y operacioacuten estaacute en 38935 M$ El mantenimiento menor en 1079 M$ cada antildeo y el mantenimiento mayor es de 1079 M$ cada cinco antildeos La vida uacutetil de la inversioacuten es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio de compresioacuten anual es del 90
2013 (COP)
Inversioacuten $ 1079000000
Sist compresioacuten estaacutendar de 130 KW presioacuten de entrada 250
psigKW 130
Costo promedio por potencia instalada $KW 8300000
Costo de combustible (Energiacutea eleacutectrica) $ 389351340
Consumo de energiacutea KWhm3 017
Capacidad de compresioacuten media m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del 90 hr 7884
Costo promedio energiacutea $KWh 415
Costo anual durante 20 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Costo mantenimiento mayor cada 5 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Capacidad media de compresioacuten m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del compresor del 90 hr 7884
m3antildeo 5518800
pcantildeo 194813640
Volumen de gas requerido por unidad de compresioacuten pcd 533736
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de unidades de compresioacuten requeridas unidades 09
Capacidad media de compresioacuten y Unidades requeridas
Volumen medio anual asociado a un compresor estaacutendar
COSTO UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO
DE 130 KW
Costos Administracion Operacioacuten y Mantenimiento Anual
Costo de mantenimiento
90
En la tabla 41 los costos de inversioacuten por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Tabla 41 Costos por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
2013 (COP)
Equipos Cantidad Costo Unitario ($) Total Costo ($)
Cilindro de 100 Litros 12 1408649 16903793
Set de Vaacutelvulas 12 95355 1144265
Canastilla 1 7946350 7946350
25994408
64986020
649860
Capacidad media de almacenamiento por moacutedulo m3 300
Utilizacioacuten media anual del moacutedulo del 100 diacuteas 365
m3 antildeo 109500
pcantildeo 3865350
Volumen de gas requerido por moacutedulodiacutea pcd 10590
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de moacutedulos seguacuten capacidad disponible de gas moacutedulos 475
3087768719
30877687
Nota especial Un moacutedulo de 300 m3 vaciacuteo pesa 16 Ton Lleno pesa 2 Ton Un viaje de ida y regreso carga 36 Tonkm
Nota 1 Para el almacenamiento y transporte se consideran moacutedulos de almacenamiento conformados por 12 cilindros de acero con sus
vaacutelvulas de flujo y bloqueo de seguridad con capacidades de 100 litros(25 m3) cada uno para un total por moacutedulo de 300 m3 a 3600 psig Se Nota 2 Se deberaacute disponer de un moacutedulo que suministra el gas en cada municipio maacutes otro moacutedulo que estaraacute en uso en la etapa de
compresioacuten y transporte medio moacutedulo como reserva en cada municipio en caso de presentarse inconvenientes en el transporte es decir
seraacuten 25 modulos en total Esto significa que por 1 m3 a consumir se debe considerar en la inversioacuten de almacenamiento el equivalente a 25
m3
Costos Administracioacuten Operacioacuten y Mantenimiento del 1 sobre la inversioacuten
INVERSION TOTAL DE ALMACENAMIENTO DE GNC (472 Modulos) - $
COSTO TOTAL ADMINISTRACION OPERACIOacuteN Y MMTO - $ Antildeo
Total x moacutedulo (nota 1)
Total para operacioacuten y almacenamiento (valor moacutedulo x 25 veces) (nota 2 )
ANEXOCOSTO POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 m3
Capacidad media de almacenamiento y nuacutemero de moacutedulos (300 m3) cu
Demanda a cubrir por moacuteduloantildeo
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La inversioacuten en el sistema de almacenamiento es de 308783 millones $COP para 47 moacutedulos (un moacutedulo almacena 300 m3) El mantenimiento total por antildeo es de 3088 millones $COP La vida uacutetil de los moacutedulos es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio anual de almacenamiento es del 10012
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para una planta de GNC
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del tamantildeo de la planta que este caso no es alta dado el volumen que se dispone Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (metropulgada) asumiendo el gasoducto de 3rdquo de diaacutemetro y a una distancia de 1 Km desde el campo seriacutea de 150 mil doacutelares La inversioacuten requerida para una planta de GNC es 247 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto cuya inversioacuten no es alta y ademaacutes solo se requiere de construir dos plantas la implementacioacuten es de corto plazo maacutexime cuando en el paiacutes ya se han construido
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas ademaacutes se recibiriacutean ingresos por el proceso de compresioacuten almacenamiento y transporte del gas comprimido
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte de gas podraacuten comprimir su gas para luego ser consumidos en las poblaciones pequentildeas y alejadas del sistema Este proyecto aplica muy bien ya que en la regioacuten donde se ubica este campo no se tiene una gran cobertura de gas natural a falta de
12 En el Anexo H se detalla el flujo de caja para servicio de compresioacuten y almacenamiento de gas natural
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infraestructura de transporte Este puede ser un proyecto para lo que lleve a cabo un tercero y no directamente ECOPETROL
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE
CRUDO EN LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN
Esta idea surge a partir de diversos planteamientos que permitieron realizar esta propuesta el planteamiento se propone entre la autora junto con la tutoriacutea brindada por Ecopetrol y en base a ello se realizaron diversos caacutelculos para seleccionar equipos y accesorios de esta alternativa El sistema de recoleccioacuten de los fluidos extraiacutedos inicia desde la cabeza del pozo pasando por un manifold de produccioacuten e ingresando a una liacutenea madre para ser transportado hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene Cada pozo aporta una cantidad diferente en volumen y composicioacuten de crudo agua y gas que mezclados pueden originar condiciones reoloacutegicas adversas que exijan mayores requerimientos de energiacutea en el sistema de extraccioacuten de cada pozo El campo produce alrededor de 95244 BFPD de los cuales 59606 son BOPD 35638 son BWPD y 403 MMSCFD de gas asociado el crudo tiene una gravedad API promedio de 14ordm y una temperatura de 125degF en cabeza de pozo Debido a que el crudo tiene una baja gravedad API y una alta viscosidad es necesario inyectarle nafta como diluyente en la cabeza del pozo y obtener de esta manera una mejor fluidez En la tabla 39 se muestra un resumen detallado de los datos de produccioacuten en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 42 Datos produccioacuten del Sistema de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
El sistema de recoleccioacuten lo conforman dos troncales de produccioacuten (norte y sur) que recogen la produccioacuten de varios cluacutester de pozos y lo llevan hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene donde se separaran los fluidos (crudo agua y gas) a traveacutes de separadores generales y tratadores termo electroestaacuteticos El crudo se almacena en tanques y perioacutedicamente se bombea hasta la estacioacuten de
TRONCAL BFPD BOPD BWPD GAS MMSCFD POZOS
Norte 60549 27676 32874 3191 63
Sur 34693 31930 2764 0837 74
TOTAL 95242 59606 35638 4028 137
SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENEENERO DE 2014
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almacenamiento de Apiay el agua es tratada y dispuesta en lagunas de oxidacioacuten mientras que parte del gas se mantiene en solucioacuten el que se libera se consume en la estacioacuten y el sobrante se va a tea En la ilustracioacuten 25 se muestra un diagrama de proceso del calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Ilustracioacuten 26 Diagrama de Proceso de Calentamiento de Crudo en la Etapa de Recoleccioacuten
Fuente Autora
De acuerdo a lo anterior se puede observar en el diagrama una alternativa de aprovechamiento de este gas en el calentamiento de los fluidos en liacutenea La idea consiste en interrumpir el flujo bien sea en la troncal o un ramal antes de la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y pasarlo a traveacutes de un separador bifaacutesico por donde ingresa el crudo junto con gas y agua y se separa la parte liacutequida de la gaseosa el gas separado se lleva a condiciones para venta (condiciones CREG) Seguido de esto se pasa la parte liacutequida por un tratador teacutermico en donde se calienta el liacutequido (crudo y agua) con parte del gas separado y tratado Los fluidos calientes se enviacutean a la estacioacuten de tratamiento de Chichimene con una bomba estacionaria por la misma liacutenea pero revestida a fin de mantener la temperatura y la movilidad de los liacutequidos En esta etapa de recoleccioacuten se deja o se reduce la inyeccioacuten de diluyente
La implementacioacuten de esta alternativa conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas a la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electro sumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se reduce el volumen de nafta inyectado ya que solo se requiere la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento
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Esta alternativa puede ser aplicada en uno o en varios nodos Lo importante es que estos puntos de derivacioacuten de la produccioacuten sean los que mayor porcentaje de gas tengan de tal forma que el gas separado pueda recolectarse y llevarse a un mismo punto de proceso para llevarlo a condiciones CREG y de alliacute desviar parte para el calentamiento de crudo y agua y el resto se enviacutee para venta o consumo en otra aplicacioacuten
En sentido de ver las ventajas que representa esta alternativa para el campo Chichimene en cuanto a la reduccioacuten de energiacutea en el sistema de extraccioacuten y ahorro en el diluyente se asume que los nodos donde se implementariacutea esta alternativa sea en la mitad del tramo de las troncales ya que la presioacuten de cabeza de pozo es en promedio 250 psi y la temperatura de 125degF la presioacuten en la estacioacuten de Chichimene sea de 40 psi y la temperatura de 100degF De acuerdo con esto las peacuterdidas de presioacuten en la liacuteneas troncales es de 210 psi por consiguiente la presioacuten en la cabeza de los pozos bajariacutea a 105 psi es decir se reduce en un 58 lo cual repercute directamente en los requerimientos de energiacutea de las bombas Siacute todo el sistema de extraccioacuten consume cerca de 20 MWh y el gasto de energiacutea es de 000096 KWhbblpsi el ahorro seraacute de 78 MWh a precios de productor (220 $KWh) seriacutean 7 MMUS$antildeo Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutea Esto mismo aplica para el caacutelculo de ahorro en el diluyente
Los requerimientos energeacuteticos de los pozos y su ahorro energeacutetico al disminuir el recorrido de los fluidos hasta la planta de tratamiento se pueden ver en la siguiente tabla 43
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Tabla 43 Balance de requerimiento energeacutetico de liacutenea troncal 16 de diaacutemetro
Fuente Autora
En la siguiente tabla 44 se pueden ver los caacutelculos para determinar el espesor del aislante teacutermico para la tuberiacutea de recoleccioacuten
Tabla 44 Datos de caacutelculo para espesor del revestimiento
Fuente Autora
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia KwhpsiBl
Requerimiento de Presioacuten (psi) 250 40 210 000096
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 024 00384 02016
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de tratamiento (m) 6000
Energiacutea requerida tuberiacutea produccioacuten (KWhmbbl) 00000336
Cabeza pozo Planta calentamiento Diferencia
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de calentamiento (m) 3000
Requerimento de presioacuten (psi) 145 40 105
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 01392 00384 01008
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia
Ahorro (KWhbbl) 01008 0 01008
Volumen de produccioacuten (BFPD) 35000
Ahorro (KWdiacutea) 84672
Ahorro (KWAntildeo) 30905280
Ahorro (US$antildeo)-(0122 US$KW) 3770444
Ahorro energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
BALANCE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO LIacuteNEA TRONCAL 16 DIAacuteMETRO
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta tratamiento
Diaacutemetro nominal tubo 16 pulgada
Diaacutemetro interno tubo - r1 15 pulgada
Diaacutemetro externo tubo - r2 16 pulgada
Espesor de aislante 05 pulgada
Diaacutemetro total - r3 17 pulgada
Longitud del tubo 1 pie
Conductividad teacutermica del acero - Ka 26 BTUhftdegF
Conductividad teacutermica del
recubrimiento fibra de vidrio - Kr004 BTUhftordmF
Temperatura del liacutequido - T1 20000 ordmF
Temperatura del acero - T2 19999 ordmF
Temperatura del recubrimiento - T3 19120 ordmF
Temperatura ambiente - Taire 11000 ordmF
Peacuterdida de calor -365 BTU
DATOS PARA CALCULAR EL ESPESOR DEL REVESTIMIENTO
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En la tabla 45 se muestran las ecuaciones que se emplearon para los caacutelculos del espesor de revestimiento para la tuberiacutea
Tabla 45 Ecuaciones empleadas para caacutelculos de espesor de revestimiento
Fuente Autora
En la tabla 46 se pueden ver los caacutelculos de energiacutea requerida para calentar los fluidos y con base en ello determinar el volumen de gas necesario para tal fin
Flujo de calor en cilindros Q=2piKL(Ti-To)Ln(riro)
Qtub = (T2-T1)Rtub -365
Rtub = ln(r2r1)(2piKL) 0000395062
Qrec = (T3-T2)Rrec -364
Rrec = ln(r3r2)(2piKL) 0241217142
Flujo de calor de aire (hftordmF) Qa=hA(Ta-T3)
Raire = 1hA (hftordmF)
Coeficiente de conveccioacuten del aire = h h=113(T3-Ta)^013
A = Aacuterea externa (ft2) 631
1 Suponer T3 1912
2 Calcular h 2001339317
3 Calcular Raire 2223810806
4 Encontrar Qaire -3651389757
5 Encontrar T2 1999855748
ECUACIONES
CAacuteLCULOS
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Tabla 46 Balance de energiacutea y gas para calentar fluidos
Fuente Autora
A continuacioacuten se muestra la inversioacuten requerida de los principales equipos para el nodo ldquoTroncal Surrdquo la cual maneja un volumen de 35000 BFPD de los cuales 2800 barriles son agua y el volumen de gas es de 800000 pies cuacutebicos En esta planta se requiere invertir en un sistema de respaldo en caso de que la planta falle y para ello se debe disponer de tanques de almacenamiento de fluidos y almacenamiento de nafta con capacidad para 8 horas de flujo como tambieacuten sistema inteligente para desviar las corrientes Tambieacuten se debe invertir en el revestimiento de la tuberiacutea En la tabla 47 se pueden ver dichas inversiones la inversioacuten para equipos principales es de 1145 MMUS$ gasoducto entre la planta de calentamiento y tratamiento de gas es de 09 MMUS$ inversioacuten para revestir la tuberiacutea en 3 kiloacutemetros es de 0436 MMUS$ y la inversioacuten en el sistema de respaldo es de 0575 MMUS$ para un total de 306 MMUS$ aproximadamente
Tabla 47 Costos de inversioacuten de equipos principales para calentamiento de crudo
Calor especiacutefico crudo API 14deg 203 KJKgdegK
Calor especIacutefico del agua 41813 KJKgdegK
Volumen a calentar de agua 2800 BWPD
Volumen a calentar de crudo 32200 BOPD
Temperatura inicial 140 degF
Temperatura final 200 degF
Q = CEM(T2-T1)agua 111669812 KJ
Q = CEM(T2-T1)crudo 623473981 KJ
Qtotal 735143793 KJ
Poder caloriacutefico del gas CREG 40000 KJKg
Densidad del gas 06 Kgm3
30631 m3diacutea
1081274 SCFDGas requerido por diacutea
BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR LOS FUIDOS
CE = (0388 + 000045T)GE^(05) 41813 donde T = 200 GE = 0971
Calor requerido
Gas requerido
Q = CEM(T2-T1) donde M = masa
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Fuente ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo Universidad Central de Venezuela
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG en las vasijas de calentamiento de fluidos lo cual genera GEI los cuales son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo esta alternativa lo mejor es concentrar todo el gas en un mismo punto para su procesamiento
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del nuacutemero de plantas de calentamiento en todo caso se requiere por planta de separadores bifaacutesicos tratadores de calentamiento y bombas de transferencia de liacutequidos y al igual que todas las alternativas propuestas una planta general para tratarlo y llevarlo a condiciones CREG En caso de que sobre gas este se puede vender por lo que se tendraacute que construir un gasoducto para llevarlo hasta el punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte El tamantildeo de las vasijas depende del volumen de fluido a manejar en cada nodo Para el caso del nodo Troncal Sur la inversioacuten asciende a 306 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que tiene muchos beneficios
Equipo Caracteriacutesticas generales
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 250degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipos 290000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 350degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipo 475000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 100degF
Presioacuten de disentildeo 300 psi
Costo equipos 380000 US$
Bombas de transferencia de fluidos (4 unidades)
Separadores generales horizontales (2 unidades)
Calentador teacutermico de fuego indirecto (una unidad)
EQUIPOS REQUERIDOS PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
TUBERIacuteASTRONCAL SUR
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operativos podriacutea acelerarse su implementacioacuten y para un planta este plazo podriacutea ser de aproximadamente dos antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas El iacutendice de falla del sistema de extraccioacuten se reduce ya que los requerimientos de presioacuten que exige el sistema disminuyen y por ende mejora la eficiencia de las bombas de subsuelo lo que repercute en menos peacuterdidas de produccioacuten por la falla de las bombas de extraccioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales De otra parte el campo ahorrariacutea alrededor de 708 MWh (107 Millones de doacutelares al antildeo) en el sistema de extraccioacuten de crudo y otra suma por ahorro en la inyeccioacuten de nafta Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma del Sistema Nacional de Transporte se dejariacutea de consumir un buen porcentaje y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN
Significativa en lugares donde se requieren cantidades de calor (en forma de vapor o agua caliente) friacuteo y energiacutea eleacutectrica La trigeneracioacuten se aplica al sector terciario donde ademaacutes de necesidades de calefaccioacuten y agua caliente se requieren importantes cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Este tipo de sistemas es usado principalmente en el sector industria como empresas de alimentos y sector residencial debido a los cambios estacionales
Su ciclo baacutesico se basa de un generador un condensador evaporador y absorbedor Resulta ser una alternativa econoacutemica a los sistemas convencionales de refrigeracioacuten y es rentable para superficies superiores a 5000 m2 con utilizaciones de maacutes de 80 de diacuteas al antildeo
El punto de equilibrio para un proyecto de trigeneracioacuten es para 5 millones de KWhMes en consumo de energiacutea lo cual requiere de un volumen de gas de 14 MMSCFD Este sistema aplica muy bien en la industria y hospitales donde se podriacutea obtener ahorros del 40 de consumo de energiacutea
100
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para trigeneracioacuten
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende de un generador un condensador un evaporador y un absorbedor Tambieacuten requiere de la planta de procesamiento de gas para llevarlo a condiciones CREG y de otra parte la construccioacuten de un gasoducto para transportar este gas desde el campo hasta el punto de uso La mayor inversioacuten la debe hacer el agente productor que consiste en la planta de proceso y el gasoducto
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que en el entorno no tiene cliente no tiene sentido realizarlo en su lugar lo mejor es venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas pues las inversiones son las mismas
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten Por tratarse de una alternativa que en el entorno no dispone de un cliente no se le haraacute un anaacutelisis econoacutemico
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido En el entorno no existen hospitales o industrias con estos requerimientos de energiacutea por lo tanto no es viable su aplicacioacuten para ese volumen de gas ya que el punto de equilibrio es para un consumo de 14 MMSCFD
101
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS
El hecho de ventear o quemar gas en el campo merece implementar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubica el campo Ante esta praacutectica la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de la operacioacuten del campo Ademaacutes de las alternativas analizadas en este trabajo existen otras que se podriacutean llevar a cabo como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de los hidrocarburos adecuar este gas para utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) Lo menos que se puede hacer en este caso es disminuir la produccioacuten de GEI por la quema lo que conlleva a la construccioacuten de una planta de procesamiento del gas para eliminar los liacutequidos
En el anexo L se muestra el anaacutelisis econoacutemico de lo que representa para Ecopetrol el gas que se quema yo se ventea Este gas tiene un alto poder caloriacutefico como resultado de la extraccioacuten en conjunto con el crudo y a su vez por la disolucioacuten que se le hace al crudo con nafta para poderlo transportar por tuberiacuteas desde la cabeza del pozo hasta la planta de tratamiento Por lo tanto este gas sucio requiere de un proceso para poder llevarlo a condiciones de comercializacioacuten y en este estado su precio podriacutea oscilar alrededor de 6 US$MMbtu Para efectos de analizar lo que se deja de recibir como ingresos de este gas se toma de referencia que este gas podriacutea comercializarse despueacutes de tratamiento en 6 US$MMbtu y por lo tanto habraacute que quitarle 2 US$MMbtu por tratamiento (cuando se procesan 4 MMpcd) restarle ademaacutes 1 US$MMbtu por efecto de imprevistos y utilidad por el proceso de tratamiento lo cual da que el valor de este gas sucio puede ser de 3 US$MMbtu es decir el 50 de lo que vale un gas tipo CREG Sobre esta base Ecopetrol deja de recibir en VNA unos 34 MUS$ en un periacuteodo de 20 antildeos lo cual ha permitido en este proyecto viabilizar algunas alternativas para su implementacioacuten Si el gas en condiciones no CREG deja un VNA de 34 MMUS$ el cual no se recibe como ingreso permite estudiar cualquier opcioacuten de mejorarlo y disponerlo para su comercializacioacuten Asiacute que lo miacutenimo que se puede plantear es construir la planta de tratamiento y el gasoducto para su transporte lo que convierte este proyecto en un VNA de 236 MMUS$ que corresponde a la alternativa de Venta de gas En la tabla 48 se muestra el consolidado de validacioacuten de las alternativas analizadas en especial lo relacionado con el impacto econoacutemico y los beneficios operacionales En este consolidado se muestran los resultados econoacutemicos para un periacuteodo de evaluacioacuten de 20 antildeos Ademaacutes se califican estas alternativas con base en criterios tales como tiempo de implementacioacuten de la alternativa impacto al interior del campo y a nivel externo inversiones de equipos y plantas entre otros
102
Tabla 48 Evaluacioacuten Cualitativa de Alternativas Propuestas
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
ALTO BAJA CORTO PLAZO ALTA MEDIO ALTO
De dejan de recibir ingresos
por la no disposicioacuten de este
gas para uso industrial yo
comercial VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
VNA = - 34222 MMUS$
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEI
Es necesario el tratamiento para
disponerlo para cualquier uso En
la inversioacuten estaacute el gasoducto de 40
Km
Ingresos por venta de gas VNA
a un periacuteodo de 20 antildeos
PLANTA DE TRATAMIENTO 2293 MMUS$VNA = 2363 MMUS$ TIR = 21
RI = 54 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO ALTA ALTO ALTO
Se reduce emisiones GEI
Las inversiones en la planta de
calentamiento son bajas La planta
de tratamiento asume la inversioacuten
del gasoducto 40 Km
Reduce costos energiacutea eleacutectrica
nafta y mantenimiento a pozos
Mejora eficiencia de
extraccioacuten VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
CALENTAMIENTO FLUIDOS 306 MMUS$VNA = 25490 MMUS$ TIR =
880 RI = 01 antildeo
CALENTAMIENTO FLUIDOS +
TRATAMIENTO DE GAS2599 MMUS$
VNA = 27853 MMUS$ TIR =
880 RI = 1 antildeo
Venta al SNT Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Venta y Compra de gas
Aumenta disponibilidad de gas
en el paiacutes Operacioacuten maacutes
limpia
Calentamiento de Crudo
(Solo para 33 del total
fluiacutedos extraiacutedos )
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Requiere ingenieriacutea
baacutesica
Mejora eficiencia Sistema de
Extraccioacuten Reduce
requerimiento de energiacutea Mayor
produccioacuten
Aumenta disponibilidad de
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
Linea Base (Quema o
Venteo de Gas)
El campo Chichimene esta
catalogado como
productor de crudo y el gas
obtenido es muy poco Esto
hace que solo requiera de
permiso para quemar el
gas excedente y no se
generen multas
Las instalaciones operativas se
mantienen en estado de alerta
por la dispersioacuten de este gas en
su entorno lo cual podriacutea
originar explosiones causando
dantildeo especialmente al personal
de la operacioacuten de la planta de
tratamiento de Chichimene
Genera una alta contaminacioacuten
en el entorno por la quema de
este gas y sobre todo que la
dispersioacuten de estos gases de
combustioacuten es l imitada ya que
el punto de quema permanece
en el mismo sitio
El impacto genera gases de
combustioacuten que oscila
alrededor de 60
TonMMSCFD durante todos
los diacuteas del antildeo El grado de
dispersioacuten es muy bajo
concentrando estos gases
en el mismo sitio
Se debe mantener la tea equipos de
control y monitoreo de gases en
oacuteptimas condiciones de operacioacuten
Asiacute mismo mantener vigilancia
permanente por parte del personal
de seguridad para evitar
acumulaciones de gas alrededor de
la operacioacuten que puedan ocasionar
explosiones repentinas
103
Tabla 45 Evaluacioacuten Cualitativa Final de Alternativas Propuestas (Continuacioacuten)
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
MEDIO MEDIA LARGO PLAZO ALTA ALTO MEDIO
Reduce emisiones GEI Siacute es
combinada la reduccioacuten es
mayor
Es un buen negocio para realizarlo
conjuntamente La teacutermica asume
inversioacuten del gasoducto 40 Km
Reduce costos por compra de
energiacutea por mayor produccioacuten
Reduce costos por intervencioacuten
a pozos VNA a un periacuteodo de 20
antildeos
TEacuteRMICA 232 Mwe 3180 MMUS$VNA = 9269 MMUS$ TIR = 44
RI = 24 antildeos
TERMICA 232 Mwe + PLANTA
TRATAMIENTO GAS4873 MMUS$
VNA = 12387 MMUS$ TIR =
37 RI = 314 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Esta alternativa es maacutes viable siacute
ECP la realiza conjuntamente La
planta tratamiento asume la
inversioacuten del gasoducto de 40 Km
Ingresos por venta GNC VNA a
un periacuteodo de 20 antildeos
GNC 247 MMUS$VNA = 576 MMUS$ TIR = 38
RI = 277 antildeosGNC + PLANTA TRATAMIENTO
GAS254 MMUS$
VNA = 2939 MMUS$ TIR = 22
RI = 502 antildeos
BAJO ALTA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Inversioacuten alta de 143 MMUS$ No
se hizo corrida econoacutemica por no ser
viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Depende de Peak
Shaving Madre
Mejora seguridad de
instalaciones Almacena gas
para uso posterior Riesgo
explosioacuten
Ingresos de venta GNL No se
hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Cubre demanda pico de gas
Exporta gas l icuado Operacioacuten
maacutes limpia
BAJO MEDIA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEINo se hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA No hay cliente en el
entorno
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Ingresos por venta de gas No
se hizo corrida econoacutemica por
no ser viable en el momento
Aumenta disponibilidad de gas
en paiacutes Operacioacuten maacutes limpia
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Estabilidad a la produccioacuten
Reduce fallas
Aumenta disponibilidad
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
Auto Generacioacuten
(Teacutermica 23 2 MWe )Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Trigeneracioacuten
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Existen varias
plantas en paiacutes
Gas Natural Comprimido
(Planta para 500
MSCFD ) el excedente
de gas se vende
Cubre demanda de poblaciones
lejanas Cubre demanda pico
Reemplaza gas importado Uso
de gas de campos marginales
Planta Peak Shaving
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
104
En cada una de las alternativas planteadas en la matriz se muestra el beneficio econoacutemico como un VNA a un periacuteodo de 20 antildeos el impacto ambiental de cada una de las alternativas13 los requerimientos econoacutemicos de cada una de ellas Los plazos de ejecucioacuten dependen de las autorizaciones que se requiera para llevar a construccioacuten cada una de las alternativas Asimismo la incidencia operativa los beneficios operacionales y el impacto externo se evaluacutean con rangos de alto medio bajo siacute impacta de manera positiva o negativa a la operacioacuten del campo a las comunidades cercanas o paiacutes14
De acuerdo con lo anterior las alternativas se analizan y se resumen de la siguiente forma
En la alternativa de Generacioacuten Eleacutectrica se analiza que la demanda de energiacutea por los pozos productores es de 19 MWh y en la medida que el campo pierde presioacuten el sistema de extraccioacuten estaraacute maacutes profundo demandando una mayor cantidad de energiacutea para mantener los mismos niveles de produccioacuten Este concepto es uno de los que mayor inciden en los costos de produccioacuten (18 millones de doacutelares al antildeo a precio de productor de 220 $KWh) Por la demanda de energiacutea por los costos de produccioacuten y sobre todo por la estabilidad en el sistema eleacutectrico del campo que conlleva menores peacuterdidas de produccioacuten de crudo la autogeneracioacuten de energiacutea en el campo seriacutea conveniente pero no deja de ser una variable importante el volumen de gas disponible Ademaacutes la inversioacuten que se requiere (planta de tratamiento del gas central teacutermica redes subestaciones y gasoducto) es alta y su implementacioacuten es de largo plazo El VNA de la teacutermica es de 3180 MMUS$ y un TIR de 9269 y conjunto con la planta de tratamiento el VNA es de 4873 MMUS$ y el TIR es de 37 En este caso la turbina genera gas suficiente para cubrir la demanda del sistema de extraccioacuten (es decir 20 MW) y el excedente (alrededor de 1 MW) se destina para la planta de tratamiento
La alternativa de Venta de gas requiere que el gas cumpla especificaciones CREG para hacer factible su venta bien sea para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Esta alternativa tiene una inversioacuten baja ya que soacutelo se requiere construir la planta de procesamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas que es el gasoducto CusianandashApiay-Bogotaacute Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto es de 6 millones de doacutelares y ademaacutes su implementacioacuten es de corto plazo Este gas
13 En el Anexo O se muestra la medicioacuten de impactos ambientales de cada una de las alternativas a partir de los factores de emisioacuten de los contaminantes como tambieacuten el grado de dispersioacuten de los contaminantes en el medio ambiente 14 En el Anexo N se puede detallar cada uno de los requerimientos econoacutemicos para las diferentes alternativas valoradas
105
cubririacutea parte del gas que Colombia tendriacutea que importar a partir del 2018 siacute no se adicionan nuevas reservas en estos cuatros antildeos El VNA de esta alternativa es de 2363 MMUS$ y un TIR de 21
Para el caso de pequentildeas producciones de gas como el campo Chichimene que es de 500000 pies cuacutebicos hoy diacutea la Planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) la cual abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Esta alternativa estaacute sujeta a que exista una planta Peak Shaving que licue almacene y regasifique el gas la cual requiere que entidades gubernamentales como ECOPETROL UPME CREG entre otros organismos aprueben la construccioacuten La planta estariacutea destinada para manejar el gas que se importe siacute se diera el caso o en su defecto para condicionar el gas que se exportariacutea por viacutea mariacutetima Bajo estas circunstancias la idea de licuar el gas del campo Chichimene para almacenarlo en una planta Peak Shaving madre no es viable en los momentos actuales ni en el mediano plazo De otra parte las inversiones y los gastos operativos de una planta Peak Shaving son altos y el retorno de la inversioacuten es de muy largo plazo (mayor a 20 antildeos)
La alternativa de Gas Natural Comprimido es viable ya que el volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea podriacutean dar una cobertura para 25000 familias que registren consumos promedios de 20 pies cuacutebicos por diacutea (0567 m3diacutea) La demanda potencial para este gas son las pequentildeas poblaciones que estaacuten lejos de la red de transporte de gas y que usan como combustible el gas licuado del petroacuteleo (GLP) cuyo costo es el doble de lo que vale el gas natural domiciliario La facilidad para transportar GNC y ademaacutes que el precio oscila entre el precio del gas natural y el GLP lo hacen viable para su implementacioacuten Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado El tiempo para la implementacioacuten de esta alternativa es de corto plazo y sobre todo que en el paiacutes existen varias plantas de GNC La inversioacuten de la planta GNC es de 247 MMUS$ el VNA de 576 MMUS$ y el TIR de 38 El anaacutelisis de viabilidad de esta alternativa se hizo para un volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea De acuerdo con las proyecciones de produccioacuten incremental de gas es factible ampliar esta alternativa o en su defecto el gas que sobre se pueda destinar a cualquiera de las otras alternativas
La implementacioacuten de la alternativa de Calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electrosumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se
106
reduce el volumen de nafta inyectado pues solo se requiere de la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean La inversioacuten es baja (306 MMUS$) y genera un VNA de 2549 MMUS$ y un TIR de 880 Dado que el gas que requiere es menor al que se podriacutea tener se hace necesario construir la planta y el gasoducto para el gas sobrante lo cual da una inversioacuten conjunta de 25 99 MMUS$ con un VNA de 27853 MMUS$ y un TIR de 110 Esta alternativa resulta la maacutes conveniente desde todos los paraacutemetros analizados El tiempo de implementacioacuten es de corto plazo ya que los montajes de las vasijas no son complejos y lo acelera el hecho de tener muy buenas ventajas para la operacioacuten del campo
La alternativa de Trigeneracioacuten no tiene gran viabilidad dado el entorno donde se encuentra el campo Chichimene pues este sistema es aplicable en el sector industrial y en el sector residencial para abastecer energiacutea friacuteo y calor debido a cambios estacionales Lo que conlleva a procesar el gas y llevarlo por un gasoducto hasta el punto de uso ya que en el entorno del campo no hay empresas o industrias que requieran de estos servicios luego resulta ser lo mismo que venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas del paiacutes
107
6 CONCLUSIONES
La alternativa que genera mayores beneficios es la de calentamiento de fluidos en las liacuteneas de recoleccioacuten Esta alternativa es econoacutemicamente impactante como tambieacuten lo es su baja inversioacuten incidencia operacional y de raacutepida implementacioacuten El VNA de esta alternativa incluyendo la planta de tratamiento del gas es de 278 MMUS$ que es 10 veces maacutes que el VNA de lo que representa la venta del gas para consumo comercial
La alternativa de autogeneracioacuten presenta buenos beneficios en la parte econoacutemica y sobre todo en la estabilidad de la operacioacuten de extraccioacuten de hidrocarburos De otra parte es conveniente porque libera la energiacutea que hoy diacutea se toma del Sistema Nacional de Transporte y se puede disponer para consumo nacional No presenta ventajas en lo relativo al tiempo que requiere su implementacioacuten Esta alternativa es la que sigue en VNA a la alternativa anterior
La alternativa de gas natural comprimido presenta un gran impacto con respecto al entorno ya que esta conversioacuten de gas natural a gas licuado le permite a la comunidad del aacuterea disponer de un gas maacutes barato que el GLP No obstante cuando se combina con la planta de tratamiento de gas es mucho maacutes viable econoacutemicamente
El gas de recoleccioacuten del campo Chichimene debe ser tratado para llevarlo a condiciones CREG de tal forma que se pueda disponer para cualquiera de las alternativas planteadas en este estudio Con la venta de este gas se cubren las inversiones de la planta de tratamiento y generan un buen impacto econoacutemico
El gas producido en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene no se debe seguir quemando dado el impacto negativo en el medio ambiente Las emisiones de CO2 por la quema de este gas son de aproximadamente 316 toneladas por diacutea durante todos los diacuteas del antildeo y sobre todo que su impacto se concentra en un mismo lugar
Las alternativas de la planta Peak Shaving y trigeneracioacuten no son viables en la actualidad
108
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WEIL GROUP UIS ldquoProyecto de tratamiento del gas del campo Colorado alternativas de solucioacuten de la disposicioacuten del gas asociadordquo (Junio de 2014)
ZERPA Adriaacuten ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo (Junio de 2014)
111
ANEXOS
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte
1 CHICHIMENE-4 K1K2 4453 130 4323 971 140 108 - K1K2
2 CHICHIMENE-17 K1K2 2411 47 2363 981 142 301 162 K1K2
3 CHICHIMENE-20 K1K2 2349 92 2257 961 40 044 - K1K2
4 CHICHIMENE-5 K1K2 2095 368 1726 824 171 046 147 K1K2
5 CHICHIMENE-82 K2 1796 357 1439 801 7 002 209 K2
6 CHICHIMENE-80 K2 1426 267 1159 813 0 0 208 K2
7 CHICHIMENE-173 K1 1384 170 1215 877 0 0 199 K1
8 CHICHIMENE-1 K1K2 1242 34 1208 973 92 269 - K1K2
9 CHICHIMENE-12A K1K2 1167 283 883 757 0 0 166 K1K2
10 CHICHIMENE-38 K1 1142 507 635 556 69 014 123 K1
11 CHICHIMENE-172 K1 1079 171 908 842 0 0 190 K1
12 CHICHIMENE-67 K1 1067 458 610 571 9 002 214 K1
13 CHICHIMENE-19 K1K2 983 251 732 745 181 072 - K1K2
14 CHICHIMENE-66 K1 781 179 602 771 7 004 214 K1
15 CHICHIMENE-26 K1 756 395 361 478 13 003 170 K1
16 CHICHIMENE-81 K1 348 73 275 790 0 0 207 K1
17 CHICHIMENE-82 K1 332 66 266 801 1 002 209 K1
18 CHICHIMENE-15 K1K2 201 189 12 60 183 097 - K1K2
19 CHICHIMENE-23 K1K2 0 0 0 Inactivo 0 0 - K1K2
SUBTOTAL K1 - K2 25012 4037 20974 839 1055 026 179
1 CHICHIMENE-158 SF 2632 1832 800 304 44 002 - SF
2 CHICHIMENE-65 SF 2550 1479 1071 420 116 008 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
112
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
3 CHICHIMENE-34 SF 2001 680 1321 660 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-156 SF 1886 1554 332 176 162 01 - SF
5 CHICHIMENE-141 SF 1792 1005 787 439 78 008 - SF
6 CHICHIMENE-83 SF 1747 424 1324 757 61 014 - SF
7 CHICHIMENE-84 SF 1640 734 907 552 98 013 - SF
8 CHICHIMENE-144 SF 1495 725 770 515 50 007 - SF
9 CHICHIMENE-142 SF 1427 877 550 385 60 007 - SF
10 CHICHIMENE-140 SF 1242 664 578 465 52 008 - SF
11 CHICHIMENE-28 SF 1200 915 286 238 30 003 - SF
12 CHICHIMENE-18 SF 1109 679 430 388 153 022 - SF
13 CHICHIMENE-16 SF 1086 160 926 853 182 114 - SF
14 CHICHIMENE-22 SF 889 344 545 613 10 003 - SF
15 CHICHIMENE-108 SF 841 799 42 50 54 007 - SF
16 CHICHIMENE-63 SF 729 708 21 29 47 007 - SF
17 CHICHIMENE-3 SF 696 327 369 530 482 148 - SF
18 CHICHIMENE-160 SF 689 661 28 41 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-97 SF 670 581 89 133 46 008 - SF
20 CHICHIMENE-24 SF 666 591 75 113 117 02 122 SF
21 CHICHIMENE-74 SF 654 617 37 57 0 0 - SF
22 CHICHIMENE-40 SF 602 578 23 40 0 0 - SF
23 CHICHIMENE-159 SF 595 500 95 160 35 007 - SF
24 CHICHIMENE-163 SF 554 535 19 34 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
113
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
25 CHICHIMENE-62 SF 548 519 29 53 41 008 - SF
26 CHICHIMENE-86 SF 548 494 54 99 41 008 - SF
27 CHICHIMENE-115 SF 525 451 73 141 11 002 - SF
28 CHICHIMENE-73 SF 479 383 96 200 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-6 SF 434 429 4 12 29 007 - SF
30 CHICHIMENE-116 SF 391 348 43 110 0 0 - SF
31 CHICHIMENE-39 SF 378 366 13 32 27 007 - SF
32 CHICHIMENE-44 SF 347 327 21 58 34 01 - SF
33 CHICHIMENE-145 SF 298 283 15 50 10 003 - SF
34 CHICHIMENE-162 SF 290 263 27 93 9 004 - SF
35 CHICHIMENE-35 SF 274 252 22 80 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-57 SF 271 254 17 63 10 004 - SF
37 CHICHIMENE-60 SF 264 258 5 23 0 0 - SF
38 CHICHIMENE-27 SF 228 218 10 44 0 0 - SF
39 CHICHIMENE-161 SF 202 193 10 45 0 0 - SF
40 CHICHIMENE-2 SF 189 179 10 53 19 011 - SF
41 CHICHIMENE-59 SF 188 184 4 21 3 001 - SF
42 CHICHIMENE-95 SF 128 111 17 133 0 0 - SF
43 CHICHIMENE-109 SF 94 93 1 11 2 002 - SF
44 CHICHIMENE-41 SF 69 65 4 58 0 0 - SF
45 CHICHIMENE-111 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
46 CHICHIMENE-113 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
114
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
47 CHICHIMENE-133 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
48 CHICHIMENE-136 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
49 CHICHIMENE-137 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-138 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
51 CHICHIMENE-14 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
52 CHICHIMENE-157 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-23 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
54 CHICHIMENE-42 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-43 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-58 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
57 CHICHIMENE-61 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
58 CHICHIMENE-64 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
59 CHICHIMENE-85 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
60 CHICHIMENE-96 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122
TOTAL 60549 27676 32874 543 3191 0115 139
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
115
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur
1 CHICHIMENE-50 K1 364 210 154 423 0 0 - K1
SUBTOTAL K1 - K2 364 210 154 423 0 0 -
1 CHICHIMENE SW-05 SF 1042 995 47 45 0 0 - SF
2 CHICHIMENE-104 SF 1026 921 105 102 8 001 - SF
3 CHICHIMENE-69 SF 953 864 88 93 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-32 SF 890 819 71 80 12 001 - SF
5 CHICHIMENE SW-28 SF 877 807 70 80 0 0 - SF
6 CHICHIMENE-105 SF 817 764 52 65 3 0 - SF
7 CHICHIMENE-36 SF 786 484 303 384 6 001 - SF
8 CHICHIMENE SW-31 SF 781 730 50 65 0 0 - SF
9 CHICHIMENE SW-57 SF 773 729 44 57 0 0 - SF
10 CHICHIMENE SW-35 SF 753 572 181 240 0 0 - SF
11 CHICHIMENE-122 SF 752 750 2 03 0 0 - SF
12 CHICHIMENE SW-59 SF 725 688 37 51 0 0 - SF
13 CHICHIMENE SW-4 SF 714 585 129 181 0 0 - SF
14 CHICHIMENE SW-47 SF 695 667 28 40 0 0 - SF
15 CHICHIMENE SW-34 SF 681 620 61 90 0 0 - SF
16 CHICHIMENE-30 SF 677 596 82 120 342 057 - SF
17 CHICHIMENE SW-58 SF 660 498 162 245 0 0 - SF
18 CHICHIMENE SW-20 SF 652 638 14 21 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-54 SF 648 611 37 57 19 003 - SF
20 CHICHIMENE-76 SF 648 615 32 51 25 004 - SF
21 CHICHIMENE-53 SF 634 581 53 84 31 005 - SF
22 CHICHIMENE-55 SF 610 564 46 75 24 004 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
116
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
23 CHICHIMENE-125 SF 595 540 55 92 0 0 - SF
24 CHICHIMENE SW-13 SF 565 555 11 18 2 0 - SF
25 CHICHIMENE-106 SF 559 536 23 41 15 003 - SF
26 CHICHIMENE-124 SF 553 488 65 118 0 0 - SF
27 CHICHIMENE SW-11 SF 551 544 7 13 191 035 - SF
28 CHICHIMENE SW-49 SF 503 483 20 40 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-88ST1 SF 501 459 42 84 3 001 - SF
30 CHICHIMENE-93 SF 486 451 35 72 2 0 - SF
31 CHICHIMENE SW-46 SF 480 465 15 31 0 0 - SF
32 CHICHIMENE SW-19 SF 474 469 6 11 0 0 - SF
33 CHICHIMENE SW-10 SF 461 456 6 11 0 0 - SF
34 CHICHIMENE SW-14 SF 450 440 10 22 3 001 - SF
35 CHICHIMENE-121 SF 444 426 18 41 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-70 SF 441 404 37 84 14 003 - SF
37 CHICHIMENE-87 SF 433 369 64 148 2 0 - SF
38 CHICHIMENE SW-29 SF 428 338 90 210 0 0 - SF
39 CHICHIMENE SW-24 SF 410 377 33 80 0 0 - SF
40 CHICHIMENE SW-42 SF 406 397 10 22 0 0 - SF
41 CHICHIMENE SW-43 SF 406 393 13 32 0 0 - SF
42 CHICHIMENE-29 SF 390 369 21 54 1 0 - SF
43 CHICHIMENE SW-17 SF 374 356 18 48 0 0 - SF
44 CHICHIMENE SW-38 SF 370 361 9 24 0 0 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
117
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
45 CHICHIMENE SW-21 SF 369 356 13 35 0 0 - SF
46 CHICHIMENE SW-25 SF 361 329 32 89 0 0 - SF
47 CHICHIMENE-78 SF 355 337 18 51 21 006 - SF
48 CHICHIMENE SW-45 SF 333 313 20 60 0 0 - SF
49 CHICHIMENE SW-6 SF 331 308 23 69 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-123 SF 330 312 18 55 0 0 - SF
51 CHICHIMENE SW-12 SF 329 324 5 15 2 001 - SF
52 CHICHIMENE SW-2 SF 316 298 18 57 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-103 SF 297 272 25 84 1 0 - SF
54 CHICHIMENE-120 SF 297 281 16 54 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-127 SF 286 278 8 28 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-48 SF 279 277 2 07 1 0 - SF
57 CHICHIMENE-71 SF 270 255 15 56 2 001 - SF
58 CHICHIMENE-91H SF 258 253 5 19 7 003 - SF
59 CHICHIMENE SW-33 SF 254 246 8 31 0 0 - SF
60 CHICHIMENE SW-08 SF 252 251 1 04 75 03 - SF
61 CHICHIMENE SW-51 SF 240 233 7 29 0 0 - SF
62 CHICHIMENE-79 SF 235 230 5 21 1 0 - SF
63 CHICHIMENE-119 SF 224 222 2 09 0 0 - SF
64 CHICHIMENE SW-26 SF 220 213 7 32 0 0 - SF
65 CHICHIMENE-118 SF 212 191 21 99 0 0 - SF
66 CHICHIMENE-72 SF 206 196 10 49 1 001 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
118
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
67 CHICHIMENE SW-27 SF 188 177 10 59 0 0 - SF
68 CHICHIMENE-49 ST1 SF 183 181 3 11 0 0 - SF
69 CHICHIMENE SW-09 SF 161 158 2 19 0 0 - SF
70 CHICHIMENE SW-15 SF 150 149 0 07 0 0 - SF
71 CHICHIMENE SW-18 SF 117 115 2 17 0 0 - SF
72 CHICHIMENE-126 SF 111 102 9 81 0 0 - SF
73 CHICHIMENE SW-30 SF 91 89 3 22 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 34329 31720 2610 76 837 0026 -
TOTAL 34693 31930 2764 80 837 0026 -
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
119
Anexo C Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Norte
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH28 CL4 5049 340
CH62 CL4 4060 192
CH63 CL4 4659 266
CH65 CL4 1163 236
CH27 CL7 000 17
CH57 CL7 000 24
CH59 CL7 000 26
CH60 CL7 00 19
CH26 CL9 000 110
CH38 CL9 3660 131
CH39 CL9 000 106
CH66 CL9 26 103
CH67 CL9 404 110
CH40 CL10 00 205
CH41 CL10 000 162
CH73 CL10 000 195
CH74 CL10 000 173
CH43 CL11 596 145
AK1 CL13 00 379
CH35 CL13 00 120
CH108 CL13 545 215
CH109 CL13 00 93
CH34 CL14 113 128
CH115 CL14 115 126
CH83 CL21 5613 176
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH84 CL21 6543 158
CH86 CL21 000 225
CH80 CL22 000 164
CH81 CL22 00 83
CH82 CL22 00 145
CH160 CL24 00 179
CH161 CL24 00 126
CH162 CL24 00 178
CH163 CL24 00 195
CH141 CL25 1720 166
CH142 CL25 3990 167
CH144 CL25 4980 176
CH156 CL26 1616 180
CH158 CL26 436 209
CH159 CL26 3467 227
CH140 CL33 5159 148
CH96 CL46 5820 206
CH97 CL46 000 314
CH172 CL46 000 102
CH173 CL46 000 102
CH14 IND 7890 242
CH2 IND 1944 79
CH6 IND 2890 152
CH4 IND 14002 266
CH3 IND 48230 228
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH24 IND 11747 108
CH17 IND 14243 56
CH18 IND 15257 229
CH16 IND 18211 85
CH5 IND 17121 134
CH12A IND 021 80
SW1 5026 38
8944
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
120
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-12 1 176 157
SW-13 1 227 117
SW-14 1 257 152
SW-15 1 000 139
CH-29 2 090 209
CH-53 2 3136 171
CH-54 2 1884 192
CH-55 2 2356 221
CH-69 5 234 248
CH-70 5 140 166
CH-71 5 15 88
CH-72 5 13 68
SW-2 6 000 127
SW-10 6 000 181
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-11 6 1361 193
SW-17 6 000 129
SW-18 6 000 224
SW-19 6 000 185
CH-30 8 3420 253
CH-48 8 073 112
CH-49 8 000 159
CH-50 8 000 130
SW-8 12 747 138
SW-9 12 0 77
SW-24 16 00 219
SW-25 16 00 173
SW-26 16 00 140
SW-27 16 00 136
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
121
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-4 17 00 112
CH-103 17 07 126
CH-104 17 78 165
CH-105 17 25 387
CH-106 17 153 203
CH-122 19 027 198
CH-123 19 000 171
CH-124 19 000 218
CH-125 19 000 157
CH-126 19 000 77
CH-127 19 050 125
CH-32 20 115 227
CH-87 20 16 136
CH-88 20 299 200
CH-91H 20 730 300
CH-93 20 222 165
SW-20 29 000 63
SW-21 29 000 38
CH-118 30 000 19
CH-119 30 000 29
CH-120 30 000 28
CH-121 30 000 38
SW-6 31 000 151
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-28 31 000 190
SW-29 31 000 138
SW-30 31 000 145
SW-31 31 000 244
SW-5 32 000 181
SW-49 32 000 59
SW-51 32 000 24
SW33 34 000 25
SW34 34 000 63
SW35 34 000 67
SW57 34 000 61
SW58 34 000 47
SW59 34 000 60
CH-36 35 263 120
CH76 35 2462 114
CH-77 35 399 149
CH-78 35 2130 156
CH-79 35 115 109
SW38 36 000 21
SW42 37 000 46
SW43 37 000 43
SW45 37 000 25
SW46 37 000 58
9982
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
122
Anexo E Resumen consumo en pozos del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
1 4 565
2 4 793
5 4 570
6 6 1039
8 4 654
12 2 215
16 4 668
17 5 993
19 6 946
20 5 1028
29 2 101
30 4 114
31 5 868
32 3 264
34 6 323
35 5 648
36 1 21
37 4 172
Subtotal SUR 18 74 9982
S
U
R
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
4 4 1034
7 4 86
9 5 560
10 4 735
11 1 145
13 4 807
14 2 254
21 3 559
22 3 392
24 4 678
25 3 509
26 3 616
33 1 148
46 4 724
IND 11 1659
SW1 1 38
Subtotal NORTE 16 57 8944
N
O
R
T
E
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
123
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Total AOM 497251340 512168880 527533947 543359965 681103165 576450587 593744104 611556428 629903120 789585241
Cons Energiacutea - $ 389351340 401031880 413062837 425454722 438218363 451364914 464905862 478853038 493218629 508015188
AOM menor - $ 107900000 111137000 114471110 117905243 121442401 125085673 128838243 132703390 136684492 140785027
AOM mayor - $ 0 0 0 0 121442401 0 0 0 0 140785027
Demanda - m3 5518800 5684364 5854895 6030542 6211458 6397802 6589736 6787428 6991051 7200782
VNA -AOM ($) $ 3587090188
Inversioacuten - $ 1079000000
VNA Total - $ $ 4666090188
VNA -Volumen (m3) 38512400
121 $m3
34322 $pcCosto compresioacuten
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Total AOM 668264220 688312147 708961512 730230357 915345699 774701386 797942427 821880700 846537121 1061136538
Cons Energiacutea - $ 523255643 538953312 555121912 571775569 588928836 606596701 624794602 643538440 662844594 682729931
AOM menor - $ 145008577 149358835 153839600 158454788 163208431 168104684 173147825 178342260 183692527 189203303
AOM mayor - $ 0 0 0 0 163208431 0 0 0 0 189203303
Demanda - m3 7416806 7639310 7868489 8104544 8347680 8598111 8856054 9121736 9395388 9677249
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
124
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento (Continuacioacuten)
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Inversioacuten $ 64986020
Costo de AOM $ 649860 $ 669356 $ 689437 $ 710120 $ 731423 $ 753366 $ 775967 $ 799246 $ 823223 $ 847920
Demanda - m3 109500 112785 116169 119654 123243 126941 130749 134671 138711 142873
VNA -AOM $COP $ 4534985
Inversioacuten - $COP $ 64986020
VNA Total - $COP $ 69521005
VNA -Volumen (m3) 764135
91 $m3
2578 $MMBTU =Costo almacenamiento x moacutedulo 132 UD$MMbtu (TRM = 1950$US$)
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Costo de AOM $ 873358 $ 899559 $ 926545 $ 954342 $ 982972 $ 1012461 $ 1042835 $ 1074120 $ 1106343 $ 1139534
Demanda - m3 147159 151574 156121 160804 165629 170597 175715 180987 186416 192009
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
125
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Norte
126
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Sur (Continuacioacuten)
127
Anexo H Precios de Referencia de Gas Natural de Campo Guajira y Opoacuten
Fuente Resolucioacuten CREG 119 de 2005
Anexo I Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
El gas en Colombia es considerado como un bien de primera necesidad y dado que gran parte de su produccioacuten se consume principalmente como gas domiciliario se cataloga como un servicio puacuteblico esencial y por esto es competencia del paiacutes hacer control en la cadena de valor de este energeacutetico
Es competencia de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible asiacute mismo asegurar que se realicen en el paiacutes por medio de empresas oficiales mixtas o privadas las actividades de produccioacuten comercializacioacuten construccioacuten y operacioacuten de gasoductos y de redes
Por lo anterior el gobierno creoacute la Comisioacuten de Regulacioacuten de la Energiacutea y Gas ldquoCREGrdquo a traveacutes de la Ley 142 de 1994 como unidades administrativas
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
56537 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo Guajira pertenece a caacutelculos
internos realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011
Ecopetrol no es una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicadaPMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
PMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PERIODO 01 DE ENERO DE 2014 - 30 DE JUNIO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) = 63244 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo OpOacuten pertenece a caacutelculos internos
realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011 Ecopetrol no es
una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicada
PRECIO GAS NATURAL CAMPO OPOacuteN
PRECIO GAS NATURAL CAMPO GUAJIRAPERIODO 01 DE AGOSTO DE 2013 - 31 DE ENERO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) =
128
especiales con independencia administrativa teacutecnica y patrimonial y adscrita al Ministerio de Minas y Energiacutea La CREG tiene la funcioacuten de regular los monopolios en la prestacioacuten del servicio de gas cuando la competencia no sea de hecho posible y en los demaacutes casos la de promover la competencia entre quienes presten servicios puacuteblicos para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean econoacutemicamente eficientes no impliquen abusos de la posicioacuten dominante y produzcan servicios de calidad Para ello tendraacute las siguientes funciones y facultades especiales
Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energiacutea y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energeacutetica eficiente propiciar la competencia en el sector de minas y energiacutea y proponer la adopcioacuten de las medidas necesarias para impedir abusos de posicioacuten dominante y buscar la liberacioacuten gradual de los mercados hacia la libre competencia
Expedir regulaciones especiacuteficas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijacioacuten de compromisos de ventas garantizadas de gas
Establecer el reglamento de operacioacuten para realizar el planeamiento y la coordinacioacuten de la operacioacuten del Sistema Nacional de Ductos y para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de gas combustible
Fijar las tarifas de venta de gas combustible o delegar en las empresas distribuidoras cuando sea conveniente dentro de los propoacutesitos de esta Ley bajo el reacutegimen que ella disponga la facultad de fijar estas tarifas
Definir las metodologiacuteas y regular las tarifas por los servicios de despacho y coordinacioacuten prestados por los centros regionales y por el Centro Nacional de Despacho
La CREG ha estudiado y aprobado varias resoluciones para cumplir con sus funciones de control entre las cuales se citan especialmente las que tienen que ver con la produccioacuten comercializacioacuten distribucioacuten y transporte de gas A continuacioacuten se hace un resumen de lo que tratan estas resoluciones
I CONDICIONES GENERALES
Con el fin de garantizar el acceso abierto al Sistema Nacional de Transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados se suscribiraacuten independientemente de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su valoracioacuten El transportador de gas natural no podraacute realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Podraacute no obstante adquirir
129
el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del Sistema de Transporte siacute ello se hace necesario Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no podraacuten ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6deg de Resolucioacuten 057 de 1996 El transportador tampoco podraacute tener intereacutes econoacutemico en empresas de generacioacuten eleacutectrica Los productores de gas natural no podraacuten desarrollar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica pero podraacuten poseer hasta 25 del capital social de una empresa que desarrolle tal actividad Los productores comercializaraacuten libremente su produccioacuten de gas natural y realizaraacuten contratos de venta en el Mercado Mayorista Los grandes consumidores de gas natural podraacuten negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor comercializador transportador o distribuidor pagando los correspondientes cargos al duentildeo de las redes siacute fuese el caso Los precios de transporte distribucioacuten y venta seraacuten negociables pero no superiores a los precios maacuteximos establecidos por la CREG salvo cuando mediante resolucioacuten se haya determinado que el precio de comercializacioacuten a grandes consumidores sea libre Con el fin de adecuar los contratos a las necesidades de los consumidores y a sus condiciones particulares se ofreceraacuten distintas modalidades contractuales las cuales seraacuten de conocimiento puacuteblico Podraacuten ofrecerse entre otros contratos firmes contratos en pico o contratos interrumpibles que incluyan o no prima de disponibilidad o una combinacioacuten de ellos En suma se permiten todas aquellas modalidades contractuales que no sean contrarias a la ley y la regulacioacuten y a los principios de libre competencia Se negociaraacuten de manera independiente los contratos de transporte y los de compraventa cuando se adquiera el combustible en un sitio distinto del nodo intermedio o de salida del Sistema o Subsistema de Transporte y se admitiraacuten diferentes puntos de entrega Al vender gas combustible por redes de tuberiacutea los comercializadores no discriminaraacuten entre personas o clases de personas salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta Los comercializadores no restringiraacuten distorsionaraacuten o evitaraacuten la competencia en la produccioacuten transporte distribucioacuten o comercializacioacuten del gas Asimismo no podraacuten abusar de su posicioacuten dominante en la fijacioacuten de precios
130
El transportador no podraacute otorgar trato preferencial a ninguacuten usuario de sus servicios y en particular a los comercializadores distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relacioacuten de las que configuran intereacutes econoacutemico Las empresas que desarrollen actividades de produccioacuten venta o distribucioacuten pueden ser comercializadoras Las empresas prestadoras de Servicios Puacuteblicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994 podraacuten continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y ademaacutes la actividad de comercializacioacuten siempre y cuando tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades De la misma forma procederaacuten todas las empresas que desarrollen simultaacuteneamente actividades de distribucioacuten de gas combustible En ninguacuten caso podraacuten dar un trato preferencial a ninguacuten comprador con teacuterminos contractuales similares
II PRODUCCIOacuteN DE GAS NATURAL
Los productores de gas natural deberaacuten ofrecer en venta todo su gas atenieacutendose a procesos transparentes de acuerdo con la metodologiacutea que consideren maacutes conveniente
Cuando el productor requiera gas natural para su propio consumo o para destinarlo a atender las necesidades de personas vinculadas econoacutemicamente a eacutel deberaacute adquirirlo o disponer de su propia produccioacuten de gas a precios de mercado Para ello deberaacute competir en los diferentes puntos de entrega dentro de condiciones de mercado con otros potenciales compradores siacute es del caso haciendo oferta sobre su propio gas
Se exceptuacutea de lo establecido en los artiacuteculos anteriores
Aquel campo en que exista gas asociado y en el que el productor decida reinyectarlo alliacute mismo por motivos teacutecnicos relacionados con la produccioacuten del petroacuteleo asociado
El consumo interno propio de la operacioacuten de los campos
La fijacioacuten del precio maacuteximo para el gas colocado en los nodos de entrada en la troncal seraacute asiacute
Para reservas descubiertas despueacutes del 11 de septiembre de 1995 los precios se determinaraacuten libremente sin sujecioacuten a topes maacuteximos Para ECOPETROL a partir del 1 de enero de 1998 A partir del 11 de septiembre del antildeo 2000 entraraacute en vigencia la foacutermula tarifaria
Para reservas descubiertas antes 11 de septiembre de 1995 localizados en el interior del paiacutes y Costa Atlaacutentica los precios tendraacuten un reacutegimen libre a partir del 10 de septiembre del antildeo 2005 Para ECOPETROL con anterioridad al 1 de enero de 1998
131
III CONDICIONES TARIFARIAS
El precio maacuteximo inicial en el nodo de entrada al Sistema Nacional de Transporte seraacute de US$130MBTU El precio maacuteximo fijado en eacutesta foacutermula tarifaria seraacute regulado en el nodo respectivo de entrada del gas al Sistema Nacional de Transporte
(sum
sum
)
Siendo
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre que comienza
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre anterior
= promedio para el semestre del iacutendice de precios para el crudo estaacutendar cotizado en el mercado de Nueva York ldquoNew York Mercantile Exchangerdquo NYMEX calculado asiacute
sum
Siendo
= periacuteodo de un mes
=equivale al semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres que
terminan en el semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres
que terminan en el semestre anterior al que comienza
132
IV TRANSPORTE DE GAS NATURAL
El propoacutesito del Coacutedigo de Transporte del Gas es permitir el desarrollo mantenimiento y operacioacuten del Sistema Nacional de Transporte de gas natural por tuberiacuteas en condiciones de eficiencia coordinacioacuten y con criterios de costo miacutenimo Con acceso libre para los productores comercializadores grandes consumidores y distribuidores y garantizar una calidad uniforme de gas para todos los usuarios del Sistema de Transporte de gas natural
Los contratos interrumpibles tendraacuten la menor prioridad los contratos firmes y en pico seraacuten prioritarios para el acceso y el servicio de transporte Asimismo las empresas que desean construir nuevos gasoductos a nuevos puntos de conexioacuten tengan acceso sin restricciones a las redes existentes de transporte
El centro de despacho de gas seraacute propiedad del transportador y seraacute responsable de la coordinacioacuten del despacho recibo transporte y entrega en el suministro del combustible
Las empresas transportadoras se remuneraraacuten mediante cargos por conexioacuten y cargos por uso los cuales distinguen entre capacidad y volumen
Los duentildeos de gasoductos dedicados no se consideran transportadores ni estaacuten sujetos a esta regulacioacuten salvo en el caso en que un tercero desee conectarse En este evento su propietario tendraacute obligacioacuten de permitir el acceso previa negociacioacuten de las condiciones teacutecnicas y comerciales
El gas natural entregado al transportador por el agente en el punto de entrada del Sistema de Transporte y por el transportador en el punto de salida deberaacute cumplir con la siguiente especificacioacuten de calidad que se muestra en la ilustracioacuten 26
133
Ilustracioacuten 27 Especificaciones de Calidad Exigidas por CREG
Fuente CREG
Salvo acuerdo entre las partes el productor - comercializador y el remitente estaacuten en la obligacioacuten de entregar gas natural a la presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta las 1200 Psia de acuerdo con los requerimientos del transportador
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten
referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes
en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos
de CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200
psia
134
Si el gas natural entregado por el agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT el transportador podraacute rehusar aceptar el gas en el punto de entrada
A CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR
Es un esquema de cargos por entrada y salida transportar gas en el Sistema Nacional de Transporte del interior el nodo de Vasconia el cual es el centro de referencia para las transacciones de gas natural
Los productores referenciaraacuten el transporte desde su nodo de entrada hasta el centro de referencia Este cargo se denomina ldquocargo de entradardquo Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el centro de referencia hasta su respectivo nodo de salida Este cargo se denomina ldquocargo de salidardquo
Para los productores de zonas de produccioacuten marginales se aplicaraacute la siguiente metodologiacutea para el caacutelculo de los cargos por uso y capacidad del sistema
| | | |
Siendo
= cargo
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de entrada
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de salida
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos por entrada y salida se muestran en las siguientes ilustraciones 25 y 26 respectivamente
Ilustracioacuten 28 Cargos Maacuteximos por Entrada al SNT
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca 96 0039
Cusiana 95 0055
Apiay -49 -0063
Neiva -179 -0134
CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA
135
Ilustracioacuten 29 Cargos Maacuteximos por Salida al SNT
Ademaacutes de los cargos de entrada y salida mencionados los productores y consumidores pagaraacuten un cargo de 0016 US$ KPC sobre el volumen facturado mensualmente correspondiente a los costos de administracioacuten medicioacuten y compresioacuten asociados con el sistema de transporte del interior
A partir del 1deg de enero de 1998 sin perjuicio de los otros cargos establecidos en la presente Resolucioacuten existe un ldquocargo estampillardquo para el Sistema de Transporte de gas natural del Interior igual a 015 US$ por KPC de gas efectivamente transportado se actualizaraacute semestralmente
El sistema de transporte del interior considera las siguientes puertas de ciudad con sus respectivos subsistemas como parte integral del mismo
SANTANDER
Barrancabermeja Sabana de Torres Bucaramanga Lebrija Giroacuten Floridablanca
Piedecuesta Puerto Parra Sebastopol La Belleza Floriaacuten Albania
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca -96 -0039
Cusiana -95 -0055
Villavicencio 61 0079
Neiva 179 0134
Sebastopol -36 -0015
Medelliacuten 145 0059
Bucaramanga 47 0019
Vasconia 0 0
Mariquita 42 0022
Chinchinaacute 86 0045
Cali 160 0085
La Belleza -38 -0023
Bogotaacute 141 005
CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA
136
CUNDINAMARCA
Puerto Salgar Ricaurte Simijaca Susa Fuacutequene Capellaniacutea Gauatancuy Ubateacute Cucunubaacute Sutatausa Tausa
Nemocoacuten Cogua Chipaque Une Caacutequeza Quetame Guayabetal Fosca Soacha Bogotaacute
VALLE DEL CAUCA
Cartago Ansermanuevo Obando La Victoria La Unioacuten Zarzal Roldanillo Caicedonia Sevilla Bugalagrande Andaluciacutea Tuluaacute
San Pedro Buga Guacariacute Ginebra El Cerrito Palmira Candelaria Pradera Florida Yumbo Cali Jamundiacute
ANTIOQUIA
Puerto Berrio Maceo Caracoliacute Yolomboacute San Roque Cisneros Santo Domingo Don Matiacuteas Concepcioacuten Guarne Rionegro
Barbosa Girardota Copacabana Bello Medelliacuten Itaguiacute Envigado La Estrella Sabaneta Caldas
137
BOYACAacute
Puerto Serviez Vasconia Puerto Boyacaacute Tunungua Bricentildeo Chiquinquiraacute Caldas Beleacuten Cerinza Combita Cucaita Duitama
Nobsa Paipa Saacutechica Samacaacute Santa Rosa de Viterbo Sogamoso Sora Sutamarchan Tunja Tuta Villa de Leyva Dicataacute
TOLIMA
Honda Mariquita Guayabal Leacuterida Liacutebano Tierra Adentro Ambalema La Sierra Venadillo Alvarado Piedras Doima
Ibagueacute Flandes Gualanday Chicoral Espinal Guamo Saldantildea Ortega Natagaima Fresno Herveo
CALDAS
La Dorada Victoria Manzanares Manizales
Neira Villa Mariacutea Chinchinaacute Palestina
QUINDIacuteO
Filandia Salento Circasia Montenegro
Quimbaya Calarcaacute Armenia La Tebaida
138
HUILA
Aipe Neiva
CASANARE
Tauramena Monterrey Aguazul
Yopal Morichal Cusiana
RISARALDAS
Marsella Santa Rosa de Cabal Dos Quebradas Pereira
La Virginia Balboa La Celia
META
Acaciacuteas Restrepo Cumaral
Villavicencio Apiay
Ilustracioacuten 30 Entradas y Salidas al SNT
DIAGRAMA No 1
Barranca Bmanga
Medellin Sebastopol
Vasconia La Belleza Cusiana
Cogua
Bogotaacute Apiay
Chinchinaacute Mariquita
Cali
Neiva
139
El sistema de transporte del interior comprende los 13 tramos troncales que se incluyen en el diagrama anterior Sobre estos tramos podraacuten establecerse nodos intermedios de salida cuyos cargos asociados se calcularaacuten en forma simple conforme a la siguiente metodologiacutea descrita en la ilustracioacuten 30
Ilustracioacuten 31 Caacutelculo para Nodos Intermedios al SNT
Sea el tramo de intereacutes el que conecta los nodos A y B y que tiene una longitud total de para el cual se calcularaacuten los cargos de salida en el nodo intermedio ubicado a una distancia medida sobre la troncal desde el nodo
Los cargos de salida (capacidad en US$KPCD-Antildeo) y (uso en US$KPC) en dicho nodo se calcularaacuten a partir de los cargos de salida (capacidad en los
nodos A y B) y (uso en los nodos A y B) mediante la siguiente foacutermula
B CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL CENTRO
El sistema de transporte del centro seraacute utilizado por ECOPETROL para el transporte de gas desde los campos de gas de la Guajira hasta el complejo petroquiacutemico de Barrancabermeja
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos para el sistema de transporte del centro se muestran en la tabla 49
140
Tabla 49 Cargos Maacuteximos para Sistema de Transporte de Centro
C CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR
Es un esquema de cargos que refleja el costo de transportar gas combustible en el sistema de transporte del sur mediante el siguiente procedimiento
Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el campo productor o desde la conexioacuten con el sistema de transporte del interior hasta su respectivo nodo de salida independientemente de la distancia recorrida Los cargos maacuteximos por uso del sistema de transporte del sur se muestran en la tabla 50
Tabla 50 Cargos Maacuteximos por Sistema de Transporte del Sur
V COMERCIALIZACIOacuteN DE GAS NATURAL
Los comercializadores podraacuten suministrar gas natural a precios acordados libremente soacutelo a quienes se definen como grandes consumidores Los productores de gas natural podraacuten comercializar su produccioacuten de manera independiente o en conjunto con otros socios del contrato de exploracioacuten y produccioacuten respectiva y podraacuten comercializar conjuntamente la produccioacuten de dos o maacutes contratos de exploracioacuten y produccioacuten diferente Los productores y comercializadores de gas natural podraacuten celebrar contratos de venta de gas natural a grandes consumidores y a los distribuidores a precios negociados libremente sujetos a un tope maacuteximo Todo distribuidor independientemente de su volumen de compras seraacute considerado como un gran consumidor Los contratos de suministro de gas natural a grandes consumidores podraacuten pactarse por un plazo maacuteximo de 20 antildeos teacutermino que se contaraacute a partir de la fecha del inicio de la ejecucioacuten del respectivo contrato
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Ballenas - Barrancabermeja 272 0111
CARGOS MAacuteXIMOS
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Neiva - Hobo 749 0228
CARGOS MAacuteXIMOS
141
VI DISTRIBUCIOacuteN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIacuteA
Los distribuidores permitiraacuten el acceso a las redes de tuberiacutea de su propiedad a cualquier productor comercializador o gran consumidor de gas combustible a cambio del pago de los cargos correspondientes La expansioacuten de los sistemas de distribucioacuten seraacute responsabilidad de las empresas que desarrollen esa actividad siempre que se ofrezcan realizar en condiciones competitivas o de miacutenimo costo Las empresas distribuidoras seraacuten remuneradas por los servicios que presten a los grandes consumidores por entrega de gas en las redes del distribuidor y por transporte por las redes del distribuidor Los distribuidores que realicen la actividad de comercializacioacuten en su aacuterea de servicio deberaacuten separar contablemente su actividad de distribucioacuten de la de comercializacioacuten de acuerdo con las regulaciones expedidas por la CREG La tarifa a los pequentildeos consumidores de gas natural es
Siendo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 para compras de gas natural en
troncal en el antildeo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 de transporte en troncal en el antildeo
= cargo promedio maacuteximo unitario en $m3 permitido al distribuidor por uso de la red en el antildeo
= cargo o margen maacuteximo unitario en $m3 de comercializacioacuten en el antildeo
= factor de correccioacuten en $m3 en el antildeo (puede ser positivo o negativo) es igual a cero en el antildeo inicial
Anexo J Especificaciones Proyecto Termo San Fernando
Fuente Resolucioacuten 0728 de 6 de septiembre de 2012
Mediante la Resolucioacuten 0271 del 30 de abril de 2012 y acorde con lo regulado en la Ley 99 de 1993 el Decreto 2820 de 2010 y los Decretos 3573 y 3578 de 2011 y Resolucioacuten 877 del 7 de septiembre de 2000 el Ministerio autorizoacute la cesioacuten de derechos y obligaciones en relacioacuten con los campos Castilla y Chichimene de la empresa CHEVRON PETROLEUM COMPANY OF COLOMBIA
142
a la Empresa Colombiana de Petroacuteleos ECOPETROL actual ECOPETROL SA y asiacute mismo acogioacute el Plan de Manejo Ambiental - PMA que se veniacutea desarrollando
Mediante la Resolucioacuten 169 del 21 de febrero de 2001 el Ministerio otorgoacute licencia ambiental a la empresa ECOPETROL SA para los pozos de desarrollo Chichimene-18 y Castilla-26 incluyendo la construccioacuten de liacuteneas de flujo y viacuteas de acceso
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Fernando
El proyecto consiste en la instalacioacuten de un sistema de autogeneracioacuten de energiacutea estable para consumo y soporte del Bloque Cubarral y para el cual se presenta la infraestructura asociada
De acuerdo con la informacioacuten suministrada el aacuterea a ocupar por la central de generacioacuten es de aproximadamente 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Femando - VIT en la Vereda astenia del municipio de Castilla La Nueva en terrenos en los que actualmente se desarrollan actividades de ganaderiacutea y agricultura
Se considera viable la realizacioacuten de este proyecto aunque la empresa deberaacute presentar antes del inicio de las actividades un PMA especiacutefico en el que se presente toda la informacioacuten teacutecnica relativa a la construccioacuten de la central termoeleacutectrica incluyendo planos de disentildeo a escala evaluacioacuten de impactos especiacutefica para este proyecto requerimientos de agua que demanda el proyecto y la disposicioacuten final del agua residual medidas a tomar para evitar la afectacioacuten de la calidad del aire por el uso de diesel como combustible de respaldo durante la etapa productiva de la termoeleacutectrica
Vecina a la central termoeleacutectrica se ubicaraacute la subestacioacuten eleacutectrica San Femando en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica El proyecto contempla la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando la construccioacuten de cuatro liacuteneas de 115 KV asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos a 345 KV que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Es importante aclarar que la construccioacuten de la liacutenea de 230 KV proveniente de la subestacioacuten La Reforma y que tiene como destino la subestacioacuten San Femando se presentoacute ante esta autoridad como un Diagnoacutestico Ambiental de Alternativas y no hace parte de las solicitudes de este proyecto por tanto esta autoridad no se
143
manifestaraacute sobre este actividad El desarrollo de infraestructura eleacutectrica mediante la construccioacuten de las liacuteneas circuitos y redes de distribucioacuten de energiacutea al interior de los campos Castilla mdash Chichimene es una actividad viable de realizacioacuten aunque sus caracteriacutesticas deberaacuten estar acordes a la Resolucioacuten 18 1294 del 6 de agosto de 2008 del Ministerio de Minas y Energiacutea en donde se establece el Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Eleacutectricas (RETIE)
Generacioacuten de energiacutea eleacutectrica en campo Chichimene
Contempla la construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte considerable de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene Se pretende con este proyecto implementar estrategias para aprovechar el gas producido y tratado en los campos Castilla - Chichimene esta Autoridad no presenta objecioacuten en su desarrollo siempre y cuando las actividades se realicen en las coordenadas presentadas adicionalmente previo al inicio de actividades la empresa debe presentar un documento incluyendo la infraestructura a instalar un plano de disentildeo a escala y las actividades e impactos especiacuteficos de la realizacioacuten de cada uno de estos proyectos
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando subestacioacuten eleacutectrica San Fernando
Construccioacuten y operacioacuten de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando en un aacuterea maacutexima de 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Fernando mdash VIT
Construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten eleacutectrica San Femando aledantildea a la central termoeleacutectrica en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica La autorizacioacuten incluye la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Aprovechamiento de gas para generacioacuten de energiacutea eleacutectrica campo Chichimene Construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene
144
de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene para lo cual se puede utilizar alguna de las siguientes alternativas
Caldera y turbina a vapor se instalaraacute una caldera con su respectiva turbina a vapor para generar 22 MW
Motores reciprocantes Tipo 1 (acepta CO2gt20) se requieren 11 motores reciprocantes de 31 MW cada uno con capacidad de generar electricidad sin necesidad de retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Motores reciprocantes Tipo 2 (no acepta CO2) se requieren 3 motores reciprocantes de 8 MW cada uno para generar electricidad Se requiere instalar una planta de endulzamiento para retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Turbinas a gas se instalariacutea una turbina a gas de tipo aero derivativa para generacioacuten de 24 MW
Micro turbinas se requiere instalar 30 unidades de generacioacuten para la produccioacuten de 1 MW de energiacutea eleacutectrica
145
Anexo K Medicioacuten de impactos ambientales para el campo Chichimene
En la tabla 51 se muestran los diferentes factores de emisioacuten de carbono y CO2 para diversos combustibles en ella se muestra que el gas natural es el combustible que presenta menores emisiones de carbono y CO2
Tabla 51 Factores de emisioacuten por tipo de combustible
En la tabla 52 se muestra la cantidad de emisiones arrojadas a la atmoacutesfera con cada una de las alternativas planteadas (con el proceso de tratamiento de gas natural a condiciones CREG) y ademaacutes las arrojadas a la atmoacutesfera actualmente por la quema de gas en el campo Cabe resaltar que el impacto ambiental se evaluacutea de acuerdo a la cantidad de emisiones contaminantes la concentracioacuten de los contaminantes en un mismo lugar o en diferentes puntos y ademaacutes el tiempo que lleva esta praacutectica realizaacutendose Para el caso de quema de gas actual se considera alto debido a que las emisiones contaminantes incluyen ademaacutes de CO2 material particulado metano entre otros Por otra parte la quema se ha realizado durante varios antildeos todos los diacuteas al antildeo y se concentran en el mismo lugar del campo (tea) Asimismo se evaluaron las diferentes alternativas planteadas
FE de C FE de CO2
(kg GJ)a (kg GJ)b
Carboacuten Soacutelido 268 9453
Crudo Liacutequido 20 7328
Diesel Liacutequido 202 7401
Gasolina Liacutequido 189 6925
Kerosene Liacutequido 195 7145
Gas propano Gas 172 6302
GLP Gas
Gas natural Gas 153 5606
FACTORES DE EMISIOacuteN DE CARBONO Y CO2 POR
TIPO DE COMBUSTIBLE
a Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories Reference Manual IPCC Bracknell UK
b Calculado a partir de la ecuacioacuten estequiomeacutetrica C + O2 -gt CO2
Combustible Estado
146
Tabla 52 Emisioacuten de contaminantes del gas natural campo Chichimene
CONTAMINANTE FE Quema de gas Venta de gas Teacutermica GNC Calentamiento Crudo Peak Shaving
LbMMpc Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo
CO2 120000 11547273 9954545 9954545 9954545 9954545 9954545
NO2 22 - 183 183 183 183 183
PM 76 731 630 630 630 630 630
SO2 06 -
TOC 11 1059
Metano 23 221
VOC 55 529
1 (tea) 25000 hogares 1 (centra l )25000
hogares
Seguacuten nodos de
ca lentamiento (cerca a
4)
25000 hogares
ALTO BAJO MEDIO BAJO BAJO BAJO
El impacto de la a l ternativa se ca l i fica de acuerdo a la emis ioacuten de contaminantes como tambieacuten midiendo la concentracioacuten
de estos en un mismo lugar Para el caso de la quema de gas toda la contaminacioacuten se concentra en el mismo s i tio
PUNTOS DE DISPERSIOacuteN
CONTAMINANTE
IMPACTO AMBIENTAL
FEFactores de emis ioacuten para gas natura l Emis ioacuten de gases contaminantes= FE x Volumen de gas
TOC Total Organic Compounds
VOC Volati le Organic Compounds
PM Particule Materia l
Gas s in tratar se asume igual a GLP y su reaccioacuten es incompleta
EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE AL ANtildeO BASE DE CAacuteLCULO 05
MMSCFD
Gas tratado combustioacuten completa
147
Anexo L Liacutenea base de gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 53 Base de caacutelculo en gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos no aprovechados MUS$ -788 -2047 -3593 -4718 -4811 -4906 -5002 -5101 -5201 -5304
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 300 309 318 328 338 348 358 369 380 391
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29
- Costos Mantenimiento General MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 219 246
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 20 21 21 22 23 23 24 25 25 26
- Costo permisos ambientales MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
Flujo de Caja Libre MUS$ -810 -2070 -3616 -4742 -4836 -4931 -5029 -5128 -5229 -5333
Antildeos 10 20
VNA MUS$ -22189 -34161
TIR ND ND
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos no aprovechados MUS$ -5408 -5515 -5623 -5734 -5847 -5962 -6080 -6200 -6322 -6446
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 403 415 428 441 454 467 481 496 511 526
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 30 30 31 32 33 34 35 36 37 39
- Costos Mantenimiento General MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 277 312 351
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 27 28 29 29 30 31 32 33 34 35
- Costo permisos ambientales MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
Flujo de Caja Libre MUS$ -5438 -5545 -5655 -5767 -5880 -5997 -6115 -6236 -6359 -6485
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
148
Anexo M Flujo de caja para planta de tratamiento de gas
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
16930513 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693051 US$antildeo
6000000 US$
120000 US$antildeo
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto 20 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
Pronoacutesticos de volumen gas libre del
Campo Seguacuten Ecopetrol
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 3)
149
Tabla 53 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
150
Anexo N Flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
Tabla 55 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
1081 MSCFD
16930520 US$
1145000 US$
6000000 US$
900000 US$
435851 US$
Inversioacuten sistema respaldo por falla planta calentamiento 575000 US$
229000 US$antildeo
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
35000 BFPD
Volumen de nafta inyectado al 17 de dilucioacuten en crudo 5950 BFPD
Ahorro de Volumen de nafta inyectado 20
3000 m
012 US$KWe
3
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10
MMSCFD los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Tramo de tuberiacutea produccioacuten planta Calentamiento a planta Tratamiento
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 5)
Iacutendice de Precios al Consumidor
Nota 4 Es te es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en EcopetrolNota 1 No incluye tari fa de comercia l i zacioacuten transporte ni dis tribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de ca lentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg
Tota l 6 Km
Nota 3 Es tos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO amp
CALENTAMIENTO
Inversioacuten revestimiento troncal de 16 pulg
Volumen de fluidos a calentar (32200 BOPD crudo y 2800 BWPD agua)
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 4)
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta calentamiento (nota 3)
Mantenimiento planta calentamiento 20 inversioacuten
Volumen gas libre del Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta calentamiento Ver tabla
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Calentamiento
Inversioacuten gasoducto para venta
151
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDAD
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
152
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 29838 30733 31655 32605 33583 34591 35629 36697 37798 38932
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 3777 3891 4007 4128 4251 4379 4510 4646 4785 4929
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 26061 26843 27648 28478 29332 30212 31118 32052 33013 34004
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 3050 3141 3236 3333 3433 3536 3642 3751 3863 3979
- Costo compra gas MUS$ 2510 2585 2663 2743 2825 2910 2997 3087 3180 3275
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 229 236 243 250 258 265 273 282 290 299
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 131 135 139 143 147 152 156 161 166 171
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 180 1854 190962 19669086 2025915858 208669333 214929413 221377296 228018615 234859173
Flujo de Caja Libre US$ 26788 27592 28420 29273 30151 31055 31987 32946 33935 34953
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 172537 254901
TIR 880 880
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 01
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 40100 41303 42542 43819 45133 46487 47882 49318 50798 52322
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 5076 5229 5386 5547 5714 5885 6061 6243 6431 6624
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 35024 36075 37157 38271 39420 40602 41820 43075 44367 45698
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 81 83 86 88 91 93 96 99 102 105
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 4099 4222 4348 4479 4613 4752 4894 5041 5192 5348
- Costo compra gas MUS$ 3373 3475 3579 3686 3797 3911 4028 4149 4273 4401
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 308 317 326 336 346 357 367 379 390 402
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 176 181 186 192 198 204 210 216 223 229
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 241904948 249162097 25663696 264336068 27226615 280434135 288847159 297512574 306437951 31563109
Flujo de Caja Libre US$ 36001 37082 38194 39340 40520 41736 42988 44277 45606 46974
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
153
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 31357 35073 39273 42607 43782 44991 46233 47511 48825 50176
- Costos totales MUS$ 5716 5707 6102 6233 6412 6596 6786 6981 7182 7388
Flujo de Caja Libre MUS$ 25640 29366 33171 36374 37370 38395 39448 40530 41644 42788
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 178865 278532
TIR 110 110
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 10
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 51566 52995 54464 55975 57529 59127 60771 62461 64200 65988
- Costos totales MUS$ 7601 7819 8045 8276 8515 8760 9013 9273 9541 9816
Flujo de Caja Libre MUS$ 43965 45175 46419 47699 49014 50367 51758 53188 54659 56172
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
154
Tabla 56 Costo de aislamiento teacutermico de la liacutenea troncal de 16 pulgadas
Tabla 57 Sistema de respaldo por falla en la planta de calentamiento
Longitud tuberiacutea revestida - m 3000
Diaacutemetro tuberiacutea - pulgada 16
Aacuterea a revestir - m2 1557
Costo de manta en fibra de vidrio - 40 US$m2 62264
Costo de fibra de vidrio para envolver - 30 US$m2 46698
Costo de instalacioacuten - m2 326888
Total - US$ 435851
Coeficiente conductividad (003 WmdegK) Densidad de 23 Kgm2 Rango Temp -120 a 400 degC
Tensioacuten a la roptura igual a 4300 N
Costo aislamiento teacutermico liacutenea troncal de 16 pulgada
Equipos Vol Bbls Costo - US$Tanque de almacenamiento de fluidos con capacidad para 8
horas de parada11667 300000
Tanque almacenamiento de nafta dilucion de 25 para 8
hora de parada2917 75000
Sistema inteligente para desviar fluidos a tanques 50000
Accesorios valvulas bombas equipos 150000
575000
Sistema respaldo por falla en la planta de calentamiento
Total - US$
155
Anexo O Flujo de caja para planta teacutermica
Tabla 58 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
4000 MSCFD
16930520 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
25052100 US$
6000000 US$
750000 US$
2505210 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
232 MWe
012 US$KWe
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento planta teacutermica 10 inversioacuten
Mantenimiento gasoducto 40 km 2 inversioacuten
Capacidad Generacioacuten Teacutermica
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 4)
Volumen gas libre del Campo
Declinacioacuten produccioacuten gas
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta Teacutermica
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas
Costo produccioacuten de gas asociado
Gas requerido por la teacutermica 232 MWh
Costo Unitario de Tratamiento Gas (nota 3)
Inversioacuten gasoducto teacutermica a planta tratamiento 05 Km 3 pulg
BASE DE CALCULO PLANTA TERMICA
Mantenimiento gasoducto 05 km 2 inversioacuten
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
156
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCFA 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 2547 2442 2739 2769 2844 2922 3001 3082 3166 3252
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1028 1897 4878 7233 7355 7478 7604 7731 7861 7992
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 13115 30787
TIR 22 26
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 454
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCFA 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 3341 3432 3525 3621 3720 3822 3926 4034 4144 4258
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 8125 8260 8396 8535 8676 8818 8963 9109 9258 9408
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
157
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Ingresos venta energiacutea MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
- Costo produccioacuten MUS$ 11911 12268 12636 13015 13406 13808 14222 14649 15088 15541
- Costo compra gas MUS$ 9286 9564 9851 10147 10451 10765 11087 11420 11763 12116
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 2505 2580 2658 2738 2820 2904 2991 3081 3174 3269
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 15 15 16 16 17 17 18 18 19 20
Flujo de Caja Libre US$ 12929 13317 13716 14127 14551 14988 15437 15901 16378 16869
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 52942 92693
TIR 42 44
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 240
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Ingresos venta energiacutea MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
- Costo produccioacuten MUS$ 16007 16487 16982 17491 18016 18557 19113 19687 20277 20886
- Costo compra gas MUS$ 12479 12853 13239 13636 14045 14467 14901 15348 15808 16282
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 3367 3468 3572 3679 3789 3903 4020 4141 4265 4393
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 20 21 21 22 23 23 24 25 26 26
Flujo de Caja Libre US$ 17375 17896 18433 18986 19556 20142 20747 21369 22010 22670
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
158
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 26358 29924 33970 37145 38156 39196 40265 41363 42493 43654
- Costos totales MUS$ 14457 14710 15376 15785 16250 16729 17223 17731 18254 18793
Flujo de Caja Libre MUS$ 11900 15214 18594 21360 21906 22466 23042 23632 24238 24861
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 66058 123869
TIR 34 37
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 314
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 44848 46075 47337 48634 49968 51339 52749 54199 55690 57222
- Costos totales MUS$ 19348 19919 20507 21113 21736 22379 23040 23721 24422 21953
Flujo de Caja Libre MUS$ 25500 26156 26830 27521 28232 28961 29710 30478 31268 35269
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
159
Anexo P Flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
Tabla 59 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 us$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
500 MSCFD
16930520 US$
2314872 US$
6000000 US$
150000 US$
0122 US$Km - Ton
100 Km
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
3
111 anual
1800 $US$
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO ampGAS
COMPRIMIDO
Volumen gas libre del
Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccion gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo Unitario de
Tratamiento Gas (nota 4)
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta GNC
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Gas Comprimido
Inversioacuten gasoducto para venta
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta GNC (nota 3)
Costo transporte gas por carretera seguacuten CREG
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Distribucioacuten Planta a Municipio-promedio
Mantenimiento gasoducto planta tratamiento a planta GNC 10 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD los
demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de calentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg Total 6 Km
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
160
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSION Antildeos 544
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
161
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 3095 3188 3284 3382 3484 3588 3696 3807 3921 4039
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 16 1648 1697 1748 1801 1855 1910 1968 2027 2088
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2231 2298 2367 2438 2578 2586 2664 2744 2826 2989
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 276 285 293 302 378 320 330 340 350 439
Consumo energiacutea MUS$ 216 22280 22948 23636 24345 25076 25828 26603 27401 28223
Mantenimiento menor MUS$ 60 6174 6360 6550 6747 6949 7158 7372 7594 7821
Mantenimiento mayor MUS$ 67 78
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 17 18 18 19 19 20 20 21 22 22
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 17 1767 1820 1874 1931 1989 2048 2110 2173 2238
Costo compra de gas MUS$ 1161 1196 1231 1268 1306 1346 1386 1428 1470 1514
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 60 618 637 656 675 696 716 738 760 783
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 15 1545 1591 1639 1688 1739 1791 1845 1900 1957
Costo Transporte MUS$ 762 785 808 832 857 883 910 937 965 994
Flujo de Caja Libre US$ 864 890 917 945 905 1002 1032 1063 1095 1050
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 3134 5760
TIR 36 38
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 277
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 4160 4284 4413 4545 4682 4822 4967 5116 5269 5427
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 2150 2215 2281 2350 2420 2493 2568 2645 2724 2806
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2998 3088 3181 3276 3465 3476 3580 3687 3798 4017
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 371 382 394 406 509 430 443 457 470 590
Consumo energiacutea MUS$ 29070 29942 30840 31765 32718 33700 34711 35752 36825 37929
Mantenimiento menor MUS$ 8056 8298 8547 8803 9067 9339 9619 9908 10205 10511
Mantenimiento mayor MUS$ 91 105
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 23 24 24 25 26 27 28 28 29 30
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 2305 2375 2446 2519 2595 2673 2753 2835 2920 3008
Costo compra de gas MUS$ 1560 1607 1655 1705 1756 1808 1863 1918 1976 2035
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 2016 2076 2139 2203 2269 2337 2407 2479 2554 2630
Costo Transporte MUS$ 1024 1054 1086 1119 1152 1187 1222 1259 1297 1336
Flujo de Caja Libre US$ 1162 1197 1232 1269 1217 1347 1387 1429 1472 1411
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
162
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 4613 7528 10901 13384 13683 13988 14301 14620 14948 15283
- Costos totales MUS$ 4897 4864 5233 5338 5558 5647 5808 5973 6144 6398
Flujo de Caja Libre MUS$ -284 2664 5668 8046 8125 8341 8493 8647 8804 8885
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 9463 29392
TIR 17 22
RETORNO INVERSION Antildeos 502
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 15625 15976 16335 16702 17078 17463 17856 18259 18672 19094
- Costos totales MUS$ 6500 6686 6877 7074 7367 7484 7699 7919 8146 8485
Flujo de Caja Libre MUS$ 9125 9290 9458 9628 9711 9978 10157 10340 10525 10609
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
163
NOTA DE ACEPTACIOacuteN
_________________________________________
_________________________________________
_________________________________________
_________________________________________
Firma Director Luis Eduardo Jaimes Reatiga
_________________________________________
Firma Tutora Carolina Rodriacuteguez Walteros
_________________________________________
Firma Tutora Lina Mariacutea Orozco Chinome
_________________________________________
Firma Calificador Leonardo Pacheco Sandoval
Bucaramanga 21 Agosto 2014
TABLA DE CONTENIDO
INTRODUCCIOacuteN 1
JUSTIFICACIOacuteN 2
OBJETIVO GENERAL 3
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS 3
DISENtildeO METODOLOacuteGICO 4
1 GENERALIDADES 5
11 EMPRESA ECOPETROL SA 5
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 6
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE 10
2 MARCO TEOacuteRICO 14
21 GAS NATURAL 14
211 Tipos de Gas Natural 14
212 Propiedades del Gas Natural 15
213 Impacto Medio Ambiental 15
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA 16
221 Balance de la actividad exploratoria 17
222 Balance de reservas 18
223 Balance de produccioacuten 19
224 Suministro de gas 20
225 Volumen de gas por gasoductos 21
226 Red de gasoductos 22
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten 23
228 Demanda de gas 25
229 Precios del gas 26
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL 27
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural 31
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural 31
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural 31
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL 32
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica 34
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo 36
243 Gas natural para la industria 37
244 Gas natural para uso vehicular 38
245 Gas natural para uso domeacutestico 38
246 Gas natural para trigeneracioacuten 38
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving 39
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido 40
3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE 43
31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL 47
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN
DE CHICHIMENE 51
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL 59
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA 62
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL 66
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas 67
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO 68
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
78
44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING 81
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
86
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 92
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN 99
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS 101
6 CONCLUSIONES 107
LISTA DE TABLAS
TABLA 1 RESUMEN DE PRODUCCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE A ENERO DE 2014 8
TABLA 2 PLAN QUINQUENAL PARA INCREMENTO DE PRODUCCIOacuteN DE GAS CAMPO CHICHIMENE 9
TABLA 3 BALANCE DE LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA 18
TABLA 4 DISTRIBUCIOacuteN DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN GPC 19
TABLA 5 PRODUCCIOacuteN FISCALIZADA EN GPC 19
TABLA 6 CAMPOS PRODUCTORES DE GAS NATURAL EN MMSCFD 2012 20
TABLA 7 SUMINISTRO DE GAS NATURAL EN MMSCFD 21
TABLA 8 VOLUacuteMENES DE GAS TRANSPORTADO EN MMSCFD 22
TABLA 9 LONGITUD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN KM 23
TABLA 10 COBERTURA DEL GAS NATURAL 24
TABLA 11 USUARIOS DE GAS NATURAL 25
TABLA 12 DEMANDA DE GAS NATURAL EN MMSCFD 26
TABLA 13 COMPONENTES TARIFARIOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS NATURAL EN
$M3 27
TABLA 14 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL ESTABLECIDAS POR LA CREG 28
TABLA 15 CONDICIONES REQUERIDAS POR LA CREG 33
TABLA 16 CROMATOGRAFIacuteA DEL GAS CHICHIMENE EN ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 43
TABLA 17CONDICIONES Y COMPOSICIONES DE ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA GAS DE
RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE 49
TABLA 18 CONDICIONES DE CALIDAD DE GAS NATURAL CREG VS CONDICIONES FINALES CON
TRATAMIENTO DE GAS EN ASPEN PLUS 50
TABLA 19 BASES DE CAacuteLCULO PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS ndash ESCENARIO (P50) 51
TABLA 20 INVERSIOacuteN DE LA PLANTA DE PROCESO DE GAS PARA ESCENARIOS DE PRODUCCIOacuteN
DE GAS (P50) Y (P90) 52
TABLA 21 COSTOS DE OPERACIOacuteN SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 54
TABLA 22 COSTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 55
TABLA 23 REQUERIMIENTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA PARA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA
PLANTA DE TRATAMIENTO (4MMPCD) 56
TABLA 24 COSTOS OPERACIONALES PLANTA DE PROCESO EN ESCENARIO PRODUCCIOacuteN DE
GAS (P50) 58
TABLA 25 COSTO ESTIMADO DE VENTEO O QUEMA DEL GAS CHICHIMENE 63
TABLA 26 FACTORES ACTIVIDAD Y EMISIOacuteN FIJADOS POR IPCC Y COMPARACIOacuteN EMISIONES
CUSIANA CON LAS DEL CAMPO CHICHIMENE 65
TABLA 27 RESUMEN CONSUMO DE POZOS EN EL CAMPO CHICHIMENE 66
TABLA 28 FACTORES DE REFERENCIA GENEacuteRICOS PARA TURBINAS A GAS 69
TABLA 29 DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES ISO Y CONDICIONES DEL CAMPO CHICHIMENE 72
TABLA 30 PARAacuteMETROS OBTENIDOS POR CAMBIOS EN TEMPERATURA HUMEDAD Y PRESIOacuteN 72
TABLA 31 CONDICIONES CON LAS QUE SE TRABAJARIacuteA LA TURBINA EN EL CAMPO CHICHIMENE
73
TABLA 32 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 45 MWE 75
TABLA 33 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 76
TABLA 34 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA DE 45 MWE 77
TABLA 35 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 77
TABLA 36 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y MANTENIMIENTO DE GASODUCTO 79
TABLA 37 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y OPERACIOacuteN PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING MADRE 85
TABLA 38 TARIFAS DEL GAS NATURAL RESIDENCIAL PARA 2014 EN COLOMBIA 87
TABLA 39 PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS DE GLP EN COLOMBIA 88
TABLA 40 COSTOS DE UNA UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO DE 130
KW 88
TABLA 41 COSTOS POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 M3 90
TABLA 42 DATOS PRODUCCIOacuteN DEL SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 92
TABLA 43 BALANCE DE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO DE LIacuteNEA TRONCAL 16 DE DIAacuteMETRO 95
TABLA 44 DATOS DE CAacuteLCULO PARA ESPESOR DEL REVESTIMIENTO 95
TABLA 45 ECUACIONES EMPLEADAS PARA CAacuteLCULOS DE ESPESOR DE REVESTIMIENTO 96
TABLA 46 BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR FLUIDOS 97
TABLA 47 COSTOS DE INVERSIOacuteN DE EQUIPOS PRINCIPALES PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO
97
TABLA 48 EVALUACIOacuteN CUALITATIVA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS 102
TABLA 49 CARGOS MAacuteXIMOS PARA SISTEMA DE TRANSPORTE DE CENTRO 140
TABLA 50 CARGOS MAacuteXIMOS POR SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR 140
TABLA 51 FACTORES DE EMISIOacuteN POR TIPO DE COMBUSTIBLE 145
TABLA 52 EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE 146
TABLA 53 BASE DE CAacuteLCULO EN GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
TABLA 54 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
DE GAS 148
TABLA 55 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y CALENTAMIENTO 150
TABLA 56 COSTO DE AISLAMIENTO TEacuteRMICO DE LA LIacuteNEA TRONCAL DE 16 PULGADAS 154
TABLA 57 SISTEMA DE RESPALDO POR FALLA EN LA PLANTA DE CALENTAMIENTO 154
TABLA 58 BASE DE CAacuteLCULO PARA TRATAMIENTO DE GAS Y PLANTA TEacuteRMICA 155
TABLA 59 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y GNC 159
LISTA DE ILUSTRACIONES
ILUSTRACIOacuteN 1 DISENtildeO METODOLOacuteGICO DEL PROYECTO 4
ILUSTRACIOacuteN 2 CAMPOS OPERADOS POR ECOPETROL EN EL META 5
ILUSTRACIOacuteN 3 UBICACIOacuteN DEL CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 7
ILUSTRACIOacuteN 4 CURVA DE PRODUCCIOacuteN DE GAS LIBRE Y GAS ASOCIADO 10
ILUSTRACIOacuteN 5 UBICACIOacuteN DEL MUNICIPIO DE ACACIacuteAS 11
ILUSTRACIOacuteN 6 GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute 12
ILUSTRACIOacuteN 7 PROYECTOS PARA EL DEPARTAMENTO DE META 13
ILUSTRACIOacuteN 8 PRONOacuteSTICO DE CONSUMO ENERGEacuteTICO MUNDIAL A PARTIR DE DIFERENTES
FUENTES DE ENERGIacuteA 17
ILUSTRACIOacuteN 9 ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA EL GAS NATURAL 30
ILUSTRACIOacuteN 10 CENTRAL TEacuteRMICA CONVENCIONAL A GAS 34
ILUSTRACIOacuteN 11 ESQUEMA GENERAL DE UNA CENTRAL CICLO COMBINADO 35
ILUSTRACIOacuteN 12 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA DE COGENERACIOacuteN 36
ILUSTRACIOacuteN 13 PRODUCTOS PETROQUIacuteMICOS OBTENIDOS A PARTIR DE GAS NATURAL 37
ILUSTRACIOacuteN 14 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA PEAK SHAVING 40
ILUSTRACIOacuteN 15 CADENA DEL GNC 41
ILUSTRACIOacuteN 16 MODELO DE TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO
CHICHIMENE 46
ILUSTRACIOacuteN 17 INVERSIOacuteN PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS VS CANTIDAD DE GAS PARA
ESCENARIOS (P50) Y (P90) 53
ILUSTRACIOacuteN 18 COSTOS DE OPERACIOacuteN Y ENERGIacuteA PARA ESCENARIO P50 57
ILUSTRACIOacuteN 19 SISTEMA ACTUAL DE RECOLECCIOacuteN Y PROCEDIMIENTO A REALIZAR PARA
VALORAR ALTERNATIVAS AL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 60
ILUSTRACIOacuteN 20 EMISIONES DE CO2 VS CANTIDAD DE GAS QUEMADO EN TEA (P50) 65
ILUSTRACIOacuteN 21 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A GAS 67
ILUSTRACIOacuteN 22 DATOS GENERALES TURBINA TITAN-250 70
ILUSTRACIOacuteN 23 CONDICIONES ISO DE OPERACIOacuteN Y DEL CAMPO CHICHIMENE 71
ILUSTRACIOacuteN 24 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS EN COLOMBIA 82
ILUSTRACIOacuteN 25 BALANCE DE GAS TOTAL EN COLOMBIA DEMANDA VS OFERTA 83
ILUSTRACIOacuteN 26 DIAGRAMA DE PROCESO DE CALENTAMIENTO DE CRUDO EN LA ETAPA DE
RECOLECCIOacuteN 93
ILUSTRACIOacuteN 27 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD EXIGIDAS POR CREG 133
ILUSTRACIOacuteN 28 CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA AL SNT 134
ILUSTRACIOacuteN 29 CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA AL SNT 135
ILUSTRACIOacuteN 30 ENTRADAS Y SALIDAS AL SNT 138
ILUSTRACIOacuteN 31 CAacuteLCULO PARA NODOS INTERMEDIOS AL SNT 139
LISTA DE ANEXOS
ANEXO A PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 111
ANEXO B PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 115
ANEXO C CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 119
ANEXO D CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 120
ANEXO E RESUMEN CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE 122
ANEXO F FLUJO DE CAJA PARA COSTO UNITARIO POR EL SERVICIO DE COMPRESIOacuteN Y
ALMACENAMIENTO 123
ANEXO G CONFIGURACIOacuteN CLUacuteSTERS EN TRONCAL NORTE 125
ANEXO H PRECIOS DE REFERENCIA DE GAS NATURAL DE CAMPO GUAJIRA Y OPOacuteN 127
ANEXO I MARCO REGULATORIO E INFRAESTRUCTURA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA 127
ANEXO J ESPECIFICACIONES PROYECTO TERMO SAN FERNANDO 141
ANEXO K MEDICIOacuteN DE IMPACTOS AMBIENTALES PARA EL CAMPO CHICHIMENE 145
ANEXO L LIacuteNEA BASE DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
ANEXO M FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS 148
ANEXO N FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y CALENTAMIENTO 150
ANEXO O FLUJO DE CAJA PARA PLANTA TEacuteRMICA 155
ANEXO P FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y GNC 159
GLOSARIO
ABSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas pasan de una primera fase a otra incorporaacutendose al volumen de la segunda fase
ADSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas son atrapados o retenidos en la superficie de un material
AMINAS Compuestos quiacutemicos orgaacutenicos derivados del amoniacuteaco Seguacuten se sustituyan uno dos o tres hidroacutegenos las aminas son primarias secundarias o terciarias respectivamente
BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES Sistema de levantamiento artificial maneja altas tasas de flujo y se encarga de desplazar voluacutemenes de crudo con alta eficiencia en yacimientos potencialmente rentables y en pozos profundos
BUTANO Gas maacutes pesado que el aire su foacutermula condensada es C4H10
CAacuteMARA DE COMBUSTIOacuteN Lugar donde se realiza la combustioacuten del combustible con el comburente en aplicaciones como turbinas a gas
CICLO COMBINADO Coexistencia de dos ciclos termodinaacutemicos en un sistema en el cual en uno el fluido de trabajo es vapor de agua y en el otro es un gas producto de una combustioacuten o quema
COGENERACIOacuteN Proceso de obtencioacuten de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica a partir de energiacutea primaria
COMBUSTIBLES FOacuteSILES Formados a partir de restos orgaacutenicos de plantas y animales muertos entre ellos se encuentra el petroacuteleo gas natural y carboacuten
COMPRESOR Maacutequina de fluido que su funcioacuten es aumentar la presioacuten y desplazar cierto tipo de fluidos como gases y vapores
CONDICIONES ESTAacuteNDAR Estado de referencia empleado para calcular propiedades bajo diferentes condiciones 60degF y 147 psia
CRACKING Conocido como destilacioacuten secundaria la cual rompe o descompone hidrocarburos de elevado peso molecular (Como gas oil y fuel oil) en compuestos de menor peso molecular (Naftas)
CRUDO EXTRA PESADO Petroacuteleo crudo que no fluye con facilidad y se ha definido con un iacutendice API inferior a 20deg
DESTILACIOacuteN Operacioacuten de separar mediante vaporizacioacuten y condensacioacuten en los diferentes componentes liacutequidos soacutelidos disueltos en liacutequidos o gases licuados de una mezcla
ENERGIacuteA PRIMARIA Forma de energiacutea disponible en la naturaleza antes de ser convertida o transformada
ETANO Gas ligeramente maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C2H6 Se obtiene por fraccionamiento de los liacutequidos del gas natural
FENOacuteMENO DEL NINtildeO Fenoacutemeno meteoroloacutegico que consiste en cambio de patrones de movimiento de corrientes marinas provocando superposicioacuten de aguas caacutelidas
GAS AacuteCIDO Gas que contiene cantidades apreciables de aacutecido sulfhiacutedrico CO2 y agua Se obtiene del tratamiento del gas amargo huacutemedo con bases faacutecilmente regenerables como son la monoetanolamina y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propoacutesito
GAS AMARGO Gas natural que contiene derivados del azufre tales como aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de diversos procesos de refinacioacuten
GAS ASOCIADO Gas natural que se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite crudo del yacimiento puede ser clasificado como gas libre o en solucioacuten
GAS DULCE Gas natural libre de aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos y otros derivados de azufre Existen yacimientos de gas dulce pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes quiacutemicos solventes fiacutesicos o adsorbentes
GAS HUacuteMEDO Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos
GAS LIFT Meacutetodo de levantamiento artificial en el cual se inyecta gas a alta presioacuten en la tuberiacutea del pozo con el fin de aligerar la columna hidrostaacutetica en la tuberiacutea de produccioacuten o desplazar fluidos hacia la superficie en forma de tapones liacutequidos
GAS NATURAL Mezcla gaseosa en la que sus componentes principales son el metano etano propano butano pentano y hexano Cuando se extrae de los pozos generalmente contiene aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos CO2 y vapor de agua como impurezas
GAS NO ASOCIADO Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
GAS SECO Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos maacutes pesados que el metano
GASODUCTO Tuberiacutea que transporta gas a grandes distancias
GEI Gases de efecto invernadero Entre ellos estaacute el vapor de agua dioacutexido de carbono y metano
GENERADOR Dispositivo que produce energiacutea eleacutectrica a partir de energiacutea mecaacutenica
GRAVEDAD API Medida de densidad que en comparacioacuten con el agua precisa lo pesado o liviana que es el tipo de petroacuteleo
HEAT RATE Consumo teacutermico especiacutefico neto Relacioacuten entre energiacutea teacutermica neta suministrada por el combustible y la cantidad de energiacutea eleacutectrica neta generada en la frontera comercial por una unidad o planta
INTERCAMBIADOR DE CALOR Dispositivo que transfiere calor entre dos medios
LICUEFACCIOacuteN Cambio de estado que ocurre cuando una sustancia cambia de estado gaseoso a estado liacutequido por disminucioacuten de temperatura y aumento de presioacuten llegando a una sobrepresioacuten elevada
LINE PACK Gas almacenado en un gasoducto
MTBE Eter Metil Terbutiacutelico Sustancia quiacutemica usada en la gasolina como aditivo
NAFTA Conocida como eacuteter de petroacuteleo Derivado del petroacuteleo usado como diluyente en la industria petrolera debido a su alta viscosidad
OLEFINAS Hidrocarburos con dobles enlaces carbono-carbono Los principales son etileno y propileno
OLEODUCTO Tuberiacutea usada para transporte de petroacuteleo y sus derivados a grandes distancias
PENTANO Hidrocarburos saturados de foacutermula empiacuterica C5H12 Existen en las fracciones de maacutes bajo punto de ebullicioacuten de la destilacioacuten del petroacuteleo
PROCESO ADIABAacuteTICO Sistema en el que no se intercambia calor con su entorno
PROPANO Gas maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C3H8
QUEROSENO Liacutequido transparente obtenido por destilacioacuten del petroacuteleo usado como combustible en turbinas a gas
REFORMING Proceso que transforma una gasolina de un nuacutemero de octano bajo en otra con nuacutemero de octano elevado
REGASIFICACIOacuteN Proceso que consiste en calentar el Gas Natural Licuado para convertirlo en Gas Natural y poder consumirlo en calderas o quemadores o para exportarlo fuera de la planta de regasificacioacuten para usos industriales o domeacutesticos
SHALE GAS Hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino
SYNFUEL Combustible diesel sinteacutetico producido a partir de gas natural el cual no contiene azufre ni aromaacuteticos
TORRES DE ABSORCIOacuteN Equipo de contacto gas-liacutequido donde el liacutequido es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en el gas
TORRE SEPARADORA Equipo de contacto gas-liacutequido donde el gas es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en un liacutequido
TRONCALES Oleoductos principales para el transporte de petroacuteleo
VENTEO No aprovechamiento del gas que surge de un pozo de petroacuteleo y se quema (En tea) por motivos de seguridad
YACIMIENTO PETROLIacuteFERO Depoacutesito o reservorio petroliacutefero Es una acumulacioacuten natural de hidrocarburos en el subsuelo contenidos en rocas porosas o fracturadas (Roca almacenamiento)
RESUMEN
TIacuteTULO ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN EN EL CAMPO CHICHIMENE
AUTOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPCIOacuteN
El presente estudio busca analizar y evaluar conceptualmente la utilizacioacuten del gas en solucioacuten producido en el Campo Chichimene el cual se viene disponiendo para consumo de la misma operacioacuten y el sobrante se estaacute venteando o quemando La produccioacuten de gas que se evaluaraacute es del orden de 500000 pies cuacutebicos por diacutea (05 MMSCFD) partiendo de la base de que este gas como miacutenimo se debe tratar para que cumpla condiciones de aprovechamiento en la misma operacioacuten o para uso externo Se determinaraacuten criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de las diferentes alternativas para lo cual se tendraacuten en cuenta aspectos tales como tiempo de implementacioacuten o ejecucioacuten de las mismas el impacto en el medio ambiente y sobre todo si algunas alternativas pueden ser aplicadas en la misma operacioacuten o en su defecto este gas pueda disponerse para la venta o consumo domiciliario e industrial
Con base en la situacioacuten actual cualquier alternativa que se pretenda llevar a cabo para la utilizacioacuten de este gas resulta conveniente desde el punto de vista operacional ya que se mitigaraacute el impacto en el medio ambiente y asiacute mismo se cumpliraacute con la normatividad ambiental No obstante se busca elegir la alternativa que no requiera de mucho tiempo para su implementacioacuten asiacute como tambieacuten la que favorezca a la operacioacuten del Campo y por ende a ECOPETROL
Palabras Claves Gas en Solucioacuten Venteo Quema Condiciones de Aprovechamiento Alternativas
ABSTRACT
TITLE CONCEPTUAL ANALYSIS OF THE SELECTION OF ALTERNATIVES FOR THE DEVELOPMENT OF THE GAS COLLECTION AT CHICHIMENE FIELD
AUTHOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPTION
The present study aims to perform a conceptual design and analysis for the use of gas in solution produced in the Chichimene field this gas is regularly consumed in the same operation and the surplus is vented or burned The gas production to be evaluated is about 500000 cubic feet per day (05 MMSCFD) on the basis that this gas must be treated to reach some conditions for its use in the same operation or for external usage Some criteria are defined to build an evaluation matrix of the different alternatives that includes execution time or implementation of these aspects the impact on the environment and especially if some alternatives can be applied in the same operation whether this gas can be available to sale or for domestic and industrial consumption
Based on the current situation any alternative looking for recovering and using this gas will be convenient from an operating point of view because it will result in the mitigation of negative impacts on the environment and comply with the environmental regulations However it is imperative to have an alternative that does not require large periods to be implemented and that also be beneficial for the operation of the field and thus to ECOPETROL as well
Key Words Gas in solution Vent Burning Achievement Terms Alternatives
1
INTRODUCCIOacuteN
El Campo Chichimene estaacute localizado en la cuenca de produccioacuten de hidrocarburos de los Llanos orientales de Colombia es conocido por su crudo extra pesado fue descubierto por la empresa Chevron en 1969 y fue revertido a ECOPETROL SA en el antildeo 2000 Actualmente tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos de gas asociado (4 MMSCFD) a la produccioacuten de 50000 barriles de crudo por diacutea (BOPD) de una gravedad API de 14deg a una temperatura de 125degF
Con relacioacuten al gas producido un porcentaje de este se consume en el proceso de extraccioacuten y tratamiento de los fluidos producidos en este campo y el excedente se ventea o se quema esto uacuteltimo genera un impacto negativo en los ingresos y sobre todo la repercusioacuten negativa para la operacioacuten ya que se estaacute afectando el entorno y el medio ambiente
Lo anterior conlleva en forma urgente a buscar opciones para el aprovechamiento de este gas partiendo de un anaacutelisis de la situacioacuten del negocio del gas a nivel paiacutes en la misma operacioacuten del campo productor lo cual permitiraacute en este estudio encontrar alternativas viables para su uso y sobre todo que su implementacioacuten se lleve a cabo en el inmediato o corto plazo en aras de mitigar el impacto ambiental
De otra parte dada la complejidad que tiene el sistema de recoleccioacuten y transporte del crudo producido por ser eacuteste un crudo pesado y con una alta viscosidad requiere se le inyecte nafta como diluyente desde la cabeza del pozo de tal forma que se pueda transportar por tuberiacutea hasta la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y posteriormente almacenarlo y bombearlo hacia la estacioacuten de almacenamiento de Apiay Este proceso de dilucioacuten con nafta conlleva a que casi todos los fluidos se mezclen y solo una parte del gas asociado alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea se logran separar en la fase de recoleccioacuten
Partiendo de lo anterior en este estudio se miraraacuten alternativas de uso de gas natural enfocaacutendose principalmente en aquellas que puedan cumplir con el volumen de gas potencialmente disponible de la fase de recoleccioacuten las que mitiguen el impacto ambiental y en lo posible las alternativas que no requieran de largos plazos para su ejecucioacuten
2
JUSTIFICACIOacuteN
La tendencia actual a nivel mundial es obligar a las empresas y a la sociedad en general a utilizar combustibles maacutes limpios y que afecten muy poco el medio ambiente Esto ha hecho que el gas natural sea una opcioacuten energeacutetica positiva pues su consumo es de bajo impacto frente a otros combustibles foacutesiles Su consumo ha aumentado considerablemente a nivel mundial y se mantendraacute por muchos antildeos como una fuente de energiacutea primaria desplazando al petroacuteleo y al carboacuten como combustibles foacutesiles
El gas asociado a la produccioacuten de crudo extra pesado del Campo Chichimene tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea (4 MMSCFD) del cual se dispone hoy diacutea alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea (05 MMSCFD) como gas libre del proceso de recoleccioacuten Este gas tiene una composicioacuten que supera las condiciones para transporte y consumo seguacuten lo establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas de Colombia ldquoCREGrdquo Este gas se estaacute quemando o venteando a la atmoacutesfera lo cual genera un impacto negativo al medio ambiente
Actualmente Colombia exporta a Venezuela 150 millones de pies cuacutebicos por diacutea de gas natural (150 MMSCFD) y se mantendraacute en esta condicioacuten siempre y cuando las reservas aumenten en la misma proporcioacuten que el consumo y que las condiciones climaacuteticas del paiacutes se mantengan estables y no se vea afectada la demanda por fenoacutemenos como El Nintildeo donde los requerimientos de energiacutea eleacutectrica la soportan las centrales termoeleacutectricas Seguacuten la UPME siacute en estos antildeos no se incorporan nuevas reservas de gas y con la demanda que estaacute requiriendo el paiacutes es posible que en el antildeo 2018 Colombia deba importar gas
Con base en lo anterior este trabajo se enfocaraacute en identificar analizar y evaluar conceptualmente alternativas que permitan utilizar el gas asociado para produccioacuten de energiacutea eleacutectrica consumo in situ como combustible entre otras ya que de no ser asiacute el gas se seguiraacute sometiendo a quema o venteo y no tendraacute un aprovechamiento energeacutetico
3
OBJETIVO GENERAL
Analizar e identificar alternativas de solucioacuten que garanticen el uso adecuado del gas de recoleccioacuten y su aprovechamiento energeacutetico aplicado al Campo Chichimene
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
Identificar alternativas para el aprovechamiento energeacutetico del gas de
recoleccioacuten del Campo Chichimene Seleccionar diferentes opciones que permitan obtener beneficios operativos
y reducir el impacto ambiental causado por la presencia del gas asociado en los sistemas de produccioacuten de crudo extra pesado
Determinar criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de alternativas
4
DISENtildeO METODOLOacuteGICO
Tipo de investigacioacuten
La investigacioacuten fue descriptiva se analizoacute el sistema actual y mediante la recopilacioacuten de informacioacuten se determinaron las alternativas para aprovechar el gas de produccioacuten del Campo Chichimene Seguidamente se realizoacute un estudio conceptual de cada una de las alternativas para determinar mediante criterios cuaacutel alternativa seriacutea la maacutes viable al lograr reducir el impacto ambiental por la presencia del gas de produccioacuten del campo
En esta parte se muestran las diferentes consideraciones que se tuvieron en cuenta a lo largo del desarrollo del proyecto y el detalle de cada una de las etapas En la ilustracioacuten 1 se muestra el disentildeo metodoloacutegico que se llevoacute a cabo para el desarrollo del proyecto
Ilustracioacuten 1 Disentildeo Metodoloacutegico del Proyecto
Fuente Autora
1 INICIO DEL PROYECTO
bullSe realizoacute la buacutesqueda de informacioacuten en la que se incluyoacute libros tesis y resoluciones con los que se pudo seleccionar alternativas de aprovechamiento del gas de produccioacuten del Campo Chichimene
2 PRELIMINARES
bullFijadas las alternativas se procedioacute a realizar el tratamiento requerido para llevar el gas a condiciones reguladas por la CREG mediante el Software Aspen Plus
3 RECOPILACIOacuteN DE DATOS Y SIMULACIONES
bullConsiderando alternativas viables en base a datos actuales del campo se procedioacute a realizar una matriz de evaluacioacuten de las alternativas
4 ANAacuteLISIS DE RESULTADOS TEacuteCNICO ECONOacuteMICOS
bullA partir de la matriz de evaluacioacuten se hizo recomendaciones sobre la opcioacuten que beneficie al medio ambiente genere beneficios operativos y que su plazo de ejecucioacuten sea inmediato o de corto plazo
5 FIN DEL PROYECTO
5
1 GENERALIDADES
11 EMPRESA ECOPETROL SA
ECOPETROL SA es una empresa de caraacutecter comercial de orden nacional vinculada con el Ministerio de Minas y Energiacutea Actualmente es la empresa maacutes grande del paiacutes y principal petrolera en Colombia Especializada en actividades de la cadena del petroacuteleo y gas operando de manera directa Participa en proyectos de exploracioacuten produccioacuten refinacioacuten y transporte Ademaacutes en operaciones ldquoUpstreamrdquo ECOPETROL SA domina la industria de petroacuteleo y gas en Colombia En la ilustracioacuten 2 se muestra los campos que actualmente opera ECOPETROL en el Meta
Ilustracioacuten 2 Campos operados por ECOPETROL en el Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
ECOPETROL trabaja en el Meta a traveacutes de la Superintendencia de Operaciones Apiay que administra los campos
Apiay Suria Reforma-Libertad
Castilla-Chichimene Valdivia-Almagro
6
En el Meta la empresa cuenta con produccioacuten asociada en los municipios de Puerto Loacutepez y Puerto Gaitaacuten Su socia Metapetroleum opera el Campo Rubiales con una produccioacuten promedio de 14000 BOPD Su otra socia Hupecol opera los Campos Elizita Peguita Peguita-II y Peguita-III con una produccioacuten promedio diaria de 6400 BOPD
La infraestructura de transporte de crudo en el Meta estaacute integrada por una red que inicia desde cada uno de los pozos de produccioacuten y transporta el crudo por liacuteneas de estacioacuten-estacioacuten hasta entregarlo en el Departamento del Casanare donde se mide su viscosidad calidad API y contenido de agua y azufre entre otros Alliacute se almacena antes de enviar una parte a refinar al Complejo Industrial de Barrancabermeja y otra a puertos de exportacioacuten
En los Campos de produccioacuten de Castilla-Chichimene y Apiay se producen crudos Castilla Blend (crudo pesado que es diluido con nafta al 17 hasta alcanzar una densidad de 183 degAPI) y la Mezcla Apiay (crudo de aproximadamente 213 degAPI) Los dos son transportados alternadamente por las mismas liacuteneas de flujo Aproximadamente se transportan por estos oleoductos 95000 BOPD producidos en el Meta de los cuales 66000 son Castilla Blend crudo que en su mayoriacutea se exporta La Mezcla Apiay es maacutes liviana y es enviada al Complejo Industrial de Barrancabermeja para convertirla en productos refinados
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE
Administrado desde enero 31 de 2000 y operado desde julio 31 del mismo antildeo por la Gerencia Llanos de ECOPETROL SA se encuentra entre las siguientes coordenadas (1045000 E 915000 N) y (1051500 E 921000 N) con una extensioacuten superficial de 3600 hectaacutereas y con un aacuterea de yacimiento de 1335 hectaacutereas Estaacute localizado a 4 Km al sureste del municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta En la ilustracioacuten 3 se muestra la ubicacioacuten del campo petrolero Chichimene en el mapa de Colombia
7
Ilustracioacuten 3 Ubicacioacuten del Campo Petrolero Chichimene
Fuente httpwwwecopetrolcomcoespecialesmapa_infraestructurahtm
El campo Chichimene fue descubierto por Chevron en 1969 con la perforacioacuten del pozo Chichimene-1 el cual inicioacute produccioacuten en el antildeo de 1985 con el contrato de asociacioacuten Cubarral el cual culminoacute el 30 de enero de 2000 tras lo cual ECOPETROL suscribioacute un contrato por 6 meses con Chevron para su administracioacuten Terminado este contrato y tras adelantar un estudio de explotacioacuten adicional del campo la Gerencia Llanos de ECOPETROL entroacute a operar directamente En el antildeo 2001 se empezoacute a producir un crudo extra pesado de aproximadamente 7-9 degAPI de la formacioacuten productora San Fernando (unidad operacional T2) con el pozo Chichimene-18 A pesar de su alta densidad el crudo de la formacioacuten San Fernando es moacutevil a condiciones de yacimiento debido a las elevadas temperaturas Esta formacioacuten produce cerca de 55000 BOPD usando bombas electrosumergibles como meacutetodo de levantamiento artificial El campo Chichimene cuenta con dos troncales las cuales transportan tipo de fluido diferente la troncal T2 transporta crudo extra pesado con gravedades API entre 10-12 y la troncal K1-K2 transporta crudo pesado con gravedades API entre 18-24 Actualmente el campo Chichimene cuenta con 153 pozos perforados de los cuales 20 producen crudo de 179 degAPI de las unidades K1-K2 y 117 pozos de 122 degAPI producen de la unidad T2 En este momento se encuentran 16 pozos
8
inactivos de la formacioacuten San Fernando La produccioacuten del campo a enero de 2014 es alrededor de 60000 BOPD1 A continuacioacuten en la tabla 1 se muestra un resumen detallado de la produccioacuten del campo Chichimene a enero de 2014 en ella se muestra el potencial de gas del campo barriles de agua y de petroacuteleo que el campo produce y la gravedad API de cada una de las troncales
Tabla 1 Resumen de Produccioacuten del Campo Chichimene a Enero de 2014
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En el plan quinquenal de pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo Chichimene se tiene previsto incrementar la produccioacuten de gas a traveacutes de rehabilitacioacuten de pozos gasiacuteferos como tambieacuten por la implementacioacuten de mejoras en la planta de tratamiento del campo A continuacioacuten en tabla 2 se observa el cronograma de produccioacuten incremental hasta el antildeo 2018 en el cual se puede ver que para el antildeo 2017 se tiene una produccioacuten de gas libre disponible para su uso cerca de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea
1 En el Anexo A se aprecia un resumen detallado de la Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en la Troncal Norte Como tambieacuten en el Anexo B se resume la Produccioacuten de crudo y gas de la Troncal Sur
FORMACIOacuteN K1-K2 25012 4037 20974 839 1055 0261 179 19
FORMACIOacuteN SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122 44
SUBTOTAL NORTE 60549 27676 32874 543 3191 0115 139 63
PROMEDIO 961 439 522 51
FORMACIOacuteN K1-K2 364 210 154 423 0 0000 - 1
FORMACIOacuteN SF 34329 31720 2610 76 837 0026 - 73
SUBTOTAL SUR 34693 31930 2764 80 837 0026 74
PROMEDIO 469 431 37 11
TOTAL FORM K1-K2 25376 4247 21128 833 1055 0248 - 20
TOTAL FORM SF 69866 55359 14510 208 2973 0054 - 117
TOTAL ESTACIOacuteN 95242 59606 35638 374 4028 0068 137
PROMPOZO K1-K2 1269 212 1056 833 53 0248 -
PROMPOZO SF 597 473 124 208 25 0054 -
PROMPOZO ESTACIOacuteN 695 435 260 374 29 0068 -
No
POZOS
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTOTAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE
ENERO DE 2014
TRONCAL BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API
9
Tabla 2 Plan quinquenal para incremento de produccioacuten de gas campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En la ilustracioacuten 4 se ve el comportamiento de proyeccioacuten de las curvas de gas con una declinacioacuten del 1 anual sino hay maacutes produccioacuten incremental
Incremetal Total Incremetal Total Incremetal Total
I sem 2014 0 59606 0 4028 0 500
II sem 2014 19 59625 94 4122 307 807
Promedio antildeo
I sem 2015 0 59625 -654 3468 654 1461
II sem 2015 0 59625 -707 2761 707 2168
Promedio antildeo
I sem 2016 0 59625 -670 2091 670 2838
II sem 2016 32 59657 90 2181 510 3348
Promedio antildeo
I sem 2017 17 59674 125 2306 595 3943
II sem 2017 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
I sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
II sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
para aprovechar gas de anulares (pozos por definir)59674 2306 3943
59674
Ampliacioacuten y optimizacioacuten de la fase de separacioacuten de fluidos en
la planta de tratamiento
Optimizacioacuten fase de calentamiento y tanques de
almacenamiento de crudo en la planta de tratamiento En el
Segundo Semestre cantildeoneo de nuevas zonas productoras de
crudo y gas (dos pozos)
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
en tres pozos para aprovechar gas de anulares
BOPD GAS SOLUCION - Mpcd GAS LIBRE - Mpcd
4075
3115
2136
2306 3943
3093
1815
654
59625
59641
PROGRAMAFECHA
PLAN QUINQUENAL PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCION DE GAS CAMPO CHICHIMENE
59616
Reactivacioacuten de dos pozos que presentan alto corte de agua y gas
en el mes de julio y agosto
10
Ilustracioacuten 4 Curva de produccioacuten de gas libre y gas asociado
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE
El campo Chichimene se encuentra en jurisdiccioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta Este municipio se encuentra ubicado en la parte central de Colombia en la zona noroccidental del departamento del Meta Limita por el norte con el municipio de Villavicencio alinderado con el Riacuteo Negro o parte alta del Riacuteo Guayuriba al noroccidente con el municipio de Guayabetal departamento de Cundinamarca al oriente con el municipio de San Carlos de Guaroa al sur con el municipio de Castilla La Nueva al suroccidente con el municipio de Guamal y encierra por el occidente con el departamento de Cundinamarca En la ilustracioacuten 5 se muestra la ubicacioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta en el mapa general de Colombia
11
Ilustracioacuten 5 Ubicacioacuten del Municipio de Acaciacuteas
Fuente httpacacias-metagovcomapas_municipioshtml
El municipio de Acaciacuteas asiacute como parte del aacuterea rural cuenta con servicio de gas domiciliario el cual es suministrado por las empresas Madigas SA y Llanogas La cobertura de dicho servicio es del 80
El gas para este municipio es tomado del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Este gasoducto tambieacuten provee el gas a las ciudades de Villavicencio y Bogotaacute para las centrales termoeleacutectricas Ocoa y Termosuria y para varias poblaciones de los departamentos de Casanare Meta y Cundinamarca2
En la ilustracioacuten 6 se presenta la ubicacioacuten del gasoducto que pasa cerca al campo Chichimene
Es importante sentildealar que el campo Chichimene estariacutea a unos 40 Km de distancia para interconectarse con este sistema de transporte Las troncales que lo componen son
CusianandashApiay Longitud de 149 Km en tuberiacutea de 12rdquo y 10rdquo de diaacutemetro ApiayndashTermocoa Localizado en el Meta con longitud de 364 Km en tuberiacutea
de 6rdquo de diaacutemetro ApiayndashUsme Longitud de 122 Km en tuberiacutea de 6rdquo de diaacutemetro Gasoducto del Ariari Longitud de 601 Km en tuberiacutea de 3rdquo de diaacutemetro
2 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
12
Ilustracioacuten 6 Gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute
Fuente httpwwwtgicomcoindexphpesnuestra-operacionmapa-red-nacional-de-gasoductosgasoducto-cusiana-apiay-bogota
El departamento del Meta y especialmente el aacuterea de los yacimientos de Castilla-Chichimene en jurisdiccioacuten de los municipios de Castilla La Nueva y Acaciacuteas respectivamente son considerados por ECOPETROL como un aacuterea de produccioacuten actual de crudo ECOPETROL ha invertido 1081 millones US$ para llevar a cabo tres grandes proyectos que complementaraacuten la infraestructura actual que se posee en el Meta En la ilustracioacuten 7 se presenta los proyectos que tiene ECOPETROL para desarrollar en el departamento del Meta ademaacutes de un resumen de cada uno de ellos3
3 En el Anexo M se presenta las especificaciones del Proyecto Termo San Fernando que ECOPETROL desea implementar en el Departamento del Meta
13
Ilustracioacuten 7 Proyectos para el Departamento de Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
14
2 MARCO TEOacuteRICO
Este capiacutetulo hace referencia a la identificacioacuten de oportunidades que se tienen en Colombia para utilizar el gas natural para lo cual es necesario analizar el tipo de gas y con base en ello determinar el tratamiento que se debe realizar para llevarlo a condiciones de uso establecidos por la normatividad Colombiana
21 GAS NATURAL
El gas natural se conoce como una mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente de metano (alrededor de 70) la cual existe en los yacimientos en fase gaseosa o en solucioacuten y a condiciones atmosfeacutericas permanece en fase gaseosa Puede encontrarse mezclada con algunas impurezas que no son hidrocarburos tales como N2 CO2 entre otros
El gas natural ha sido el combustible que frente a otros ha presentado un crecimiento maacutes raacutepido en el consumo mundial debido a que posee diferentes tipos de aprovechamiento La industria del gas natural se enfoca en promover el cuidado del medio ambiente frente a otros combustibles En los yacimientos de petroacuteleo es posible encontrar gas el cual es conducido mediante gasoductos a grandes distancias o sino es comprimido para ser transportado por medio terrestre hasta los lugares de consumo
211 Tipos de Gas Natural
2111 Por su origen
Gas Asociado Se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite del yacimiento
Gas No Asociado Se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
2112 Por su composicioacuten
Gas Huacutemedo Mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso del gas natural formada por componentes maacutes pesados que CH4
Gas Seco Compuesta esencialmente por CH4 (alrededor de 94-99)
15
Gas Amargo Contiene derivados del azufre (aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros)
Gas Dulce Libre de derivados del azufre se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo
2113 Por su almacenamiento o procesamiento
Gas Natural Comprimido Gas seco almacenado a alta presioacuten en estado gaseoso
Gas Natural Licuado Compuesto mayormente de CH4 que ha sido licuado por compresioacuten y enfriado para facilitar su transporte y almacenamiento
212 Propiedades del Gas Natural
GOR Relacioacuten GasndashAceite la cual indica que tanto gas hay por cada barril de crudo a condiciones estaacutendar definitiva para conocer el tipo de crudo en un yacimiento
Poder Caloriacutefico A presioacuten constante es la cantidad de calor producido por
la combustioacuten completa de una unidad de volumen o de peso de un combustible a condiciones estaacutendar de tal manera que los productos salen tambieacuten a condiciones estaacutendar Puede encontrarse tanto poder caloriacutefico superior como tambieacuten inferior
Peso especiacutefico Relacioacuten existente entre una masa del gas y el volumen que ocupa en unas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura dadas
Densidad relativa Relacioacuten existente entre el peso especiacutefico con el del aire expresados ambos en las mismas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura
213 Impacto Medio Ambiental
El gas natural es el combustible foacutesil con menor impacto medioambiental en las etapas de extraccioacuten transformacioacuten transporte y utilizacioacuten
16
El uacutenico impacto en la fase de extraccioacuten es que el gas natural se encuentra unido a los yacimientos de petroacuteleo
De otra manera su transformacioacuten es miacutenima limitaacutendose a una fase de purificacioacuten y en algunos casos eliminacioacuten de componentes pesados sin la emisioacuten de efluentes o produccioacuten de escorias
Las consecuencias atmosfeacutericas del uso del gas natural son menores que las de otros combustibles por razones como
La menor cantidad de residuos producidos en la combustioacuten permite su uso como fuente de energiacutea directa en los procesos productivos o en el sector terciario evitando procesos de transformacioacuten como los de plantas de refino del crudo
La misma pureza del combustible lo hace apropiado para su empleo con tecnologiacuteas maacutes eficientes generacioacuten eleacutectrica produccioacuten simultaacutenea de calor y electricidad por medio de sistemas de cogeneracioacuten
Se puede emplear como combustible vehicular permitiendo la calidad medioambiental en las ciudades
Menores emisiones de gases contaminantes (SO2 CO2 NOX CH4) por unidad de energiacutea producida
Menor impacto medioambiental en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles lo cual contribuye a reducir la emisioacuten de GEI
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA
Desde 1970 hasta 1990 la utilizacioacuten de gas natural crecioacute un 87 en el mundo y actualmente representa la cuarta parte del consumo energeacutetico mundial La creciente explotacioacuten de los yacimientos de gas natural ha ido desplazando otras fuentes de energiacutea en todos los sectores de manera que su consumo se incrementa antildeo tras antildeo En la siguiente graacutefica se observa la gran expansioacuten de las energiacuteas renovables a partir del antildeo 2010 se muestra que ademaacutes de ellas se seguiraacute manteniendo el uso de fuentes de energiacutea como el gas agua y energiacutea nuclear Siendo el gas un recurso energeacutetico que mantendraacute su volumen de consumo hasta el antildeo 2030 En la ilustracioacuten 8 se muestra el pronoacutestico del consumo energeacutetico mundial y como el gas natural se mantendraacute hasta el antildeo 2030
17
Ilustracioacuten 8 Pronoacutestico de consumo energeacutetico mundial a partir de diferentes fuentes de energiacutea
Fuentehttpwwwenergysiemenscomhqpoolhqpower-generationpower-plantsgas-fired-power-plantscombined-cycle-powerplantsFlexible_future_for_combined_cycle_USpdf
Lo anterior demuestra que el uso del gas natural en el mundo permaneceraacute por mucho tiempo lo que lo convierte en un negocio importante y estrateacutegico para los paiacuteses que lo producen A continuacioacuten se muestra un breve resumen de la actividad exploratoria balance de reservas produccioacuten infraestructura y consumos de gas en Colombia
221 Balance de la actividad exploratoria
A finales de 2012 se llevoacute a cabo por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos la Ronda Colombia 2012 con resultados no muy favorables donde se asignaron 49 de los 115 bloques que se ofrecieron (43) cifra que resulta muy positiva siacute se tiene en cuenta que el promedio que suele presentarse en las rondas petroleras del mundo es de 30 No obstante de los 31 bloques ofrecidos para explotacioacuten de hidrocarburos no convencionales (shale gas e hidratos de metano) que se ofrecieron soacutelo se adjudicaron 5 para un 16 Se observa a partir del antildeo 2010 cuando se alcanzoacute el maacuteximo del periacuteodo 2008ndash2012 en Km equivalentes de siacutesmica una creciente disminucioacuten en esta importante actividad exploratoria
Colombia debe tratar de revertir esta situacioacuten ya que este es el primer eslaboacuten en la cadena exploratoria en la cual el sector gas y en general el paiacutes entero tienen puestas grandes expectativas para solucionar posibles desabastecimientos
18
en el mediano plazo El maacuteximo histoacuterico en Km equivalentes de siacutesmica fue de 26491 en el antildeo 2006 En la tabla 3 se observa el balance de exploracioacuten para el periacuteodo 2008-2012
Tabla 3 Balance de la actividad exploratoria
Fuente ANH
222 Balance de reservas
Al hacer un comparativo de las reservas totales de gas natural del paiacutes entre 2008 y 2012 se nota una leve disminucioacuten de 247 Gpc obtenieacutendose una reposicioacuten de reservas de 94 siacute se tiene en cuenta que la produccioacuten en los uacuteltimos 4 antildeos fue de 4513 Gpc Al analizar la composicioacuten de estas reservas totales se observa una reclasificacioacuten de ellas ya que un poco maacutes de 50 que se encontraban clasificadas como probables y posibles aparecen a 2012 catalogadas como probadas
De acuerdo con los estudios de estimacioacuten de recursos de gas adelantados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos las cuencas que podriacutean tener mayor prospectividad para yacimientos de gas libre son La Guajira La Guajira Off-shore Valle Inferior del Magdalena Catatumbo Cesar-Rancheriacutea Sinuacute-San Jacinto y Sinuacute Off-shore y gas asociado en cordillera oriental y el borde occidental de la cuenca de los llanos orientales En la tabla 4 se observa el comportamiento de las reservas durante el periacuteodo 2008-20124
4 En el Anexo G se muestra las reservas mundiales probadas de gas natural
19
Tabla 4 Distribucioacuten de reservas de gas natural en Gpc
Fuente ECOPETROL UPME
223 Balance de produccioacuten
En la tabla 5 se muestra el balance de produccioacuten para el periacuteodo 2008-2012 donde se ve una disminucioacuten de la produccioacuten de gas en la Cuenca de los Llanos Orientales representada en sus grandes campos Cusiana Cupiagua y Pauto la cual no debe ser vista como una situacioacuten adversa para el sector gas debido a que estaacute motivada por una mayor reinyeccioacuten de gas para incrementar la produccioacuten en los campos petroliacuteferos Para el segundo semestre de 2013 ECOPETROL espera poner en funcionamiento la planta de gas de Cupiagua la cual inicialmente tendraacute una capacidad de 140 MSCFD y una proyeccioacuten final de 210 MSCFD
Tabla 5 Produccioacuten fiscalizada en Gpc
Fuente Acipet MinMinas
20
En la tabla 6 se observa 30 de los 271 campos productores de gas en el paiacutes los cuales tienen un potencial de 3 MMMSCFD El departamento de Casanare y la Guajira son los que tienen los campos con mayor produccioacuten de gas en el paiacutes
Tabla 6 Campos productores de gas natural en MMSCFD 2012
Fuente MinMinas
224 Suministro de gas
El contrato firmado en 2007 con PDVSA estableciacutea que las exportaciones de gas Colombiano a Venezuela iriacutean hasta enero de 2012 y un mes despueacutes PDVSA exportariacutea gas a Colombia hasta diciembre de 2027 Sin embargo por atrasos en la infraestructura de transporte venezolana estas fechas fueron pospuestas por lo que Colombia seguiraacute exportando gas a Venezuela hasta junio de 2014 y las exportaciones de Venezuela hacia Colombia comenzariacutean en septiembre de ese
21
mismo antildeo Los compromisos contractuales de ECOPETROL con PDVSA para el 2014 eran de 100 MMSCFD sin embargo se estaacuten exportando 150 MMSCFD
En el periacuteodo en estudio La Guajira continuoacute siendo el soporte de maacutes del 50 del suministro de gas natural en Colombia (incluyendo el gas exportado) se incrementoacute en 163 MSCFD el suministro de los campos de los Llanos Orientales se consolidoacute la produccioacuten de La Creciente y se inicioacute en firme el suministro de gas natural del campo Gibraltar en el nororiente colombiano En la tabla 7 se observa el comportamiento del suministro de gas natural para el periacuteodo 2008-2012 el cual crecioacute durante este periacuteodo en un 30
Tabla 7 Suministro de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME Concentra
225 Volumen de gas por gasoductos
El maacuteximo volumen transportado de gas natural en Colombia se registroacute en 2010
como consecuencia del incremento en el consumo de este combustible por parte
del sector termoeleacutectrico a causa del fenoacutemeno del nintildeo El mayor crecimiento
promedio anual en el volumen transportado por empresa en este periacuteodo lo
obtuvo Transoriente (28) motivado por la puesta en marcha en 2012 del nuevo
gasoducto Gibraltar ndash Bucaramanga En la tabla 8 se muestra los voluacutemenes de
gas transportado por los gasoductos de Colombia de 2008 a 20125
5 En el Anexo F se muestra una imagen del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural en Colombia
22
Tabla 8 Voluacutemenes de gas transportado en MMSCFD
Fuente Promigas
226 Red de gasoductos
En este periacuteodo la red de gasoductos del paiacutes incrementoacute en 802 Km destacaacutendose las construcciones de los gasoductos Gibraltar-Bucaramanga (176 Km-Transoriente) Cali-Popayaacuten (117 Km-Progasur) Sardinata-Cuacutecuta (68 Km-Progasur) y Gasoducto Ramal a Oriente (40 Km-Transmetano) para un total en estos cuatro tramos de 401 Km Adicionalmente TGI (181 Km) y Promigas (179 Km) continuaron incrementando su red de gasoductos a traveacutes de un mayor cubrimiento de sus gasoductos regionales y con la construccioacuten de gasoductos alternos en sus gasoductos troncales En la tabla 9 se muestra la longitud en el Sistema Nacional de Transporte que tiene cada una de las empresas
23
Tabla 9 Longitud del Sistema Nacional de Transporte en Km
Fuente Resoluciones CREG Promigas () Los Km de gasoducto TGI incluye los Km de gasoducto de Transcogas
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten
El nuacutemero de usuarios residenciales anillados y conectados a gas natural en todo el paiacutes se incrementoacute durante este periacuteodo motivo por el cual la cobertura efectiva del servicio de gas natural incrementoacute en 6 pasando de 71 en 2008 a 77 en 2012 Actualmente la cobertura es de 8rsquo729000 usuarios
El crecimiento de los usuarios conectados entre 2008 y 2012 se presentoacute en todas sus clasificaciones maacutes de 1rsquo600000 usuarios residenciales 38500 usuarios comerciales y 744 nuevas industrias
La meta establecida por el actual gobierno de conectar 785000 familias durante 2010ndash2014 fue alcanzada en los primeros dos antildeos con un poco maacutes de 900000 familias
En el marco del congreso Naturgas 2013 el gobierno propuso al sector gas la meta de alcanzar en el transcurso de un antildeo 900 poblaciones atendidas y 1rsquo000000 de familias conectadas con gas natural para los 3 primeros antildeos (2010ndash2013) No obstante para ello es necesario seguir trabajando en poliacuteticas que incentiven aspectos fundamentales tales como la continuidad en la construccioacuten de gasoductos regionales y el subsidio de conexiones a los usuarios de menores ingresos a traveacutes de los fondos destinados para ello (FECF y SGR) En la tabla 10 se muestra la cobertura de gas natural en el paiacutes de 2008 a 2012 y su variacioacuten a lo largo de estos antildeos
24
Tabla 10 Cobertura del gas natural
Fuente MinMinas
Antioquia fue el departamento con el mayor nuacutemero de nuevos usuarios conectados a gas natural entre 2008 y 2012 con una cifra muy cercana a los 330000 usuarios seguido por Bogotaacute con un poco maacutes de 255000 y Valle del Cauca con 215000
En el periacuteodo el gas natural llegoacute a 3 nuevos departamentos Caquetaacute (2009) Guaviare (2010) y Putumayo (2012) cubriendo asiacute 24 de los 32 departamentos que conforman el paiacutes Entre los 8 departamentos que no cuentan con ninguacuten municipio conectado a gas natural estaacuten Chocoacute y Narintildeo en el Paciacutefico Arauca Vichada y Guainiacutea en los Llanos Orientales Vaupeacutes y Amazonas en la Amazoniacutea Colombiana y San Andreacutes y Providencia en la regioacuten insular del paiacutes En la tabla 11 se muestra la cantidad de usuarios con gas natural a lo largo del paiacutes durante el periacuteodo 2008 a 2012
25
Tabla 11 Usuarios de gas natural
Fuente MinMinas
228 Demanda de gas
Durante 2009 la demanda del sector industrial sufrioacute una disminucioacuten principalmente como consecuencia de la sustitucioacuten del gas natural por carboacuten en gran parte de la industria cementera
Bajo condiciones climaacuteticas normales el sector industrial y comercial es el mayor consumidor de gas natural en el paiacutes solo ante la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo como el observado durante gran parte de 2009-2010 este sector declina esta condicioacuten ante el sector eleacutectrico
La demanda nacional de gas natural en 2012 fue de 856 MSCFD uacutenicamente es superada por la que se presentoacute en 2010 que fue de 861 MSCFD esta uacuteltima
26
afectada por el fenoacutemeno del nintildeo y por ende por un mayor consumo del sector eleacutectrico Por lo anterior se puede afirmar que 2012 fue un gran antildeo de consumos para el sector gas donde solo se advirtioacute una miacutenima disminucioacuten en las cifras de GNV Se muestra en la tabla 12 la demanda de gas natural por sectores en regiones del paiacutes
Tabla 12 Demanda de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME SUI () Se adicionaron los consumos de ECOPETROL
229 Precios del gas
Entre las principales distribuidoras del paiacutes analizadas durante 2012 la tarifa maacutes alta de gas natural fue la de Gases del Oriente motivada por tener el mayor componente de suministro ya que supliacutea la ausencia de gas natural con aire propanado
En la actualidad Gases del Oriente atiende la ciudad de Cuacutecuta y otros municipios de Norte de Santander con gas extraiacutedo del campo Sardinata y procesado en la nueva planta de Tibuacute puesta en marcha por ECOPETROL a comienzos de
27
octubre de 2012 ademaacutes de utilizar para ello el nuevo gasoducto Sardinata-Cuacutecuta propiedad de Progasur Por esta razoacuten las tarifas de 2013 de esta distribuidora se encuentran muy cercanas a las del resto del paiacutes En la tabla 13 se muestra los diferentes componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en Colombia
Tabla 13 Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en $m3
Fuente SSPD SUI () Para los componentes presentados se tomoacute como referencia el mercado relevante
maacutes representativo
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL
Consiste en eliminar las impurezas que trae el gas natural como H2O CO2 y H2S Algunos de los componentes que trae el gas natural antes de ser procesado son CH4 H2O H2S CO2 N2 pentanos butano propano y etano
El gas natural debe acondicionarse para poder cumplir con los estaacutendares de calidad especificados por la CREG la cual es conocida como la entidad reguladora de energiacutea y gas en Colombia su principal objetivo es lograr que servicios como energiacutea eleacutectrica gas natural gas licuado de petroacuteleo se preste a
28
la mayor cantidad de personas a un menor costo con el fin de garantizar calidad cobertura y expansioacuten para sus usuarios Seguacuten la resolucioacuten de la CREG 071 de 1999 se muestra en la tabla 14 que pautas debe tener el gas natural para poder ser utilizado
Tabla 14 Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Fuente CREG
ESPECIFICACIONES SISTEMA
INTERNACIONAL
SISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a
Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en
estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de
CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
29
Algunos problemas que se pueden tener por la presencia de los siguientes compuestos en el gas natural son
H2S toxicidad del H2S corrosioacuten por presencia de H2S y CO2 ademaacutes en la combustioacuten se puede formar SO2 (altamente toacutexico y corrosivo)
CO2 problemas en el proceso de licuefaccioacuten (almacenamiento) ademaacutes de la disminucioacuten del poder caloriacutefico
Vapor de agua a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas se pueden formar hidratos de metano los cuales pueden obstruir los gasoductos ademaacutes puede formar soluciones aacutecidas en presencia de compuestos como CO2 y H2S
En la ilustracioacuten 9 podemos ver las diferentes etapas que se requieren en el proceso de tratamiento del gas natural y dependiendo del tipo de gas se va transformando hasta obtener un gas natural tratado a condiciones CREG separado de unos productos finales como son el etileno propileno gasolinas naturales entre otros
30
Ilustracioacuten 9 Etapas de Tratamiento para el Gas Natural
Fuente httpprofesoresfi-unammxI3profCarpeta20energEDa20y20ambienteGas20Naturalpdf
31
A continuacioacuten se explica cada una de las etapas de tratamiento requeridas para que el gas del sistema de recoleccioacuten del campo cumpla con condiciones CREG
La primera etapa del proceso consiste en la separacioacuten del crudo y el gas si este viene como gas asociado o no asociado En el caso de ser un gas asociado se puede tener un gas amargo (debido a que puede traer en su contenido parte de CO2 H2S) Si el gas viene no asociado al crudo puede presentarse como gas amargo (con contenido de CO2 H2S) gas huacutemedo dulce (con presencia de hidrocarburos liacutequidos) o gas seco (apto para venta u otros usos)
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural
Proceso para eliminar compuestos aacutecidos se limpia el gas mediante la remocioacuten de H2S y CO2 principalmente Existen procesos para desacidificar el gas natural como el Proceso de torres de absorcioacuten con aminas Proceso Benfield Proceso Scot entre otros
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural
Esta etapa tiene como finalidad remover el H2S CO2 mediante una torre de absorcioacuten con soluciones acuosas de aminas que pueden ser DEA (dietanolamina) MEA (monoetanolamina) MDEA (metildietilnolamina) DIPA (diisopropanolamina) la cual ingresa a la torre de absorcioacuten por la parte superior y cae por gravedad el gas ingresa por la parte inferior ascendiendo para encontrarse con la amina que cae cuando entran en contacto el H2S y CO2 son absorbidos por la fase liacutequida de la amina En la parte superior de la torre sale el gas despojado de esas dos sustancias donde finalmente el gas de salida es gas huacutemedo dulce y por la parte inferior sale la amina rica con el material absorbido Existen otros procesos para endulzamiento como el Proceso Clauss Euro Clauss BSR Selectox entre otros
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural
Consiste en la remocioacuten del vapor de agua presente en el gas ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte debido a la formacioacuten de hidratos de metano soacutelidos Dicha remocioacuten se realiza mediante absorcioacuten con TEG (trietilenglicol) en la que el glicol captura al agua y permite la salida del gas seco Una vez obtenido el gas seco se procede a la compresioacuten para obtener las condiciones establecidas por la GREG y finalmente poderlo entregar a la red
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nacional de transporte por gasoducto mediante procesos como Criogeacutenico Turboexpander o Refrigeracioacuten Simple
Por otra parte existe el proceso de fraccionamiento el cual consiste en la separacioacuten de hidrocarburos liacutequidos para obtencioacuten de productos finales como etileno propileno entre otros En el estudio del gas Chichimene la cantidad de gas manejada resulta ser baja y por ende la cantidad de hidrocarburos liacutequidos es miacutenima para separarlos y obtener productos siacute la cantidad de hidrocarburos liacutequidos fuera mayor se podriacutea realizar mediante proceso de Destilacioacuten Fraccionada Despueacutes de tratado el gas se tiene un gas apto para venta con condiciones CREG para poder ser enviado al Sistema Nacional de Transporte o para ser usado como combustible en alguacuten proceso
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL
El gas natural es considerado de los combustibles foacutesiles como el maacutes limpio debido a su composicioacuten quiacutemica ya que principalmente produce CO2 y vapor de agua lo cual conlleva a emisiones de CO2 mucho menores que el petroacuteleo (alrededor de 25 a 30) Su uso principal es como combustible para proporcionar calor impulsar turbinas que producen electricidad o mover motores
Para todas las alternativas planteadas es necesario llevar el gas a condiciones establecidas por la CREG por lo que es obligatorio realizar un tratamiento previo al gas natural con el fin de eliminar hidrocarburos liacutequidos vapor de agua y CO2
6
En la tabla 15 se muestra las condiciones establecidas por la CREG y las correspondientes al gas de Chichimene Los iacutetems sentildealados son aquellos que se requieren tratar debido a que la CREG exige que el gas se encuentre seco libre de CO2 e hidrocarburos liacutequidos siacute se remueven el poder caloriacutefico del gas disminuye
6 En el Anexo M se puede ver detalladamente el Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
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Tabla 15 Condiciones Requeridas por la CREG
Fuente Resolucioacuten CREG 071 de 1999
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Valores Actuales
en Campo
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos56
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2 12965
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3 22067
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5 152
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 01 01 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc0 mgm3
40 degC
10742 MJm3
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREGMUESTRAS DEL
PROCESO DE
RECOLECCIOacuteNRes CREG 071 de 1999
ANALISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENECAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones
Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 nitroacutegeno y
oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
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241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica
Utilizado en centrales termoeleacutectricas para generacioacuten eleacutectrica En Colombia debido a que existe eacutepocas del fenoacutemeno del nintildeo y debido a ello disminuyen las caudales de agua en todo el paiacutes comienzan las centrales hidroeleacutectricas a reducir su nivel de produccioacuten de energiacutea es por eso que las centrales termoeleacutectricas cumplen esta funcioacuten y son las que en ese tiempo despachan su energiacutea a nivel paiacutes Entre las centrales termoeleacutectricas existe la convencional la central de ciclo combinado y la cogeneracioacuten
La central termoeleacutectrica convencional a gas es una instalacioacuten usada para la generacioacuten de energiacutea a partir de la energiacutea liberada en forma de calor mediante la combustioacuten de gas natural (combustible foacutesil) En la ilustracioacuten 10 se aprecia un esquema general de una planta termoeleacutectrica a gas
Ilustracioacuten 10 Central teacutermica convencional a gas
Fuente httpwwwfullquimicacom201304centrales-convencionales-gashtml
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Por otro lado existe la central de ciclo combinado la cual se basa en la produccioacuten de energiacutea a traveacutes de diferentes ciclos una turbina de gas y una turbina de vapor El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro mediante el uso de una caldera HRSG (Heat Recovery Steam Generator) de manera que los gases calientes de escape del ciclo de turbinas de gas entregan la energiacutea necesaria para el funcionamiento del ciclo de vapor acoplado La energiacutea obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada ademaacutes de la generacioacuten eleacutectrica para calefaccioacuten a distancia y para la obtencioacuten de vapor de proceso Algunas de las ventajas son
Sustituir una central teacutermica de ciclo combinado por una de carboacuten o diesel contribuye a la reduccioacuten de GEI
Consume un 35 menos de combustible foacutesil que las convencionales lo cual ayuda a reducir emisiones de CO2 a la atmoacutesfera
La emisioacuten unitaria por KWh producido a traveacutes de plantas de ciclo combinado es menor y sus emisiones de dioacutexido de azufre son despreciables a comparacioacuten con una central de carboacuten o diesel
Tiempo de construccioacuten aproximadamente 30 menor que una planta con carboacuten
Se utiliza menor cantidad de agua en el proceso ya que solo se requiere agua para el ciclo de vapor lo que una central de ciclo combinado con gas natural necesita 13 del agua que se precisa en un ciclo simple de fuel o carboacuten
En la ilustracioacuten 11 se muestra un esquema general del funcionamiento de una central de ciclo combinado
Ilustracioacuten 11 Esquema general de una Central Ciclo Combinado
Fuente httpwwwslidesharenetgbermudezguia-n-3-centrales-trmicas-de-gas
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Finalmente se encuentra la cogeneracioacuten la cual consiste en la produccioacuten simultaacutenea de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica utilizando un uacutenico combustible El calor producido sirve para calefaccioacuten y aire acondicionado o para calentar agua sanitaria la electricidad se utiliza o se enviacutea a la red eleacutectrica general Normalmente su ubicacioacuten es cercana a los consumidores con lo cual las peacuterdidas por distribucioacuten son menores que las de una central eleacutectrica y un generador de calor convencional Su rendimiento eleacutectrico depende de la tecnologiacutea utilizada pero oscila entre el 30-40 mientras que el rendimiento teacutermico estaacute alrededor del 55 En la ilustracioacuten 12 se muestra un esquema general de proceso de cogeneracioacuten
Ilustracioacuten 12 Proceso General de una Planta de Cogeneracioacuten
Fuente httpwwwred-calefaccion-lilleveoliaenvironnementcomtecnologiascogeneracionaspx
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo
Utilizado como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming y en campos productores para calentamiento de fluidos y tuberiacuteas En la ilustracioacuten 13 se detalla los productos petroquiacutemicos que se pueden obtener en plantas de petroacuteleo a partir del gas natural
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Ilustracioacuten 13 Productos Petroquiacutemicos obtenidos a partir de Gas Natural
Fuente Autora
243 Gas natural para la industria
El gas natural tiene diversas aplicaciones debido a que ofrece grandes ventajas en procesos donde se requiere de ambientes limpios procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia En industrias quiacutemicas se considera como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming ademaacutes facilita la utilizacioacuten del gas natural con mezcla variable de otros gases residuales disponibles en la industria gracias a la ductibilidad de los quemadores
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244 Gas natural para uso vehicular
Es considerado combustible sustituto de la gasolina El gas natural comprimido es una mezcla de gases que resulta ser econoacutemico y ambientalmente limpio ademaacutes de ser considerado una alternativa para sustitucioacuten de combustibles liacutequidos Es utilizado por vehiacuteculos como gas natural comprimido o como gas natural licuado y se compone generalmente de CH4 Algunas de sus ventajas son ahorro superior al 50 del costo frente a la gasolina recuperacioacuten promedio de la inversioacuten de conversioacuten desempentildeo similar y comparable a la gasolina y otros combustibles reduccioacuten de costos de mantenimiento al ser un sistema de combustioacuten maacutes limpio y ademaacutes como combustible disminuye la emisioacuten de gases contaminantes como CO hidrocarburos y CO2 respecto a los emitidos con la gasolina y demaacutes combustibles
245 Gas natural para uso domeacutestico
El gas natural ha desplazado a combustibles como el queroseno carboacuten gasolina que han sido empleados en las labores de los hogares dado su costo y bajas emisiones de GEI Ademaacutes es un combustible que brinda mayor seguridad en su manipulacioacuten debido a que llega hasta el punto de consumo por tuberiacuteas a baja presioacuten Algunas de sus ventajas son faacutecil instalacioacuten suministro continuo combustioacuten no contaminante econoacutemico respecto a otros combustibles similares y finalmente conservacioacuten de aparatos que funcionan con gas natural debido a que no requieren de mucho mantenimiento Sus aplicaciones principales son para alimentos debido a que es la mejor alternativa frente a otros combustibles Calefaccioacuten ya que permite calentar ambientes de hogares o locales y calentamiento de agua mediante calentadores a gas natural los cuales producen agua al instante y a bajo costo
246 Gas natural para trigeneracioacuten
Surge debido a necesidades de calefaccioacuten agua caliente pero tambieacuten cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Los nuevos equipos a gas natural permiten obtener friacuteo ya sea mediante el sistema de compresioacuten o a traveacutes del proceso de absorcioacuten Aunque los equipos de compresioacuten son muy eficientes los equipos de absorcioacuten son considerados como la opcioacuten maacutes ecoloacutegica para los sistemas de climatizacioacuten y refrigeracioacuten Combinando la tecnologiacutea de cogeneracioacuten con la de
39
absorcioacuten se puede climatizar con un ahorro energeacutetico considerable Esta maacutequina opera pasando el calor de una fuente friacutea a otra caliente Esto se debe al hecho de que la bomba de calor no soacutelo aprovecha la energiacutea contenida en el gas sino tambieacuten la ambiental por lo que proporciona maacutes energiacutea de la que consume Algunas de sus ventajas son reduccioacuten de emisiones de GEI disminucioacuten de peacuterdidas en el sistema eleacutectrico aumento de la competitividad industrial y finalmente la promocioacuten de PyMES en construccioacuten y operacioacuten de plantas de trigeneracioacuten
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving
Las plantas Peak Shaving (En ingleacutes afeitando picos) pueden ser utilizadas como centros de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) para exportarlo para suplir demandas pico de gas en aacutereas de gran demanda o como almacenamiento de gas natural in situ con el fin de brindar confiabilidad al Sistema Nacional de Transporte de gas natural
Son plantas de almacenamiento criogeacutenico que surgieron como respuesta a la necesidad de garantizar con importantes reservas de gas natural licuado el abastecimiento de redes de gas natural Son usadas para el abastecimiento de gas durante los periacuteodos de demanda maacutexima ya que fueron concebidas para afrontar los picos de consumo en aquellos sistemas con alta incidencia de clientes residenciales e industriales
Esta planta reduce la necesidad de disponer de capacidad de transporte desde las zonas de produccioacuten de gas y con ello la sobredimensioacuten de los gasoductos involucrados que son utilizados en forma estacional (fenoacutemeno del nintildeo) es una alternativa eficaz para disminuir el costo total de ese transporte desde la produccioacuten hasta los centros de consumo con alta demanda
Se ubican estrateacutegicamente cerca a centros de consumo y generalmente lejanas de las zonas de produccioacuten gasiacutefera La planta requiere de mayor tiempo para licuar el gas y llenar los tanques de almacenamiento (aproximadamente 200-300 diacuteas) y para la vaporizacioacuten y entrega gas a las redes de distribucioacuten lo hace en pocos diacuteas (no maacutes de 20 diacuteas cada antildeo) La cadena de GNL lo conforman cinco agentes
Produccioacuten desde el campo productor hasta la planta de GNL incluyendo el procesamiento del gas y los gasoductos asociados
Licuefaccioacuten comprende el tratamiento del gas licuefaccioacuten recuperacioacuten de liacutequidos y condensados carga y almacenamiento de GNL
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Transporte siacute es para exportar el GNL viaja por barco desde la planta de licuefaccioacuten hasta la terminal de regasificacioacuten
Regasificacioacuten comprende la descarga almacenamiento regasificacioacuten e inyeccioacuten en ramales de distribucioacuten
Distribucioacuten a la salida de la planta de regasificacioacuten el gas es inyectado en el sistema de transporte y distribucioacuten para llegar a los usuarios finales
En la ilustracioacuten 14 se muestra el proceso general que debe tener una planta Peak Shaving Ilustracioacuten 14 Proceso General de una Planta Peak Shaving
Fuente Autora
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido El gas natural bajo las condiciones de temperatura normalmente utilizadas para su manipulacioacuten en el Sistema Nacional de Transporte de gas natural (1015 psi) se encuentra en estado gaseoso y moviliza una cierta cantidad de energiacutea por unidad de volumen Se podriacutea manipular maacutes energiacutea siacute se comprime el gas a mayor presioacuten En general cuando la demanda a atender es pequentildea y para ciertas condiciones de distancia de transporte los gasoductos pueden no ser la mejor opcioacuten de transporte desde el punto de vista econoacutemico En tal caso puede ser viable utilizar la teacutecnica del GNC para transportar el gas hasta el centro de consumo y luego distribuirlo a los usuarios a traveacutes de redes domiciliarias e industriales Mediante esta teacutecnica se aumenta la presioacuten del gas (3600 psi) en cilindros o tanques transportados por vehiacuteculos mantenieacutendolo en su estado gaseoso de tal forma que se incrementa la energiacutea por unidad de volumen reduciendo los costos unitarios de transporte
bullEliminacioacuten de CO2 H2O y separacioacuten de hidrocarburos pesados Tratamiento
bullEnfriamiento del gas durante 290 diacuteas Licuefaccioacuten
bullA bajas temperaturas se almacena en un tanque que mantiene la temperatura del GNL Almacenamiento
bullPor un sistema de bombas criogeacutenicas el gas es vaporizado a alta presioacuten lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una estacioacuten para adecuar las condiciones de presioacuten a las requeridas para inyeccioacuten a la red de distribucioacuten
Vaporizacioacuten
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El GNC (3600 psi) se transporta mediante cilindros de almacenamiento en camiones especialmente disentildeados y almacenados en cada localidad para ser luego introducidos a la red de distribucioacuten a una presioacuten de 58 psi Este sistema al igual que el suministro de GLP estaacute destinado al abastecimiento de gas natural para consumo residencial industrial y GNV en pequentildeas localidades y alejadas de un gasoducto Este sistema optimiza en forma integral lo teacutecnico y lo comercial Es un proyecto innovador de distribucioacuten de gas de bajo costo para consumo en pequentildeas y medianas poblaciones en la que no es rentable el abastecimiento mediante la instalacioacuten de un gasoducto troncal desde los yacimientos En la ilustracioacuten 15 se muestra en resumen la cadena del GNC
Ilustracioacuten 15 Cadena del GNC
Fuente httpgncenergiaperucom
La cadena de valor de GNC la conforman tres agentes
Compresioacuten se toma el gas natural del campo de produccioacuten (de un gasoducto de transporte o una red de distribucioacuten) y mediante compresores se aumenta la presioacuten del gas y se almacena en cilindros o tanques disentildeados para el caso La presioacuten maacutexima utilizada para el gas comprimido es de 3600 psi
Transporte y almacenamiento por medio de tubos ciliacutendricos con GNC a alta presioacuten se transporta en vehiacuteculos por carretera o viacutea fluvial hasta una planta de descarga emplazada en las inmediaciones de la localidad y se almacena En general los camiones de 12 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 5 moacutedulos de almacenamiento de 300 m3 (en total 1500 m3 de gas natural) mientras que los camiones articulados de 40 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 18 moacutedulos de almacenamiento (en total 5400 m3 de gas natural)
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Descompresioacuten utilizando vaacutelvulas para expandir el gas se reduce la presioacuten y se inyecta el gas a las redes de distribucioacuten para llevarlo a los usuarios finales
Con base en lo anterior se observa que en Colombia se consume aproximadamente el 33 del gas producido se exportan 150 MMSCFD a Venezuela y el restante se utiliza en la misma actividad de produccioacuten de hidrocarburos Asiacute mismo en Colombia no se almacena gas para cubrir demandas pico y el gran consumidor de este gas en su orden son sector eleacutectrico industrial - comercial y residencial Tambieacuten se determinoacute que el gas del campo Chichimene no cumple especificaciones para su uso lo cual requiere tratarse para disponerlo para venta o consumo en el mismo campo Por consiguiente en el siguiente capiacutetulo se describiraacute el tratamiento que se le debe realizar al gas ya que este es un gas no asociado amargo y huacutemedo debido al alto contenido de CO2 e hidrocarburos liacutequidos presentes
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3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
El campo Chichimene cuenta con un gas con alto contenido en metano (alrededor de 75) tal como se observa en la siguiente tabla Su composicioacuten se obtuvo mediante una cromatografiacutea tomada en un punto del sistema de recoleccioacuten de crudo del campo Chichimene la cantidad de gas en la etapa de recoleccioacuten actualmente es de 05 MMSCFD En la tabla 16 se muestra la cromatografiacutea del gas del campo Chichimene en la etapa de recoleccioacuten Tabla 16 Cromatografiacutea del gas Chichimene en etapa de recoleccioacuten
Fuente Departamento de Produccioacuten del Chichimene ECOPETROL
El gas de la etapa de recoleccioacuten del campo Chichimene debe tratarse y acondicionarse de acuerdo a las regulaciones de calidad del gas natural por la CREG por lo que es necesario implementar un tratamiento de gas del campo Para esto se propone en cada una de las etapas de tratamiento del gas tecnologiacuteas que presenten ventajas frente a otros procesos en las diferentes
COMPOSICIOacuteN FRACCIOacuteN MOLAR
Nitroacutegeno 0022067
CO2 012965
Metano 0747311
Etano 004463
Propano 0020076
n-Butano 0016541
i-Butano 0006041
n-Pentano 0003474
i-Pentano 0004346
n-Hexano 0003165
n-Heptano 0002043
n-Octano 0000657
TOTAL 1
Este gas cuenta con condiciones
de Presioacuten 30 psi Temperatura
104 degF
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etapas y asiacute se pueda cumplir las condiciones para entrega y uso posterior del gas
Por lo tanto en la etapa de desacidificacioacuten se trabaja con torres de absorcioacuten con amina DEA debido a que es un proceso de uso frecuente en plantas de tratamiento ademaacutes este proceso frente a procesos de adsorcioacuten y de membranas presenta ventajas En la adsorcioacuten se purifica el CO2 que se elimina y la utilizacioacuten de membranas requiere de altos costos e influye negativamente por la presencia de contaminantes como SOx NOx HCl
En cuanto a la amina empleada en este caso DEA presenta ventajas frente a aminas como MEA ya que no es corrosiva no genera formacioacuten de espuma ademaacutes esta amina posee mayor capacidad de absorcioacuten frente a la MEA y DIPA lo cual es ventajoso debido a que en esta primera etapa lo fundamental es eliminar el CO2 contenido en el gas que es un gran porcentaje (alrededor de 13)
Seguido de ello en la etapa de endulzamiento se propone el proceso con la amina DIPA debido a que es una amina utilizada comercialmente en los procesos de tratamiento de endulzamiento del gas natural es una amina secundaria que tiene gran capacidad para transportar gas aacutecido lo cual para este proceso es importante debido a que la amina DEA (del proceso anterior) y DIPA tienen contenido de azufre y mediante el uso de la amina DIPA se elimina este aacutecido sulfhiacutedrico de la corriente de gas La amina DIPA es una amina utilizada en el proceso SHELL ADIP y aunque su competencia en la remocioacuten de CO2 frente a otros procesos es difiacutecil siacute es maacutes eficiente que soluciones como DEA y MEA en la remocioacuten de H2S
Finalmente en la etapa de deshidratacioacuten se implementa una tecnologiacutea reciente ldquoDRIZO TEGrdquo con el fin de eliminar porcentaje de agua que se tiene actualmente en el gas de recoleccioacuten del campo el proceso DRIZO TEG cuenta con alta concentracioacuten de glicol lo que permite eliminar mayor porcentaje de agua que un proceso de deshidratacioacuten normal con glicol (aproximadamente 99998 en peso en lugar de lo tiacutepico 9995 en peso) Con maacutes de 60 plantas de tratamiento DRIZO demuestra ser el mejor proceso de deshidratacioacuten y ademaacutes por ser un proceso respetuoso con el medio ambiente con emisiones miacutenimas de CO2 y BTEX (benceno tolueno etilbenceno y xileno) requiere cantidad miacutenima de equipos y su costo es bajo Finalmente se lleva a compresioacuten para tener el gas de recoleccioacuten a condiciones fijadas por la CREG
En ninguno de los procesos se utiliza regeneracioacuten debido a que se requiere gran demanda de energiacutea De otro modo la etapa de fraccionamiento en el proceso no se lleva a cabo ya que el porcentaje de hidrocarburos liacutequidos es bajo y la ejecucioacuten de una etapa como el fraccionamiento implica inversiones econoacutemicas altas
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El sistema de tratamiento del gas de recoleccioacuten del campo se implementa mediante el software Aspen Plus V84 la cual es una herramienta para simular procesos de disentildeo conceptual de industrias quiacutemicas petroquiacutemicas refino de petroacuteleo procesamiento de gas y aceites generacioacuten de energiacutea entre otros Ademaacutes cuenta con herramientas de caacutelculos de costos y su interfaz es amigable
En la siguiente ilustracioacuten 16 se presenta el proceso general del tratamiento del gas del campo Chichimene con base en lo anteriormente mencionado
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Ilustracioacuten 16 Modelo de tratamiento para el gas de recoleccioacuten del Campo Chichimene
ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN
(Eliminacioacuten de CO2)
ETAPA II ENDULZAMIENTO (Eliminacioacuten de H2S y
CO2)
ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN
Y COMPRESIOacuteN (Eliminacioacuten de H2O y
Compresioacuten)
Torres de Absorcioacuten con
Amina DEA
Con Amina DIPA
DRIZO TEG Y Compresioacuten
GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo
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31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL
La primera etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten de CO2 y H2S En este caso el tipo de gas de trabajo no cuenta con contenido de H2S por lo tanto se procede simplemente a eliminar el CO2 Inicialmente el gas cuenta con unas condiciones de presioacuten y temperatura de 30 psi y 31315degK la planta de tratamiento trabaja a alta presioacuten por lo que es necesario comprimir el gas hasta lograr condiciones requeridas del proceso Posteriormente el gas de trabajo y la solucioacuten acuosa de amina (en este caso DEA) ingresan a una torre de absorcioacuten en la que entran en contacto el gas y la amina la cual se encarga de separar el CO2 del gas En esta etapa se logra remover el 10 del 13 de CO2 presente en el gas Este 10 pasa por una torre separadora en la cual se logra obtener un 5 de CO2 como producto para utilizar en procesos que requieran CO2 y el 5 restante sale como productos inertes del proceso El porcentaje de metano aumenta en un 13 pasando de 75 a 88 esta etapa incluye varios equipos como compresor enfriador bomba torre absorbedora torre separadora
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
La segunda etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten del CO2 que no se logroacute eliminar durante la primera etapa al igual que el H2S que ingresoacute en el gas debido a que la amina tiene un porcentaje bajo en ella El gas de trabajo ingresa a una torre de absorcioacuten en la que el gas entra en contacto con una solucioacuten acuosa de amina DIPA la cual es frecuentemente utilizada y es la que se encarga de remover en su totalidad el contenido de H2S reduce a un 18 el contenido de CO2 y aumenta de 88 de metano a 893 Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL
La tercera etapa consiste en la remocioacuten de H2O que se encuentra en el gas producto de los dos tratamientos anteriores ya que las aminas vienen en solucioacuten acuosa y una parte de esa agua queda internamente en el flujo de gas de trabajo que se estaacute tratando Es fundamental eliminar el vapor de agua ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte del gas por la posible formacioacuten de hidratos de metano soacutelido En el proceso de deshidratacioacuten el gas ingresa a una torre de absorcioacuten en la que entra en contacto con una solucioacuten de glicol (TEG) debido a que es una opcioacuten de deshidratacioacuten econoacutemica la cual se encarga de remover la totalidad del vapor de agua obteniendo un gas totalmente
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seco y con 96 de metano Debido a la alta eficiencia de esta etapa no fue necesario simular una planta de fraccionamiento para aumentar la pureza del metano ya que la condicioacuten de salida del gas se encuentra bajo las condiciones requeridas por la CREG y debido a que la presioacuten final en la etapa de deshidratacioacuten es la uacutenica que no se encuentra dentro de los estaacutendares de la CREG se implementa un compresor que entregue el gas a 1200 psia Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora compresor intercambiador de calor
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En la tabla 17 se muestra las condiciones iniciales y finales de la simulacioacuten del tratamiento del gas
Tabla 17Condiciones y Composiciones de Etapas de Tratamiento para Gas de Recoleccioacuten Chichimene
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo Grupo de Simulacioacuten Produccioacuten y Uso de Combustibles UNAB
Gas Actual Sist
RecoleccioacutenGas Out - Etapa 1 Gas In - Etapa 2 Gas Out - Etapa 2 Gas In - Etapa 3 Gas Final Tratado
DEA DIPA TEG 000 000 000 000 000 000
H2O 000 180E-03 180E-03 363E-03 200E-03 4 PPM
CO2 130E-01 343E-09 343E-09 579E-09 000 000
H2S 000 357E-07 357E-07 749E-07 285PPB 000
N2 002 003 003 003 003 003
CH4 075 088 088 088 089 096
C2H6 004 006 006 006 006 001
C3H8 002 003 003 003 003 158 PPM
Flujo total (MMSCFD) 05 031 031 0302 0302 0235
Temperatura (degK) 31315 31135 3115 32556 30259 31315
Presioacuten (Psig) 30 900 900 900 900 11853
VALORES
ETAPA 2 ENDULZAMIENTO CON
AMINA DIPA
ETAPA 3 DESHIDRATACIOacuteN DRIZO
TEG Y COMPRESIOacuteN
Nota Cada uno de los componentes mencionados se encuentran en Fraccioacuten Molar
ETAPA 1 DESACIDIFICACIOacuteN CON
TORRES DE ABSORCIOacuteN
50
A continuacioacuten se muestra en la tabla 18 el comparativo de las caracteriacutesticas fijadas por la CREG y las obtenidas despueacutes del proceso de tratamiento del gas del campo Chichimene
Tabla 18 Condiciones de calidad de gas natural CREG Vs Condiciones finales con tratamiento de gas en Aspen Plus
Fuente Autora
Especificaciones de Calidad del Gas Natural
establecidas por la CREG
VALORES EXIGIDOS POR
CREG
GAS DESPUEacuteS DEL
TRATAMIENTO
ESPECIFICACIONES Valores S Internacional Valores Finales del Gas
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 0
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen (nota 3) 5 3
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3 0 mgm3
Res CREG 071 de 1999
3646 MJm3
40 degC
ANAacuteLISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE CON
PLANTA DE TRATAMIENTO
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado l iacutequido
Nota 3 Se cons idera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 ni troacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
51
34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
Mediante el software Aspen Plus V84 fue posible determinar costos relativos a la inversioacuten como tambieacuten los costos de los equipos principales Esta corrida se realizoacute con base en los siguientes datos que se pueden ver en la tabla 19
Tabla 19 Bases de Caacutelculo Planta de Tratamiento de gas ndash Escenario (P50)
Fuente Aspen Plus V84
En la tabla 20 se relaciona el valor de la inversioacuten en equipos costos directos por el montaje e instalaciones costos asociados por el servicio llave en mano impuestos y renta presuntiva de las inversiones para el escenario de produccioacuten de gas (P50) y (P90) Para efectos de anaacutelisis financiero se tomaraacute el escenario (P50) el cual en el antildeo 2007 alcanza un volumen de 4 MMSCFD y su proyeccioacuten de produccioacuten a partir de este antildeo se calcularaacute con base en la curva de declinacioacuten del gas (ver la ilustracioacuten 4)
Gravedad especiacutefica del gas 07 grL
Horas de operacioacuten por antildeo 8760 h
Vida uacutetil del proyecto 20 antildeos
Modelo de depreciacioacuten Liacutenea recta
Valor de salvamento de la planta 20
Punto de equilibrio del proyecto 10 antildeos
Tiempo de construccioacuten de la planta 65 semanas
Renta presuntiva de capital 5
Impuesto anual 40
Tasa de retorno de la inversioacuten 20
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Tabla 20 Inversioacuten de la planta de proceso de gas para escenarios de produccioacuten de gas (P50) y (P90)
Fuente Aspen Plus V84
COSTOS EQUIPOS COSTOS DIRECTOSUTILIDAD LLAVE
MANO (20 Inv)TOTAL (05 a 4 MMSCFD)
TOTAL (4 a 7
MMSCFD)
TOTAL (7 a 10
MMSCFD)
Compresor 1745000 1930000 735000 4410000 5292000 6615000
Bomba 18300 62460 16152 96912 116294 145368Torre
Absorbedor 332900 592000 184980 1109880 1109880 1109880Torre
Stripper 375800 892000 253560 1521360 1825632 1825632
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
TOTAL 2500500 3539460 1207992 7247952 8697542 10871928
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
absorbedor 332900 126000 91780 550680 550680 550680
TOTAL 379700 957464 267433 1604597 1925517 2406896
Enfriador 18000 40045 11609 69654 83585 104481
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
Absorbedor 186900 1060509 249482 1496891 1496891 1496891Intercamb
de Calor 24500 63456 17591 105547 126657 158321
Compresor 903000 1006516 381903 2291419 2749703 3437129
TOTAL 1150700 1069972 444134 2664806 3197768 3997210
4030900 5566897 1919559 11517356 13820827 17276034
1612360 2226759 767824 4606942 5528331 6910414
5643260 7793655 2687383 16124298 19349158 24186447
282163 389683 134369 806215 967458 1209322
5925423 8183338 2821752 16930513 20316616 25395770
INVERSIOacuteN TOTAL PLANTA DE TRATAMIENTO vs ESCENARIOS POSIBLES DE PRODUCCIOacuteN DE GAS
IMPUESTOS - 40
SUBTOTAL
RENTA PRESUNTIVA - 5
ETAPAS PRINCIPALES DEL PROCESO
DESACIDIFICACIOacuteN
ENDULZAMIENTO
DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN
SUBTOTAL
La inversioacuten estimada para el tratamiento del gas de Chichimene se calculoacute con el modelo ASPEN Estos equipos (torres) se disentildearon para
tratar hasta un maacuteximo de 10 MMSCFD Las caracteriacutesticas de los demaacutes equipos cambian seguacuten los flujos a tratar para el proyecto los equipos
menores estan disentildeados para operar hasta el escenario de produccioacuten (P50) que estaacute entre 07 a 40 MMSCFD
INVERSION ESCENARIO (P50) - US$ INVERSION ESCENARIO (P90) - US$
TOTAL
53
De acuerdo con lo anterior el resultado total de la inversioacuten asciende a 16rsquo930513 US$ para el escenario de produccioacuten de gas (P50) donde los principales equipos de la planta cuestan alrededor del 35 del valor total de la inversioacuten El resto de la inversioacuten estaacute representada en el montaje instalaciones liacuteneas de flujo equipos y respaldos eleacutectricos instrumentacioacuten accesorios en general y principalmente la mano de obra calificada gastos de suministro y contratacioacuten impuestos renta presuntiva entre otros En la ilustracioacuten 17 se puede ver la tendencia de la inversioacuten requerida para la planta del proceso de tratamiento del gas en cada una de las etapas en funcioacuten del volumen de gas posible entre los rangos de produccioacuten (P50) y (P90)
Ilustracioacuten 17 Inversioacuten planta de tratamiento de gas VS Cantidad de gas para escenarios (P50) y (P90)
Fuente Autora
La planta de tratamiento modelada seguacuten el programa ASPEN PLUS V84 mantiene constantes las torres independientes del flujo maacutesico y hace variable los demaacutes equipos como bombas de acuerdo con el volumen a tratar En las tablas 21 y 22 se muestran los costos de operacioacuten y los costos de energiacutea de acuerdo con los posibles voluacutemenes de produccioacuten de gas que comprenden los dos escenarios de produccioacuten incremental de gas (P50) y (P90) En el primer escenario (realista) se tiene previsto alcanzar la produccioacuten de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea en el antildeo 2017 y en el escenario P90 (optimista) alcanzar 9 millones de pies cuacutebicos por diacutea Para efectos de anaacutelisis econoacutemico de las posibles alternativas se trabajara en este proyecto con el escenario (P50)
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Tabla 21 Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Departamento de produccioacuten Chichimene Ecopetrol
Volumen MSCFD Etapa Desacidificacioacuten Etapa EndulzamientoEtapa Deshidratacioacuten-
CompresioacutenTotal US$Antildeo US$MMBTU
500 387426 111742 158233 657400 3398
1000 386536 111485 157869 655890 1695
2000 431849 124554 176376 732780 0947
3000 460402 132790 188038 781230 0673
4000 (P50) 475000 137000 194000 806000 0521
5000 482308 139108 196985 818400 0423
6000 489733 141249 200017 831000 0358
7000 496805 143289 202906 843000 0311
8000 504231 145431 205938 855600 0276
9000 (P90) 510949 147368 208682 867000 0249
10000 513306 148048 209645 871000 0225
La energiacutea eleacutectrica impacta los costos operacionales en 465752US$ al antildeo en el escenario P50 que equivale al 58 de los costos totales en el
escenario de 4 millones de gas tratado el cual se da en el antildeo 2017 seguacuten pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo
Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
55
Tabla 22 Costos de energiacutea eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Autora
Por lo anterior para proyectar los consumos de energiacutea antes y despueacutes de alcanzar la produccioacuten de escenario (P50) de gas en la tabla 23 se muestra el caacutelculo de este consumo cuando se trabaja con una produccioacuten de 4 MMSCFD de gas
Volumen MMSCFDEtapa
desacificacioacuten
Etapa
endulzamiento
Etapa
Deshidratacioacuten y
Compresioacuten
Total
US$AntildeoUS$MMBTU
500 189490 910 189490 379891 1964
1000 189055 908 189055 379018 0980
2000 211218 1015 211218 423451 0547
3000 225183 1082 225183 451448 0389
4000(P50) 232323 1116 232323 465762 0301
5000 235897 1133 235897 472928 0244
6000 239529 1151 239529 480209 0207
7000 242988 1167 242988 487143 0180
8000 246620 1185 246620 494425 0160
9000(P90) 249906 1201 249906 501012 0144
10000 251059 1206 251059 503324 0130
Costos Energiacutea Eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Estos costos corresponden alos equipos principales
56
Tabla 23 Requerimientos de energiacutea eleacutectrica para equipos principales de la planta de tratamiento (4MMpcd)
Fuente Autora basada en fichas teacutecnicas de fabricante de equipos como httpwwwcatpumpscomarpdfCAT270pdf y httpcatalogsauerusacomitemall-categoriesboosters-and-gas-compressorsitem-1031ampbc=100|1053|1054|1045
Asiacute mismo en la ilustracioacuten 18 y en la tabla 24 se observa el comportamiento de los costos de energiacutea y operacionales despueacutes de haber alcanzado la produccioacuten de 4 MMSCFD Esta proyeccioacuten es la que se utilizaraacute para efectos de anaacutelisis econoacutemico de la planta de tratamiento del gas como tambieacuten para las demaacutes alternativas planteadas en este proyecto
EQUIPO CANTIDAD HP KWAntildeo Ndeg Etapas Rango de operacioacuten Requerimiento de energiacutea Flujo RPM
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFM
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFMBOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
3817724
0122
465762 Costo=(Pot x Fconv x Perido x CostUnitEnergiacutea)
CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS
REQUERIMIENTO ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO
Bomba CAT Pumps modelo 230 de USA
Compresor SAUER Compresors modelo WP 6442 de USACosto energiacutea seguacuten Ecopetrol (US$KW)
COSTO TOTAL (US$Antildeo)
PRIMERA ETAPA
TOTAL (KwAntildeo)
SEGUNDA ETAPA
TERCERA ETAPA
57
Ilustracioacuten 18 Costos de operacioacuten y energiacutea para Escenario P50
Fuente Autora
58
Tabla 24 Costos operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Fuente Autora e ICP
MSCFD MMSCFAntildeo MUS$Antildeo US$MMBTU MUS$Antildeo US$MMBTU
2014 500 183 657 3398 380 1964 1693
2015 1000 365 656 1695 379 0980 1693
2016 2000 730 733 0947 423 0547 1693
2017 3000 1095 781 0673 451 0389 1693
2018 4000 1460 806 0521 466 0301 1693
2019 3960 1445 798 0516 461 0298 1693
2020 3920 1431 790 0510 456 0295 1693
2021 3881 1417 782 0505 452 0292 1693
2022 3842 1402 774 0500 447 0289 1693
2023 3804 1388 766 0495 443 0286 1693
2024 3766 1375 759 0490 439 0283 1693
Costos Operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Inversioacuten
Total
MMUS$
Antildeo
Volumen Gas Costo Operacioacuten Costo Energiacutea
59
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL
Con los datos suministrados por el departamento de produccioacuten del campo se realizoacute mediante el software Aspen Plus un estudio teacutecnico de seleccioacuten de tecnologiacuteas para cada una de las etapas del tratamiento del gas para adecuarlo a condiciones reguladas por la CREG El sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene se basa en varios cluacutesters para la troncal norte como para la troncal sur las cuales manejan especialmente crudo extra pesado Estos cluacutesters reuacutenen la produccioacuten de varios pozos y se unen en un muacuteltiple de recoleccioacuten En las tuberiacuteas principales de cada una de las troncales va el crudo mezclado con agua y gas y son transportados hasta la estacioacuten de tratamiento Lo que se requiere es que la cantidad de gas libre que va con el crudo se pueda liberar del sistema y se le pueda dar un aprovechamiento energeacutetico7 En un punto del sistema de recoleccioacuten se tomoacute la cromatografiacutea del gas y en base a ello se planteoacute un tratamiento al gas con el cual se llevoacute el gas a condiciones reguladas por la CREG (Necesario para implementacioacuten de cualquier alternativa) Por lo que seguido de ello se procede a realizar el estudio de cada una de las alternativas para valorar y analizar criterios como impacto ambiental requerimientos econoacutemicos beneficios operativos incidencia operativa e impacto externo de cada una de ellas donde finalmente se recomiendan las opciones viables para aprovechamiento oacuteptimo al gas de recoleccioacuten del campo Chichimene A continuacioacuten se presenta en la ilustracioacuten 19 el sistema actual sobre el que se propone a trabajar Las alternativas a analizar para darle un aprovechamiento al gas de recoleccioacuten del campo son autogeneracioacuten con central teacutermica convencional calentamiento de crudo en tuberiacuteas venta del gas para SNT del gas trigeneracioacuten planta de almacenamiento Peak Shaving y GNC En cada una de las alternativas propuestas se tendraacute una disponibilidad de gas en condiciones CREG ya que el objetivo principal de este proceso es aprovechar el gas convirtieacutendolo en un gas uacutetil para cualquiera de las alternativas con el fin de reducir impacto ambiental y tener beneficios para el campo Chichimene
7 En el Anexo I y J se muestra la configuracioacuten de los cluacutesters para la Troncal Norte y para la Troncal Sur
60
Ilustracioacuten 19 Sistema actual de recoleccioacuten y procedimiento a realizar para valorar alternativas al Gas de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
PUNTO DE MUESTREO
GASTRATAMIENTO
DEL GAS
ESTACIOacuteN DE TRATAMIENTO
CRUDO CON AGUA
ALT
ER
NA
TIV
AS
D
EL
GA
S
Cromatografiacutea del Gas
Llevar a Condiciones CREG
AutogenerarCalentamiento Crudo
GNCPlanta Peak Shaving
Venta a SNT
Fuente Autora
61
Los criterios evaluados para cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual que se presenta en el campo son
Impacto ambiental comparacioacuten de cantidad de emisiones Lo que maacutes influye en dicho impacto es que la contaminacioacuten se produce en el mismo sitio y sucede durante todos los diacuteas del antildeo estos dos aspectos son aquellos por los que se toma la liacutenea para evaluar si el impacto llega a ser alto o bajo en cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual
Requerimientos econoacutemicos equipos o plantas principales que se requieren para implementar la alternativa
Plazo de ejecucioacuten suma de la aprobacioacuten de las diferentes fases del proyecto (ingenieriacutea conceptual pre factibilidad factibilidad y ejecucioacuten) Ademaacutes para el caso de ECOPETROL se requiere de aprobacioacuten de presupuesto permisos de las entidades gubernamentales (Ministerio de Hacienda Planeacioacuten Nacional Ministerio Medio Ambiente Ministerio de Minas y Energiacutea) aprobacioacuten de vigencias futuras proceso contractual (licitacioacuten privada o puacuteblica) y tiempo de ejecucioacuten de la obra Es posible que la alternativa la realice un tercero en ese caso el plazo puede ser menor
Incidencia operativa si el proyecto mantiene desmejora o mejora los diferentes procesos que conforman la operacioacuten del campo
Beneficios operativos si se generan beneficios econoacutemicos y operacionales en el campo
Impacto externo si se beneficia el entorno (comunidades) regioacuten yo paiacutes
En la matriz los aspectos fundamentales se tomaraacuten en cuenta para evaluar cada una de las alternativas cada uno puede presentar una ventaja o desventaja frente a las otras alternativas Para el caso de quema o venteo de gas en tea sus principales aspectos son impacto ambiental e impacto externo el impacto ambiental resulta ser alto debido a que la situacioacuten se estaacute presentando desde hace varios antildeos sucede todos los diacuteas del antildeo y ademaacutes las emisiones se producen en el mismo sitio Por otra parte el impacto externo es un aspecto fundamental a tratar debido a que si se mantiene la quema y venteo de gas en tea por parte del campo es posible que la comunidad pueda llegar a cerrar el campo debido a que las emisiones son altas y se presentan todos los diacuteas del antildeo Asimismo se determina para cada una de las alternativas los aspectos y criterios fundamentales de cada una de ellas Ademaacutes los criterios se basaran tomando iacutetems de bajo medio alto todos comparados seguacuten la liacutenea base (venteo y quema de gas en tea)
62
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA
La quema del gas en el campo Chichimene es la situacioacuten actual que enfrenta el campo y por la cual se propone diferentes alternativas que permitan darle un uso oacuteptimo al gas El campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que se obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
Debido al grado de sensibilizacioacuten de la opinioacuten puacuteblica ante los temas de medio ambiente y a la legislacioacuten existente el hecho de ventear o quemar gas en instalaciones petroleras merece evaluar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubican las explotaciones de hidrocarburos Vale la pena mencionar que producto de estas praacutecticas la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de todas las operaciones de explotacioacuten de un campo petrolero Por lo que es obligatorio disponer de alternativas para el manejo y aprovechamiento de los hidrocarburos gaseosos tales como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de hidrocarburos liacutequidos almacenarlo en yacimientos agotados yo abandonados almacenarlo en domos salinos utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) procesarlo y disponerlo para la misma operacioacuten para mejorar las condiciones de movilidad de los fluidos producidos a traveacutes de calentamiento o para consumo externo como gas domiciliario e industrial
En el campo Chichimene la produccioacuten de gas es asociada a la produccioacuten de hidrocarburos liacutequidos donde la relacioacuten de produccioacuten de gaspetroacuteleo es muy baja Desde el punto de vista teacutecnico la produccioacuten de gas no tiene una alta incidencia en lo operativo como por su mismo volumen de produccioacuten Esta situacioacuten ha hecho que este recurso energeacutetico en el presente soacutelo se disponga para cubrir las necesidades de la operacioacuten del campo para calentar las corrientes de fluido que de por siacute tienen muy baja movilidad ya que el crudo que se produce es de muy baja gravedad API el gas remanente se quema o ventea en las plantas de recoleccioacuten y tratamiento de fluidos Se estima que el volumen de gas que no se utiliza hoy diacutea es de 05 MMSCFD y en el futuro puede ser de 4 MMSCFD y este tiene un poder caloriacutefico de 10742 MJm3 ya que en su composicioacuten tiene un buen porcentaje de hidrocarburos liacutequidos Siacute este gas se procesara y se obtuviera un gas apto para venta (condiciones CREG) y asumiendo que su composicioacuten es equivalente a un gas como el de la Guajira-Opoacuten (40
63
MJm3) se venderiacutea en promedio en boca de pozo a unos 6 US$MMBTU generando ingresos anuales de algo maacutes de 115 MMUS$antildeo8 Tal y como se observa en la tabla 25 donde se muestra el costo estimado por el venteo o quema de gas del campo
Tabla 25 Costo estimado de venteo o quema del Gas Chichimene
Fuente Autora
Por lo anterior resulta conveniente buscar alternativas diferentes a la de venteo o quema de este gas y en su defecto darle un aprovechamiento tanto para la operacioacuten como para disponerlo para otros usos tales como consumo domiciliario e industrial como combustible en termoeleacutectricas licuarlo y almacenarlo para cubrir demandas pico o exportacioacuten comprimirlo y venderlo en poblaciones pequentildeas y alejadas de las redes de transporte y distribucioacuten de gas natural entre otros
Ademaacutes de las consideraciones anteriores el hecho de quemar este gas genera grandes impactos ambientales no soacutelo para poblaciones cercanas al campo sino para Colombia y para todo el mundo El cambio climaacutetico causado por aumento de la concentracioacuten atmosfeacuterica de gases de efecto invernadero como el CO2 y CH4 es el mayor reto para la sociedad actualmente Colombia soacutelo contribuye con el 037 de emisiones globales de GEI y es uno de los paiacuteses maacutes vulnerables a los efectos del cambio climaacutetico con consecuencias sobre su biodiversidad e infraestructura que por ende afectan su desarrollo socioeconoacutemico
Teniendo en cuenta que el CH4 es el principal componente del gas natural y que estas emisiones tienen un impacto 25 veces mayor que las de CO2 la reduccioacuten de emitirlo a la atmoacutesfera permite obtener varios beneficios
8 En el Anexo K se detalla los precios de referencia de gas natural en el Campo Guajira y Opoacuten
Campo Guajira 63244 US$MMBTU
Campo Opoacuten 56537 US$MMBTU
Promedio de precios 599 US$MMBTU
Precio en boca de pozo 600 US$MMBTU
Cantidad Gas 500000 SCFD
10742 MJm3
0002883 MBTUft3
US$ a $COP $ 2000 $COP
$ 8649 US$d
$ 3156885 US$antildeo
$ 17298000 $COPd
$ 6313770000 $COPantildeo
PRECIOS DE
REFERENCIA
COSTO
PROMEDIO
POR QUEMA
DE GAS Poder Caloriacutefico Actual
COSTO
EQUIVALENTE
A $COPCaacutelculo US$d
64
Se recupera un recurso energeacutetico Se mejoran las condiciones de seguridad industrial de las instalaciones Se contribuye en reducir las emisiones de GEI y se mitiga el calentamiento
global
El caacutelculo de emisiones netas de GEI se basa en la metodologiacutea general planteada por IPCC (Panel Intergubernamental de Cambio Climaacutetico) Esta metodologiacutea es la maacutes utilizada en la estimacioacuten de GEI y se encuentra disponible en ldquoDirectrices del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernaderordquo
Esta metodologiacutea consiste en combinar informacioacuten sobre el alcance de una actividad humana ldquoFactores de actividadrdquo con los coeficientes que cuantifican las emisiones por actividad ldquoFactores de emisioacutenrdquo Se resume en
En donde los factores de actividad en transporte de gas natural estaacuten relacionados con actividades como
Volumen de gas combustible utilizado en los motores de compresores Volumen de gas quemado en tea Volumen de gas venteado por mantenimiento Volumen de gas venteado operativamente
Mientras que los factores de emisioacuten dependen principalmente de la composicioacuten del gas natural (concentracioacuten de CH4 y CO2) y de aspectos como la eficiencia de combustioacuten en motores y teas
En Colombia el gas natural de Guajira (98 mol de CH4) genera mayores emisiones de CH4 por unidad de volumen al ser venteado que el gas natural de Cusiana (84 mol de CH4) Sin embargo el gas de Cusiana genera mayores emisiones de CO2 al ser quemado debido a su mayor contenido de C2H6 y CO2
Por lo que se realiza un estimativo de la cantidad de gas quemado con relacioacuten al gas de Cusiana debido a que la composicioacuten es similar a la del campo Chichimene con el fin de determinar las emisiones probables de CO2 que se generan por quemar en tea los 05 MMSCFD En la tabla 26 se muestra los factores de actividad y de emisioacuten fijados por la IPCC y la comparacioacuten del gas de Chichimene con el de Cusiana con el fin de determinar un aproximado de emisiones enviadas al medio ambiente asiacute mismo se muestra una graacutefica comparando la cantidad de gas quemada en tea vs Cantidad de CO2 enviada a medio ambiente para escenario P50
65
Tabla 26 Factores actividad y emisioacuten fijados por IPCC y comparacioacuten Emisiones Cusiana con las del Campo Chichimene
Fuente Autora
Ilustracioacuten 20 Emisiones de CO2 VS Cantidad de gas quemado en tea (P50)
Fuente Autora
De acuerdo con la resolucioacuten 0610 de marzo 24 de 2010 que modificoacute la resolucioacuten 0601 de abril 4 de 2006 del Ministerio del Medio Ambiente establece la Norma de Calidad del Aire en la cual especifica los contenido permisibles de contaminantes en el aire entre los cuales estaacute la presencia de material particulado total y material en suspensioacuten hidrocarburos (como metano) CO NO2 y en especial el tiempo de exposicioacuten de dichos eventos contaminantes Para el caso de Chichimene se queman 05 MMSCFD que al ser una combustioacuten incompleta genera una alta concentracioacuten de CO y CO2 (32 toneladas al aire por diacutea) y si se
FACTOR Incertidumbre Incertidumbre
Gas combustible CO2 1000 ft3 de combustible Guajira 521
Quema de gas en tea CO2 1000 ft3 de gas quemado Cusiana 632
Venteo de gas por mantenimiento CH4 1000 ft3 de gas venteado Guajira 199
Fugas y venteo operativo CH4 1000 ft3 de gas fugado Cusiana 169
Cantidad de gas
quemado (ft3)
Cantidad equivalente
en CO2
1000 632
500000 31600
654000 413328
1815000 114708
3093000 1954776
3943000 2491976
CASO CHICHIMENE COMPARADO CON CUSIANA (Diferentes cantidades de gas)
FUENTE PRINCIPAL GEIFACTORES DE ACTIVIDAD FACTORES DE EMISIOacuteN
FACTORES RELATIVO A LA
04 a 1
10kgCH4 por cada
1000 ft3
001 a 1 kgCO2 por cada
1000 ft3
66
ventea el gas se emite la cantidad de 85 toneladas de CH4 por diacutea La norma establece que los valores permisibles y el tiempo de exposicioacuten para las partiacuteculas en suspensioacuten es 300 microgm3 por 24 horas material particulado es 150 microgm3 por 24 horas CO es 10000 microgm3 por 8 horas metano es 1500 microgm3 por 4 meses Para el caso de Chichimene el factor maacutes influyente en cuanto a la contaminacioacuten es el tiempo ya que esta contaminacioacuten se produce constantemente durante todos los diacuteas del antildeo y tomando en cuenta todos los antildeos en que se ha realizado esta praacutectica De otra parte es que esta contaminacioacuten se produce en el mismo lugar concentrando los efectos en el entorno del mismo campo Como se mencionoacute anteriormente el campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que es obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL
Se presenta como alternativa la autogeneracioacuten en el campo Chichimene debido a que los pozos del campo trabajan con bombas electrosumergibles (como meacutetodo de levantamiento artificial) y se consume gran cantidad de energiacutea por diacutea debido a este sistema En la tabla 27 se muestra la cantidad de pozos que se tienen para cada una de las troncales y el consumo de ellos por hora9
Tabla 27 Resumen consumo de pozos en el Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
9 En el Anexo C y D se muestra detalladamente el consumo en los pozos del Campo tanto para la troncal
norte como tambieacuten para la troncal sur Ademaacutes en el Anexo F se muestra un resumen de consumo de pozos de las troncales del Campo
TRONCAL POZOS Ndeg CLUSTER Potencia (KWh)
Norte 63 16 8944
Sur 74 18 9982
TOTAL 137 34 18926
67
Como se aprecia en la tabla se requiere alrededor de 189 MWh por lo que se propone disponer de una central teacutermica que permita suplir la energiacutea de los pozos y en caso que se requiera de maacutes energiacutea se pueda tomar directamente de la red (como se realiza actualmente) Por ello se realiza el estudio de reacutegimen teacutermico de una turbina a gas de 2174 MWe en condiciones del campo
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas
Compuesta de tres secciones principales un compresor un quemador y una turbina de potencia Las turbinas a gas operan con base en el principio del ciclo Brayton el cual funciona bajo los siguientes principios termodinaacutemicos
Durante el proceso 1-2 el aire entra al compresor en condiciones de presioacuten temperatura y humedad relativa del sitio donde es comprimido en un proceso adiabaacutetico en el proceso 2-3 el aire es conducido hacia la caacutemara de combustioacuten en la cual se adiciona combustible (gas natural) El proceso de combustioacuten es desarrollado en condiciones de presioacuten constante y genera un aumento considerable en la temperatura de los gases producidos en el proceso de combustioacuten en el proceso 3-4 los gases salen de la caacutemara de combustioacuten con alta presioacuten y temperatura y son dirigidos a la turbina La potencia de la unidad puede variar de 02 MW hasta 280 MW En la ilustracioacuten 20 se muestra un esquema del principio de funcionamiento de una turbina a gas
Ilustracioacuten 21 Principio de funcionamiento de una turbina a gas
Fuente Guiacutea ambiental para termoeleacutectricas
En cuanto al impacto ambiental la combustioacuten que ocurre en los procesos termoeleacutectricos genera SO2 NOx CO CO2 y partiacuteculas que pueden contener
68
metales La cantidad de cada uno dependeraacute del tipo y el tamantildeo de la instalacioacuten las caracteriacutesticas del combustible y la manera en que se queme En las centrales teacutermicas la principal fuente de emisioacuten de contaminantes atmosfeacutericos la constituye el proceso de combustioacuten
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO
Alrededor de los antildeos 70 las turbinas a gas contaban con bajas eficiencias y baja fiabilidad por lo que se limitaban El tema del desempentildeo teacutermico en turbinas a gas ha cobrado cada vez maacutes relevancia debido al creciente aumento en los precios de los combustibles Por lo tanto se pretende cuantificar y corregir la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones diferentes de las de operacioacuten Estas dos variables tienen un impacto directo en las ventas y el margen de operacioacuten de la central
Algunas de las ventajas que se tienen junto con estas turbinas son
Conversioacuten eficiente de combustible Reduccioacuten de gasto de luz Bajo costo de instalacioacuten y mantenimiento Consumo de variedad de combustibles hidrocarburos Se pueden usar para precalentar el aire antes de entrar en la caacutemara de
combustioacuten Se puede poner en servicio con un miacutenimo de tiempo de retardo Ocupan menos espacio Gases de escape menos contaminantes para el medio ambiente
Las centrales eleacutectricas de turbinas a gas contienen cuatro componentes compresor caacutemara de combustioacuten turbina y generador El aire es aspirado por el compresor y entregado a la caacutemara de combustioacuten El combustible liacutequido o gaseoso se utiliza comuacutenmente para aumentar la temperatura del aire comprimido a traveacutes de un proceso de combustioacuten Los gases calientes que salen de la caacutemara de combustioacuten se expanden en la turbina que produce el trabajo y finalmente las descargas al ambiente La turbina a gas opera bajo los principios del ciclo termodinaacutemico Brayton Debido a esto algunos factores influyen de manera directa en el desempentildeo teacutermico como temperatura de entrada al compresor presioacuten atmosfeacuterica humedad relativa Existen dos maneras de cuantificar el impacto de cada una de estas variables
Por curvas de correccioacuten
69
Por tabla de factores que indican el impacto de cada variable en la potencia y en el reacutegimen teacutermico (praacutectica aunque no es muy exacta)
Debido a que no se cuenta con la curva de correccioacuten de la turbina la cual debe ser proporcionada por el fabricante y es uacutenica para cada modelo y tipo de turbina se trabajaraacute con la tabla de factores de referencia estos factores son geneacutericos para las turbinas a gas operando en ciclo simple Mediante esta manera se tendraacuten unos resultados aproximados a los que dariacutean si se usaran las curvas de correccioacuten En la tabla 28 se muestra los factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas operando en ciclo simple
Tabla 28 Factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
PARAacuteMETRO POTENCIA REacuteGIMEN TEacuteRMICO
Temperatura Ambiente +1degF -03 007
Presioacuten Atmosfeacuterica +1 1 -0004
Humedad Relativa +10 004 002
70
Se seleccionoacute una turbina ldquoTITAN-250rdquo debido a que ofrece un 40 en la eficiencia del eje con la reduccioacuten de emisiones hasta en un 30 En la ilustracioacuten 21 se muestra las caracteriacutesticas generales de la turbina
Ilustracioacuten 22 Datos generales Turbina TITAN-250
Fuente Solar Turbines
71
El flujo nominal de gas requerido para una turbina como la TITAN 250 se basa tomando datos de la turbina como Heat Rate y potencia siendo entonces
Ademaacutes en la ilustracioacuten 22 se muestra las condiciones ISO de operacioacuten de la turbina seleccionada y las condiciones atmosfeacutericas de ubicacioacuten del campo
Ilustracioacuten 23 Condiciones ISO de operacioacuten y del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
De igual manera en la tabla 29 se muestra la diferencia que se presenta entre las condiciones ISO anteriormente mencionadas con relacioacuten a las condiciones del campo
72
Tabla 29 Diferencia entre condiciones ISO y condiciones del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Con las condiciones ISO de la turbina y las del campo se realizan los caacutelculos de Heat Rate y potencia de salida tomando en cuenta los factores de referencia geneacutericos En la siguiente tabla 30 se muestra cada uno de los datos obtenidos por la diferencia en los paraacutemetros de temperatura humedad y presioacuten Tabla 30 Paraacutemetros obtenidos por cambios en Temperatura Humedad y Presioacuten
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Tomando las consideraciones atmosfeacutericas los valores de potencia y Heat Rate nuevos se muestran en la tabla 31
Temperatura Promedio 18 degF
Presioacuten Atmosfeacuterica -132 mm hg
Humedad Relativa 25
DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES
DE OPERACIOacuteNUnidades
Potencia 2291923 117423 KWe
Heat Rate 8664435 -110565 BTUKWe-h
Potencia 21723255 -21745 KWe
Heat Rate 87706125 -43875 BTUKWe-h
Potencia 22032034 287034 KWe
Heat Rate 877453668 -046332 BtuKWe-h
CAMBIO POR
HUMEDADDiferencia con Operacioacuten ISO Unidades
CAMBIO POR PRESIOacuteN Diferencia con Operacioacuten ISO Unidades
Diferencia con Operacioacuten ISO UnidadesCAMBIO POR
TEMPERATURA
73
Tabla 31 Condiciones con las que se trabajariacutea la turbina en el Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
El valor obtenido en potencia es superior al dato proporcionado por el fabricante esto quiere decir que esta turbina a condiciones atmosfeacutericas y paraacutemetros propios del ciclo termodinaacutemico y de combustioacuten opera maacutes eficientemente en las nuevas condiciones climaacuteticas de operacioacuten Ademaacutes el valor obtenido de Heat Rate es menor al dato dado por el fabricante lo que quiere decir que se requiere un menor consumo de gas en la turbina y por ende se trabajaraacute con mayor eficiencia La disponibilidad de gas que se tiene en el campo que es de 05 MMSCFD soacutelo cubririacutea el 125 del gas requerido por la turbina seleccionada (TITAN 250) el cual es de 4 MMSCFD Con esta turbina se podriacutea generar algo maacutes 23 MWh es decir un 21 maacutes de lo que se requiere para cubrir la demanda de energiacutea por los pozos que conforman el sistema de extraccioacuten del campo
De otra parte es conveniente que la central teacutermica se construya cercanamente a las instalaciones eleacutectricas del campo con el fin de disminuir costos en la construccioacuten de la red desde la central teacutermica hasta la subestacioacuten principal del campo Para efectos econoacutemicos se considera una distancia de medio kiloacutemetro entre la planta de tratamiento y la teacutermica
Con base en lo anterior la viabilidad de llevar a cabo esta alternativa seriacutea posible contando con este volumen de gas y el faltante (35 MMSCFD) se obtenga a traveacutes de los planes incrementales de produccioacuten de crudo y gas como tambieacuten de la optimizacioacuten de las plantas de recoleccioacuten y tratamiento o en su defecto se compre a otro agente productor (puede ser el mismo ECOPETROL) En este caso se requiere invertir en una tuberiacutea para traer el gas desde el Sistema Nacional de Transporte de gas o como respaldo de gas en caso de deficiencias en campo el cual se encuentra a unos 40 Km de distancia (costo entre 30 y 50 US$MetroPulgada) Asiacute las cosas para llevar a cabo este proyecto se requieren de las siguientes inversiones
Planta de proceso del gas a condiciones CREG Construccioacuten de la central teacutermica Construccioacuten de la tuberiacutea para traer el gas faltante y gasoducto de planta
de tratamiento y teacutermica Costo variable de compra de 35 MMSCFD de gas en caso de no disponer
del gas en campo
POTENCIA DE LA TURBINA 2318452 KWe
HEAT RATE 865958 BTUKWe-h
74
Este proyecto se debe validar con respecto a compra de energiacutea para los pozos que a precios de productor de 220 $KWh (no incluye costos de transporte comercializacioacuten distribucioacuten y peacuterdidas) dariacutea un costo anual de 18rsquo000000 de doacutelares al antildeo
Otra posible opcioacuten es entregar este gas en condiciones CREG a un tercero para que invierta en la central teacutermica con el compromiso de comprarle la energiacutea a mejores precios y bajo un contrato ininterrumpible de energiacutea
Otro aspecto a tener en cuenta en la construccioacuten de la teacutermica es el hecho de garantizar el suministro de energiacutea para la operacioacuten del campo el cual cuando se interrumpe genera grandes peacuterdidas de produccioacuten de crudo y genera problemas en el sistema de extraccioacuten Como respaldo para fallas se seguiriacutea contando con el suministro de la energiacutea del SNT de gas
A continuacioacuten se muestra los costos de inversioacuten para una turbina de 232 MWe que requiere de 4 MMSCFD de gas la cual supliriacutea el consumo total de los pozos del campo y ademaacutes costos de inversioacuten para una turbina de 45 MWe que requiere de 075 MMSCFD de gas la cual se ajustariacutea a la cantidad actual de gas que se tiene en el proceso de recoleccioacuten
75
Tabla 32 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 29333
Compresores de gas 1733
Electricidad alta tensioacuten 1867
Teledisparo + telecontrol 267
Transformadores 933
Electricidad baja tensioacuten 533
Sistema de gas combustible 733
Sistema mecaacutenico 1733
Sistema aire comprimido 267
Instrumentacioacuten 667
Tratamiento agua + obra civil 267
Sistema de control 667
Sistema de supervisioacuten 800
Torre de refrigeracioacuten 533
Obra civil 1200
Proteccioacuten contraincendio 67
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 933
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 42800
Ingenieriacutea 2613
Direccioacuten de obra 960
Seguro de montaje 59
Costos avales 117
Legalizaciones (1 IF) 471
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 941
Imprevistos (3 IF) 1507
TOTAL COSTO PLANTA 49468
Beneficio industrial y contingencias (8 CP) 4299
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 53767
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 11948
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 45 MWe
(075 MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
76
Tabla 33 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 137333
Compresores de gas 8000
Electricidad alta tensioacuten 9333
Teledisparo + telecontrol 667
Transformadores 6739
Electricidad baja tensioacuten 3867
Sistema de gas combustible 2133
Sistema mecaacutenico 8467
Sistema aire comprimido 533
Instrumentacioacuten 2933
Tratamiento agua + obra civil 667
Sistema de control 1467
Sistema de supervisioacuten 1467
Torre de refrigeracioacuten 3133
Obra civil 12000
Proteccioacuten contraincendio 600
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 333
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 199939
Ingenieriacutea 8099
Direccioacuten de obra 1440
Seguro de montaje 339
Costos de permisos 676
Legalizaciones (1 IF) 2707
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 5412
Imprevistos (3 IF) 8119
TOTAL COSTO PLANTA 226729
Administracioacuten e imprevistos (8 CP) 23792
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 250521
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 10805
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 232 MWe (4
MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
77
Tabla 34 Costos de mantenimiento para turbina de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Tabla 35 Costos de mantenimiento para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de autogeneracioacuten con una central teacutermica convencional
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG lo cual genera GEI estos gases son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo la construccioacuten de la central teacutermica lo maacutes recomendable seraacute que sea de tipo combinada la cual consiste en tomar los gases de chimenea para producir vapor de agua y activar otra turbina aumentando la eficiencia hasta en un 60 o se podriacutea decir que los requerimientos de gas seriacutean menores
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que ademaacutes de la teacutermica se requiere construir la planta de procesamiento del gas construir un gasoducto de 40 Km de longitud y dependiendo del lugar del montaje requiere de sistema de transporte y
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 60 800 272160
Mantenimiento General (1 CP) 371010 145 49468
Personal de operacioacuten 23 300 102060
Seguros impuestos otros (15 IF) 48150 019 6420
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 3710925 126 430108
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 45 MWe
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 800 1402229
Mantenimiento General (1 CP) 129 226729
Personal de operacioacuten 300 525836
Seguros impuestos otros (15 IF) 017 29991
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 125 2184785
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 232 MWe
78
subestaciones eleacutectricas Para efectos de caacutelculo se asume una distancia de 05 kiloacutemetros Su costo de inversioacuten depende de la potencia generada por la turbina que en caso de ser 232 MW seriacutea de 48 millones de doacutelares y de 284 millones de doacutelares para la de 45 MW Maacutes adelante se mostraraacuten los resultados econoacutemicos de la alternativa de generar 232 MW La alternativa de generacioacuten de 45 MW no se realizaraacute anaacutelisis econoacutemico porque no suple las expectativas actuales ni futuras para los requerimientos del campo
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos lo cual hace que este tipo de proyectos puedan consumir entre tres y cuatro antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas y en su defecto dispondraacute de una fuente de energiacutea confiable y estable para la operacioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas De otra parte el Campo contariacutea con una fuente de energiacutea propia para abastecer las necesidades de energiacutea para los pozos productores garantizaacutendoles una mayor estabilidad y por ende disminuir el iacutendice de falla por problemas causados por fallas eleacutectricas Esto uacuteltimo da como resultado menos peacuterdidas de produccioacuten de crudo En cuanto al ejercicio econoacutemico por la generacioacuten eleacutectrica habriacutea que validarla con respecto a los costos que representa el consumo de 19 MWh del sistema de extraccioacuten de crudo
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma actualmente del Sistema Interconectado Nacional se dejariacutea de consumir y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes o incluso para exportarla a otros paiacuteses generando divisas para Colombia
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
Esta alternativa igual que las otras propuestas requiere del procesamiento del gas para llevarlo a condiciones CREG Una vez el gas cumpla especificaciones es factible su venta para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Los principales usos y la cobertura del gas natural en Colombia son venta para GNV uso domeacutestico uso industrial o a una central teacutermica cercana
79
Cabe anotar que en Colombia las centrales teacutermicas producen alrededor del 25 de energiacutea total del paiacutes en donde las teacutermicas de la Costa Norte consumen alrededor de 170 MMSCFD mientras las del interior consumen 60 MMSCFD
En esta alternativa se debe construir un gasoducto pequentildeo (40 Km de longitud y de 3 pulgadas de diaacutemetro) desde el campo hasta que conecte con el gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Se debe tener en cuenta que la construccioacuten de gasoductos lleva tiempo y gran parte del tiempo se invierte en aprobaciones y permisos Ademaacutes se requiere de disentildeo materiales construccioacuten permisos ambientales pruebas y mantenimientos10
En el caso de venta a una central teacutermica cercana existen dos centrales teacutermicas a partir de gas de propiedad de ECOPETROL las cuales actualmente generan 40 MW pero por proyectos para el departamento se ha decidido que pasen a generar 55 MW son Termocoa y Termo Suria De otra manera se tiene pensado en la construccioacuten de una central teacutermica con capacidad de generar 50 MW tambieacuten de propiedad de ECOPETROL (central teacutermica Termo San Fernando) Por lo que seriacutea viable vender directamente este gas a alguna de las centrales teacutermicas mencionadas11 El banco mundial publicoacute una regla ldquoValor estaacutendar aproximadordquo para calcular el costo de un gasoducto en donde inciden variables fundamentales como diaacutemetro y longitud Los costos oscilan entre 30-50 US$(metropulgada) Asumiendo costos de 30 a 50 US$(Metro x Pulgada) tomando la distancia entre el campo Chichimene y un punto al nodo del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute (alrededor de 40 Km) con un diaacutemetro de tuberiacutea de 3 pulgadas debido a que la cantidad de gas es baja y asumiendo un mantenimiento operativo de 2 se requiere una inversioacuten entre 36 a 6 millones de doacutelares En resumen lo anteriormente mencionado se muestra en la tabla 36
Tabla 36 Costos de inversioacuten y mantenimiento de gasoducto
Fuente Autora
10 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia 11 En el Anexo M se muestra las especificaciones del proyecto Termo San Fernando
COSTO CONSTRUCCIOacuteN 50 US$(metropulgada)
Distancia Campo a Gasoducto 40000 metros
Diaacutemetro tuberiacutea 3 pulgadas
COSTO INVERSIOacuteN GASODUCTO 6000000$ US$
Mantenimiento operativo (002) 120000 US$
GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute
INVERSIOacuteN PARA VENTA AL SNT
80
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta de gas al SNT
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten baja ya que solo se requiere construir la planta de tratamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas natural Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares Maacutes adelante se mostraraacute el anaacutelisis econoacutemico de esta alternativa
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos No obstante por la cuantiacutea y ante la urgencia de dejar de quemar gas este proyecto puede realizarse en un corto plazo
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas En caso de que el campo requiera de gas para la operacioacuten (extraccioacuten de crudo por el sistema Gas Lift) entre otros este se tomariacutea por el mismo gasoducto que se disponga para venderlo
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten es ganancia para garantizar el suministro Reducir el volumen de importacioacuten siacute se diera el caso Colombia ahorrariacutea en divisas
81
44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK
SHAVING
Una planta Peak Shaving para Colombia tiene grandes ventajas como tambieacuten desventajas Algunas de ellas son
VENTAJAS
Cubririacutea demandas pico en Colombia originadas especialmente por consumo de gas en termoeleacutectricas a causa del fenoacutemeno del nintildeo
Se podriacutea exportar la produccioacuten de gas de campos marginales y de campos con produccioacuten incremental
Generacioacuten de divisas para el paiacutes por la exportacioacuten de gas Se mejora la confiabilidad del sistema de distribucioacuten de gas en el paiacutes Se evitariacutea tener un sistema redundante de gasoductos (line pack) Toma el gas natural de la red de transporte durante los periacuteodos de baja
demanda No requiere instalaciones especiales Tiene capacidad para crecer y aumentar tanto su capacidad de produccioacuten
de GNL como de regasificacioacuten El GNL estaacute compuesto mayoritariamente por CH4 que en su forma
gaseosa es maacutes ligero que el aire Como resultado la corriente de gas re gasificado ldquoflotardquo en la atmoacutesfera y representa una amenaza mucho maacutes baja de incendio y explosioacuten
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL
DESVENTAJAS
Costo de inversioacuten alto Recuperacioacuten a largo plazo a traveacutes del cargo de confiabilidad en la tarifa
de gas La frecuencia de carga es baja siacute se enfoca a Colombia ya que el
fenoacutemeno del nintildeo se da cada 7 antildeos no hay estaciones ni los incidentes en el sistema de transporte tienen alta incidencia
No se puede ubicar en cualquier lugar debe estar ubicada estrateacutegicamente para consumo o para exportar gas
Requiere un predio de dimensiones importantes especialmente vinculado al tamantildeo y tipo del tanque de almacenamiento de GNL
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL sufriendo el impacto del precio internacional del GNL
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El modelo de oferta y demanda del Sistema Nacional de Transporte de gas natural de Colombia comprende el conjunto de centros de demanda campos o cuencas de abastecimiento de gas y segmentos de gasoductos que se indican en forma esquemaacutetica en la ilustracioacuten 23 Ilustracioacuten 24 Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
Fuente httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=358ampconID=42585
Se observa que los grandes grupos de demanda se ubican a lo largo de la red principal de gasoductos que va en sentido norte-sur del paiacutes Se destaca que la demanda de gas natural de la Costa Atlaacutentica centro y sur del paiacutes se encuentra cubiertas en un gran porcentaje No obstante aunque falta cubrir otras aacutereas de consumidores potenciales hoy diacutea se exportan 150 MMSCFD a Venezuela
La exportacioacuten de gas queda sujeta a la demanda que puede producir un cambio climaacutetico en este caso la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo y que de acuerdo con el Decreto 2100 de 2011 se le debe dar prioridad a las necesidades del
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consumo nacional Se evidencia que Colombia actualmente no tiene problemas de abastecimiento de gas pero se veriacutea obligado a importar gas a partir del antildeo 2017 si no adiciona reservas en los proacuteximos antildeos La confiabilidad del suministro de gas natural en Colombia hoy diacutea se ve afectado mayormente por limitaciones en la infraestructura de transporte y en menor escala por problemas de la oferta Las limitaciones en la infraestructura obedecen a interrupciones programadas o no programadas por fallas en el sistema debido a incidentes externos provenientes de la comunidad o de agentes por fuera de la ley La confiabilidad en la infraestructura se podriacutea mejorar bien sea a traveacutes de plantas de almacenamiento de gas (planta Peak Shaving) o a traveacutes del sistema de transporte (line pack) entre otros En la ilustracioacuten 24 se muestra el balance de gas total en Colombia Ilustracioacuten 25 Balance de Gas Total en Colombia Demanda Vs Oferta
Fuente UPME
En el evento de exportar o importar gas existe la posibilidad de hacerlo a traveacutes de gasoductos o por viacutea mariacutetima siendo la uacuteltima la mejor opcioacuten para su transporte Si asiacute fuera lo mejor seriacutea concentrar el gas a exportar o importar en un mismo nodo el cual podriacutea ubicarse en tierra firme o mar adentro A manera de ejemplo se podriacutea pensar que ese nodo podriacutea estar cerca a los campos de la Guajira y el gas a exportar tomarlo directamente de estos yacimientos o de los campos cercanos esos despachos se cubririacutean con la produccioacuten incremental de
Gas de campos en produccioacuten (especialmente gas que se quema o ventea en campos)
Campos que se encuentran distantes del sistema de transporte de gas
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En el caso de importar y este viniera como GNC se tendriacutea que instalar una planta de almacenamiento y regasificacioacuten en un puerto con facilidades de transportarlo al interior del paiacutes (preferiblemente Off Shore por problemas de seguridad) Para conceptualizar la aplicacioacuten de este proyecto en el campo Chichimene es preciso determinar las tasas de produccioacuten de gas ya que este gas es asociado a la produccioacuten de crudo Su volumen se ve determinado por el grado de solubilidad del mismo en los fluidos que se extraen del yacimiento No obstante se miraraacute su viabilidad como una idea Para el caso de pequentildeas producciones de gas la planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) y abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Un carro tanque de 12 toneladas podriacutea transportar aproximadamente el equivalente a 53 MSCFD de gas natural como GNL Para un campo como Chichimene que produce 05 MMSCFD de gas libre del sistema de recoleccioacuten de fluidos (sin contar con el gas en solucioacuten) podriacutea ser viable licuar este volumen bajo la modalidad de un tercero lo cual podriacutea generar ingresos superiores a 1 milloacuten de doacutelares al antildeo por la venta de gas natural sin licuar Una vez el gas natural se procese a GNL los ingresos brutos de este volumen de gas seriacutea de 33 millones de doacutelares al antildeo lo cual dariacutea ganancia bruta para el tercero de 23 millones de doacutelares al antildeo En la tabla 37 se muestra los costos de inversioacuten y operacioacuten para una planta Peak Shaving madre (a gran escala)
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Tabla 37 Costos de inversioacuten y operacioacuten para una Planta Peak Shaving Madre
Fuente Gas Natural FENOSA Argentina
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta del gas para una planta Peak Shaving
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten alta y depende del tamantildeo de la planta y de las etapas que la conforman Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta Peak Shaving (soacutelo licuefaccioacuten) y la construccioacuten de un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas Este gasoducto lo debe construir el duentildeo del proyecto y puede ser de 3
Inversioacuten $ 120000000 $US
22 meses
18 antildeos
Emisioacuten Continua 7 diacuteas maacuteximo
3861000 m3d
160875 m3h
Capacidad del tanque 43470 m3GNL (Liacuteq)
Periacuteodo de Licuefaccioacuten 290 diacuteas
101000 m3d (Gas)
29290000 m3 en 290 d (Gas)
Terreno requerido() 100 Ha
Personal 237000$ US$
Materiales diversos 153000$ US$
Servicios y suministros de terceros 164000$ US$
Reparacioacuten y conservacioacuten 268000$ US$
TOTAL 822000$ US$
Doacutelar $ 2000 $ COP
Inversioacuten de $ 240000000000 $ COP
Costos operativos $ 1644000000 $COP
INVERSIOacuteN PARA PLANTA PEAK SHAVING MADRE
Tiempo de Construccioacuten
Caudal Maacuteximo de Emisioacuten
NOTA () El terreno ocupado de montaje es de 11 Ha pero se asume
100 Ha por si hay riesgos de explosioacuten
Caudal de Licuefaccioacuten
CONVERSIOacuteN DOacuteLAR A PESO COLOMBIANO
COSTOS OPERATIVOS ANUALES
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pulgadas de diaacutemetro para tomar gas del Sistema Nacional Transporte del paiacutes en caso de que el campo deje de producirlo El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares En caso de que la planta soacutelo licuara el gas producido hoy diacutea del campo no se requeriraacute de gasoducto y el gas licuado se transportaraacute por carro tanques hasta la Peak Shaving madre La inversioacuten requerida para una planta Peak Shaving madre es de 120 millones de doacutelares Dado el requerimiento de gas y por las mismas necesidades de gas para el paiacutes no se vislumbra por parte de Ecopetrol una inversioacuten de este tipo por consiguiente esta alternativa no se le realizaraacute un anaacutelisis econoacutemico
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto de inversiones altas y por la dimensioacuten del mismo se requiere de un largo plazo para su implementacioacuten
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales ademaacutes de que se recibiriacutean ingresos por el proceso de licuefaccioacuten del gas
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte podraacuten licuar su gas para luego regasificarlo y suministrarlo al paiacutes
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL
COMPRIMIDO
Para tener el gas en planta de GNC se estima que una movilizacioacuten diaria de 10 camiones representa abastecer un mercado de 15000 m3d (052 MMSCFD) mientras que 10 camiones articulados abastece un mercado de 54000 m3d (1906 MMSCFD) Estos valores permiten definir el rango de abastecimiento del GNC Asumiendo que un usuario residencial de gas natural consume en promedio 20 pies cuacutebicos por diacutea (20000 BTUdndash0567 m3d) se podriacutea abastecer 25000 usuarios solo con el gas actual de recoleccioacuten del campo Chichimene Siacute
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consideramos un usuario de estrato Medio-Bajo la tarifa seriacutea de 850 $m3 + 2630 $cargo fijo mes y un consumo de 20 m3mes dariacutea un costo de 19630 $mes (10 US$mes) La tarifa incluye los cargos al productor transporte distribucioacuten y comercializacioacuten En la tabla 38 se muestra las tarifas del natural residencial por estratos para enero de 2014 en Colombia Tabla 38 Tarifas del gas natural residencial para 2014 en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
Es importante la comparacioacuten del GNC con el GLP el cual depende del precio del GLP en planta de abastecimiento maacutes el valor de su transporte almacenamiento hasta la poblacioacuten consumidora Los precios actuales que se tienen para cilindros de 40 libras de GLP (cuyo contenido energeacutetico se aproxima al consumo medio mensual de un usuario residencial de gas natural) estaacute alrededor de los 40000 $COP (20 US$) En poblaciones con consumos pequentildeos y ubicados a distancias considerables de las plantas de abastecimiento de GLP y de la red de gasoductos el GNC puede ser una opcioacuten para abastecerlas No obstante debido a las diferentes tarifas de los mercados variacutea la competitividad de GNC por esto para conocer la viabilidad de proyectos con GNC es necesario evaluar para cada poblacioacuten los costos del gas natural y del GLP
0 - 20 m3 Maacutes de 20 m3
$Usuario $m3 $m3
1 Bajo - bajo 000 45959 84727
2 Bajo 000 57044 84727
3 Medio - bajo 262923 84727 84727
4 Medio 262923 84727 84727
5 Medio - alto 315508 101672 101672
6 Alto 315508 101672 101672
Industrial y
comercial rango 1286328 92286 92286
Industrial y
comercial rango 2286328 91397 91397
Oficial 262923 84727 84727
No residencial
El rango 1 comprende consumos desde 0 y 100000 m 3 mes
El rango 2 comprende consumos desde 100000 y 400000
m 3 mes
Tarifas Gas Natural 2014 promedio pais
Consumos diciembre de 2013
Facturacioacuten enero de 2014
Sector Estrato Cargo fijo
Rangos de consumo
Residencial
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Asumiendo consumos energeacuteticos iguales al mes en gas natural y GLP para un usuario de estrato Medio-Bajo nos da que la factura por gas natural seriacutea de 10 US$ (20 m3) y por GLP 20 US$ (cilindro de 40 libras) Es decir el precio para GNC estariacutea entre estos dos valores Asiacute mismo se debe realizar un anaacutelisis de cada caso considerando los diferentes mercados y la posibilidad de la combinacioacuten de cargos de transporte de cilindros y de transporte de GNC en vehiacuteculos de carga con el fin de determinar la viabilidad de los proyectos La inversioacuten a realizar depende por un lado de la ubicacioacuten geograacutefica del campo productor ya que no es lo mismo que se encuentre en una zona aislada que en otra de faacutecil acceso con servicios proacuteximos y por otro de la propia dimensioacuten y complejidad del proyecto de almacenamiento de gas La tabla 39 muestra los precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia para abril y mayo de 2014
Tabla 39 Precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
A continuacioacuten se muestra en la tabla 40 los costos de inversioacuten para una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Tabla 40 Costos de una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Refineriacutea de
BcaApiay Dina Cusiana
Ingreso al Productor ($GL) 191798 176440 176483 177666
Ingreso al Productor ($KG) 87023 86955 87010 87023
Transporte () No aplica No aplica No aplica
Precio de venta al comercializador 191798 176440 176483 177666
Precio de venta al comercializador 87023 86955 87010 87023
PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS GLP DE ABRIL 15 A MAYO 14 DE 2014
Concepto
Planta
Precios maacuteximos regulados de suministro de GLP sin perjuicio de lo establecido en las OPC con precio regulado
PRECIOS REGULADOS DE GLPTomado de httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
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Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
La inversioacuten en una unidad de compresioacuten estaacutendar para manejar 700 m3 de gas por hora es de 1079 M$COP y los costos de administracioacuten y operacioacuten estaacute en 38935 M$ El mantenimiento menor en 1079 M$ cada antildeo y el mantenimiento mayor es de 1079 M$ cada cinco antildeos La vida uacutetil de la inversioacuten es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio de compresioacuten anual es del 90
2013 (COP)
Inversioacuten $ 1079000000
Sist compresioacuten estaacutendar de 130 KW presioacuten de entrada 250
psigKW 130
Costo promedio por potencia instalada $KW 8300000
Costo de combustible (Energiacutea eleacutectrica) $ 389351340
Consumo de energiacutea KWhm3 017
Capacidad de compresioacuten media m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del 90 hr 7884
Costo promedio energiacutea $KWh 415
Costo anual durante 20 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Costo mantenimiento mayor cada 5 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Capacidad media de compresioacuten m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del compresor del 90 hr 7884
m3antildeo 5518800
pcantildeo 194813640
Volumen de gas requerido por unidad de compresioacuten pcd 533736
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de unidades de compresioacuten requeridas unidades 09
Capacidad media de compresioacuten y Unidades requeridas
Volumen medio anual asociado a un compresor estaacutendar
COSTO UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO
DE 130 KW
Costos Administracion Operacioacuten y Mantenimiento Anual
Costo de mantenimiento
90
En la tabla 41 los costos de inversioacuten por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Tabla 41 Costos por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
2013 (COP)
Equipos Cantidad Costo Unitario ($) Total Costo ($)
Cilindro de 100 Litros 12 1408649 16903793
Set de Vaacutelvulas 12 95355 1144265
Canastilla 1 7946350 7946350
25994408
64986020
649860
Capacidad media de almacenamiento por moacutedulo m3 300
Utilizacioacuten media anual del moacutedulo del 100 diacuteas 365
m3 antildeo 109500
pcantildeo 3865350
Volumen de gas requerido por moacutedulodiacutea pcd 10590
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de moacutedulos seguacuten capacidad disponible de gas moacutedulos 475
3087768719
30877687
Nota especial Un moacutedulo de 300 m3 vaciacuteo pesa 16 Ton Lleno pesa 2 Ton Un viaje de ida y regreso carga 36 Tonkm
Nota 1 Para el almacenamiento y transporte se consideran moacutedulos de almacenamiento conformados por 12 cilindros de acero con sus
vaacutelvulas de flujo y bloqueo de seguridad con capacidades de 100 litros(25 m3) cada uno para un total por moacutedulo de 300 m3 a 3600 psig Se Nota 2 Se deberaacute disponer de un moacutedulo que suministra el gas en cada municipio maacutes otro moacutedulo que estaraacute en uso en la etapa de
compresioacuten y transporte medio moacutedulo como reserva en cada municipio en caso de presentarse inconvenientes en el transporte es decir
seraacuten 25 modulos en total Esto significa que por 1 m3 a consumir se debe considerar en la inversioacuten de almacenamiento el equivalente a 25
m3
Costos Administracioacuten Operacioacuten y Mantenimiento del 1 sobre la inversioacuten
INVERSION TOTAL DE ALMACENAMIENTO DE GNC (472 Modulos) - $
COSTO TOTAL ADMINISTRACION OPERACIOacuteN Y MMTO - $ Antildeo
Total x moacutedulo (nota 1)
Total para operacioacuten y almacenamiento (valor moacutedulo x 25 veces) (nota 2 )
ANEXOCOSTO POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 m3
Capacidad media de almacenamiento y nuacutemero de moacutedulos (300 m3) cu
Demanda a cubrir por moacuteduloantildeo
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La inversioacuten en el sistema de almacenamiento es de 308783 millones $COP para 47 moacutedulos (un moacutedulo almacena 300 m3) El mantenimiento total por antildeo es de 3088 millones $COP La vida uacutetil de los moacutedulos es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio anual de almacenamiento es del 10012
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para una planta de GNC
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del tamantildeo de la planta que este caso no es alta dado el volumen que se dispone Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (metropulgada) asumiendo el gasoducto de 3rdquo de diaacutemetro y a una distancia de 1 Km desde el campo seriacutea de 150 mil doacutelares La inversioacuten requerida para una planta de GNC es 247 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto cuya inversioacuten no es alta y ademaacutes solo se requiere de construir dos plantas la implementacioacuten es de corto plazo maacutexime cuando en el paiacutes ya se han construido
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas ademaacutes se recibiriacutean ingresos por el proceso de compresioacuten almacenamiento y transporte del gas comprimido
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte de gas podraacuten comprimir su gas para luego ser consumidos en las poblaciones pequentildeas y alejadas del sistema Este proyecto aplica muy bien ya que en la regioacuten donde se ubica este campo no se tiene una gran cobertura de gas natural a falta de
12 En el Anexo H se detalla el flujo de caja para servicio de compresioacuten y almacenamiento de gas natural
92
infraestructura de transporte Este puede ser un proyecto para lo que lleve a cabo un tercero y no directamente ECOPETROL
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE
CRUDO EN LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN
Esta idea surge a partir de diversos planteamientos que permitieron realizar esta propuesta el planteamiento se propone entre la autora junto con la tutoriacutea brindada por Ecopetrol y en base a ello se realizaron diversos caacutelculos para seleccionar equipos y accesorios de esta alternativa El sistema de recoleccioacuten de los fluidos extraiacutedos inicia desde la cabeza del pozo pasando por un manifold de produccioacuten e ingresando a una liacutenea madre para ser transportado hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene Cada pozo aporta una cantidad diferente en volumen y composicioacuten de crudo agua y gas que mezclados pueden originar condiciones reoloacutegicas adversas que exijan mayores requerimientos de energiacutea en el sistema de extraccioacuten de cada pozo El campo produce alrededor de 95244 BFPD de los cuales 59606 son BOPD 35638 son BWPD y 403 MMSCFD de gas asociado el crudo tiene una gravedad API promedio de 14ordm y una temperatura de 125degF en cabeza de pozo Debido a que el crudo tiene una baja gravedad API y una alta viscosidad es necesario inyectarle nafta como diluyente en la cabeza del pozo y obtener de esta manera una mejor fluidez En la tabla 39 se muestra un resumen detallado de los datos de produccioacuten en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 42 Datos produccioacuten del Sistema de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
El sistema de recoleccioacuten lo conforman dos troncales de produccioacuten (norte y sur) que recogen la produccioacuten de varios cluacutester de pozos y lo llevan hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene donde se separaran los fluidos (crudo agua y gas) a traveacutes de separadores generales y tratadores termo electroestaacuteticos El crudo se almacena en tanques y perioacutedicamente se bombea hasta la estacioacuten de
TRONCAL BFPD BOPD BWPD GAS MMSCFD POZOS
Norte 60549 27676 32874 3191 63
Sur 34693 31930 2764 0837 74
TOTAL 95242 59606 35638 4028 137
SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENEENERO DE 2014
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almacenamiento de Apiay el agua es tratada y dispuesta en lagunas de oxidacioacuten mientras que parte del gas se mantiene en solucioacuten el que se libera se consume en la estacioacuten y el sobrante se va a tea En la ilustracioacuten 25 se muestra un diagrama de proceso del calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Ilustracioacuten 26 Diagrama de Proceso de Calentamiento de Crudo en la Etapa de Recoleccioacuten
Fuente Autora
De acuerdo a lo anterior se puede observar en el diagrama una alternativa de aprovechamiento de este gas en el calentamiento de los fluidos en liacutenea La idea consiste en interrumpir el flujo bien sea en la troncal o un ramal antes de la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y pasarlo a traveacutes de un separador bifaacutesico por donde ingresa el crudo junto con gas y agua y se separa la parte liacutequida de la gaseosa el gas separado se lleva a condiciones para venta (condiciones CREG) Seguido de esto se pasa la parte liacutequida por un tratador teacutermico en donde se calienta el liacutequido (crudo y agua) con parte del gas separado y tratado Los fluidos calientes se enviacutean a la estacioacuten de tratamiento de Chichimene con una bomba estacionaria por la misma liacutenea pero revestida a fin de mantener la temperatura y la movilidad de los liacutequidos En esta etapa de recoleccioacuten se deja o se reduce la inyeccioacuten de diluyente
La implementacioacuten de esta alternativa conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas a la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electro sumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se reduce el volumen de nafta inyectado ya que solo se requiere la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento
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Esta alternativa puede ser aplicada en uno o en varios nodos Lo importante es que estos puntos de derivacioacuten de la produccioacuten sean los que mayor porcentaje de gas tengan de tal forma que el gas separado pueda recolectarse y llevarse a un mismo punto de proceso para llevarlo a condiciones CREG y de alliacute desviar parte para el calentamiento de crudo y agua y el resto se enviacutee para venta o consumo en otra aplicacioacuten
En sentido de ver las ventajas que representa esta alternativa para el campo Chichimene en cuanto a la reduccioacuten de energiacutea en el sistema de extraccioacuten y ahorro en el diluyente se asume que los nodos donde se implementariacutea esta alternativa sea en la mitad del tramo de las troncales ya que la presioacuten de cabeza de pozo es en promedio 250 psi y la temperatura de 125degF la presioacuten en la estacioacuten de Chichimene sea de 40 psi y la temperatura de 100degF De acuerdo con esto las peacuterdidas de presioacuten en la liacuteneas troncales es de 210 psi por consiguiente la presioacuten en la cabeza de los pozos bajariacutea a 105 psi es decir se reduce en un 58 lo cual repercute directamente en los requerimientos de energiacutea de las bombas Siacute todo el sistema de extraccioacuten consume cerca de 20 MWh y el gasto de energiacutea es de 000096 KWhbblpsi el ahorro seraacute de 78 MWh a precios de productor (220 $KWh) seriacutean 7 MMUS$antildeo Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutea Esto mismo aplica para el caacutelculo de ahorro en el diluyente
Los requerimientos energeacuteticos de los pozos y su ahorro energeacutetico al disminuir el recorrido de los fluidos hasta la planta de tratamiento se pueden ver en la siguiente tabla 43
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Tabla 43 Balance de requerimiento energeacutetico de liacutenea troncal 16 de diaacutemetro
Fuente Autora
En la siguiente tabla 44 se pueden ver los caacutelculos para determinar el espesor del aislante teacutermico para la tuberiacutea de recoleccioacuten
Tabla 44 Datos de caacutelculo para espesor del revestimiento
Fuente Autora
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia KwhpsiBl
Requerimiento de Presioacuten (psi) 250 40 210 000096
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 024 00384 02016
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de tratamiento (m) 6000
Energiacutea requerida tuberiacutea produccioacuten (KWhmbbl) 00000336
Cabeza pozo Planta calentamiento Diferencia
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de calentamiento (m) 3000
Requerimento de presioacuten (psi) 145 40 105
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 01392 00384 01008
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia
Ahorro (KWhbbl) 01008 0 01008
Volumen de produccioacuten (BFPD) 35000
Ahorro (KWdiacutea) 84672
Ahorro (KWAntildeo) 30905280
Ahorro (US$antildeo)-(0122 US$KW) 3770444
Ahorro energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
BALANCE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO LIacuteNEA TRONCAL 16 DIAacuteMETRO
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta tratamiento
Diaacutemetro nominal tubo 16 pulgada
Diaacutemetro interno tubo - r1 15 pulgada
Diaacutemetro externo tubo - r2 16 pulgada
Espesor de aislante 05 pulgada
Diaacutemetro total - r3 17 pulgada
Longitud del tubo 1 pie
Conductividad teacutermica del acero - Ka 26 BTUhftdegF
Conductividad teacutermica del
recubrimiento fibra de vidrio - Kr004 BTUhftordmF
Temperatura del liacutequido - T1 20000 ordmF
Temperatura del acero - T2 19999 ordmF
Temperatura del recubrimiento - T3 19120 ordmF
Temperatura ambiente - Taire 11000 ordmF
Peacuterdida de calor -365 BTU
DATOS PARA CALCULAR EL ESPESOR DEL REVESTIMIENTO
96
En la tabla 45 se muestran las ecuaciones que se emplearon para los caacutelculos del espesor de revestimiento para la tuberiacutea
Tabla 45 Ecuaciones empleadas para caacutelculos de espesor de revestimiento
Fuente Autora
En la tabla 46 se pueden ver los caacutelculos de energiacutea requerida para calentar los fluidos y con base en ello determinar el volumen de gas necesario para tal fin
Flujo de calor en cilindros Q=2piKL(Ti-To)Ln(riro)
Qtub = (T2-T1)Rtub -365
Rtub = ln(r2r1)(2piKL) 0000395062
Qrec = (T3-T2)Rrec -364
Rrec = ln(r3r2)(2piKL) 0241217142
Flujo de calor de aire (hftordmF) Qa=hA(Ta-T3)
Raire = 1hA (hftordmF)
Coeficiente de conveccioacuten del aire = h h=113(T3-Ta)^013
A = Aacuterea externa (ft2) 631
1 Suponer T3 1912
2 Calcular h 2001339317
3 Calcular Raire 2223810806
4 Encontrar Qaire -3651389757
5 Encontrar T2 1999855748
ECUACIONES
CAacuteLCULOS
97
Tabla 46 Balance de energiacutea y gas para calentar fluidos
Fuente Autora
A continuacioacuten se muestra la inversioacuten requerida de los principales equipos para el nodo ldquoTroncal Surrdquo la cual maneja un volumen de 35000 BFPD de los cuales 2800 barriles son agua y el volumen de gas es de 800000 pies cuacutebicos En esta planta se requiere invertir en un sistema de respaldo en caso de que la planta falle y para ello se debe disponer de tanques de almacenamiento de fluidos y almacenamiento de nafta con capacidad para 8 horas de flujo como tambieacuten sistema inteligente para desviar las corrientes Tambieacuten se debe invertir en el revestimiento de la tuberiacutea En la tabla 47 se pueden ver dichas inversiones la inversioacuten para equipos principales es de 1145 MMUS$ gasoducto entre la planta de calentamiento y tratamiento de gas es de 09 MMUS$ inversioacuten para revestir la tuberiacutea en 3 kiloacutemetros es de 0436 MMUS$ y la inversioacuten en el sistema de respaldo es de 0575 MMUS$ para un total de 306 MMUS$ aproximadamente
Tabla 47 Costos de inversioacuten de equipos principales para calentamiento de crudo
Calor especiacutefico crudo API 14deg 203 KJKgdegK
Calor especIacutefico del agua 41813 KJKgdegK
Volumen a calentar de agua 2800 BWPD
Volumen a calentar de crudo 32200 BOPD
Temperatura inicial 140 degF
Temperatura final 200 degF
Q = CEM(T2-T1)agua 111669812 KJ
Q = CEM(T2-T1)crudo 623473981 KJ
Qtotal 735143793 KJ
Poder caloriacutefico del gas CREG 40000 KJKg
Densidad del gas 06 Kgm3
30631 m3diacutea
1081274 SCFDGas requerido por diacutea
BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR LOS FUIDOS
CE = (0388 + 000045T)GE^(05) 41813 donde T = 200 GE = 0971
Calor requerido
Gas requerido
Q = CEM(T2-T1) donde M = masa
98
Fuente ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo Universidad Central de Venezuela
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG en las vasijas de calentamiento de fluidos lo cual genera GEI los cuales son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo esta alternativa lo mejor es concentrar todo el gas en un mismo punto para su procesamiento
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del nuacutemero de plantas de calentamiento en todo caso se requiere por planta de separadores bifaacutesicos tratadores de calentamiento y bombas de transferencia de liacutequidos y al igual que todas las alternativas propuestas una planta general para tratarlo y llevarlo a condiciones CREG En caso de que sobre gas este se puede vender por lo que se tendraacute que construir un gasoducto para llevarlo hasta el punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte El tamantildeo de las vasijas depende del volumen de fluido a manejar en cada nodo Para el caso del nodo Troncal Sur la inversioacuten asciende a 306 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que tiene muchos beneficios
Equipo Caracteriacutesticas generales
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 250degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipos 290000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 350degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipo 475000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 100degF
Presioacuten de disentildeo 300 psi
Costo equipos 380000 US$
Bombas de transferencia de fluidos (4 unidades)
Separadores generales horizontales (2 unidades)
Calentador teacutermico de fuego indirecto (una unidad)
EQUIPOS REQUERIDOS PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
TUBERIacuteASTRONCAL SUR
99
operativos podriacutea acelerarse su implementacioacuten y para un planta este plazo podriacutea ser de aproximadamente dos antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas El iacutendice de falla del sistema de extraccioacuten se reduce ya que los requerimientos de presioacuten que exige el sistema disminuyen y por ende mejora la eficiencia de las bombas de subsuelo lo que repercute en menos peacuterdidas de produccioacuten por la falla de las bombas de extraccioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales De otra parte el campo ahorrariacutea alrededor de 708 MWh (107 Millones de doacutelares al antildeo) en el sistema de extraccioacuten de crudo y otra suma por ahorro en la inyeccioacuten de nafta Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma del Sistema Nacional de Transporte se dejariacutea de consumir un buen porcentaje y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN
Significativa en lugares donde se requieren cantidades de calor (en forma de vapor o agua caliente) friacuteo y energiacutea eleacutectrica La trigeneracioacuten se aplica al sector terciario donde ademaacutes de necesidades de calefaccioacuten y agua caliente se requieren importantes cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Este tipo de sistemas es usado principalmente en el sector industria como empresas de alimentos y sector residencial debido a los cambios estacionales
Su ciclo baacutesico se basa de un generador un condensador evaporador y absorbedor Resulta ser una alternativa econoacutemica a los sistemas convencionales de refrigeracioacuten y es rentable para superficies superiores a 5000 m2 con utilizaciones de maacutes de 80 de diacuteas al antildeo
El punto de equilibrio para un proyecto de trigeneracioacuten es para 5 millones de KWhMes en consumo de energiacutea lo cual requiere de un volumen de gas de 14 MMSCFD Este sistema aplica muy bien en la industria y hospitales donde se podriacutea obtener ahorros del 40 de consumo de energiacutea
100
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para trigeneracioacuten
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende de un generador un condensador un evaporador y un absorbedor Tambieacuten requiere de la planta de procesamiento de gas para llevarlo a condiciones CREG y de otra parte la construccioacuten de un gasoducto para transportar este gas desde el campo hasta el punto de uso La mayor inversioacuten la debe hacer el agente productor que consiste en la planta de proceso y el gasoducto
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que en el entorno no tiene cliente no tiene sentido realizarlo en su lugar lo mejor es venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas pues las inversiones son las mismas
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten Por tratarse de una alternativa que en el entorno no dispone de un cliente no se le haraacute un anaacutelisis econoacutemico
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido En el entorno no existen hospitales o industrias con estos requerimientos de energiacutea por lo tanto no es viable su aplicacioacuten para ese volumen de gas ya que el punto de equilibrio es para un consumo de 14 MMSCFD
101
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS
El hecho de ventear o quemar gas en el campo merece implementar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubica el campo Ante esta praacutectica la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de la operacioacuten del campo Ademaacutes de las alternativas analizadas en este trabajo existen otras que se podriacutean llevar a cabo como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de los hidrocarburos adecuar este gas para utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) Lo menos que se puede hacer en este caso es disminuir la produccioacuten de GEI por la quema lo que conlleva a la construccioacuten de una planta de procesamiento del gas para eliminar los liacutequidos
En el anexo L se muestra el anaacutelisis econoacutemico de lo que representa para Ecopetrol el gas que se quema yo se ventea Este gas tiene un alto poder caloriacutefico como resultado de la extraccioacuten en conjunto con el crudo y a su vez por la disolucioacuten que se le hace al crudo con nafta para poderlo transportar por tuberiacuteas desde la cabeza del pozo hasta la planta de tratamiento Por lo tanto este gas sucio requiere de un proceso para poder llevarlo a condiciones de comercializacioacuten y en este estado su precio podriacutea oscilar alrededor de 6 US$MMbtu Para efectos de analizar lo que se deja de recibir como ingresos de este gas se toma de referencia que este gas podriacutea comercializarse despueacutes de tratamiento en 6 US$MMbtu y por lo tanto habraacute que quitarle 2 US$MMbtu por tratamiento (cuando se procesan 4 MMpcd) restarle ademaacutes 1 US$MMbtu por efecto de imprevistos y utilidad por el proceso de tratamiento lo cual da que el valor de este gas sucio puede ser de 3 US$MMbtu es decir el 50 de lo que vale un gas tipo CREG Sobre esta base Ecopetrol deja de recibir en VNA unos 34 MUS$ en un periacuteodo de 20 antildeos lo cual ha permitido en este proyecto viabilizar algunas alternativas para su implementacioacuten Si el gas en condiciones no CREG deja un VNA de 34 MMUS$ el cual no se recibe como ingreso permite estudiar cualquier opcioacuten de mejorarlo y disponerlo para su comercializacioacuten Asiacute que lo miacutenimo que se puede plantear es construir la planta de tratamiento y el gasoducto para su transporte lo que convierte este proyecto en un VNA de 236 MMUS$ que corresponde a la alternativa de Venta de gas En la tabla 48 se muestra el consolidado de validacioacuten de las alternativas analizadas en especial lo relacionado con el impacto econoacutemico y los beneficios operacionales En este consolidado se muestran los resultados econoacutemicos para un periacuteodo de evaluacioacuten de 20 antildeos Ademaacutes se califican estas alternativas con base en criterios tales como tiempo de implementacioacuten de la alternativa impacto al interior del campo y a nivel externo inversiones de equipos y plantas entre otros
102
Tabla 48 Evaluacioacuten Cualitativa de Alternativas Propuestas
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
ALTO BAJA CORTO PLAZO ALTA MEDIO ALTO
De dejan de recibir ingresos
por la no disposicioacuten de este
gas para uso industrial yo
comercial VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
VNA = - 34222 MMUS$
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEI
Es necesario el tratamiento para
disponerlo para cualquier uso En
la inversioacuten estaacute el gasoducto de 40
Km
Ingresos por venta de gas VNA
a un periacuteodo de 20 antildeos
PLANTA DE TRATAMIENTO 2293 MMUS$VNA = 2363 MMUS$ TIR = 21
RI = 54 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO ALTA ALTO ALTO
Se reduce emisiones GEI
Las inversiones en la planta de
calentamiento son bajas La planta
de tratamiento asume la inversioacuten
del gasoducto 40 Km
Reduce costos energiacutea eleacutectrica
nafta y mantenimiento a pozos
Mejora eficiencia de
extraccioacuten VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
CALENTAMIENTO FLUIDOS 306 MMUS$VNA = 25490 MMUS$ TIR =
880 RI = 01 antildeo
CALENTAMIENTO FLUIDOS +
TRATAMIENTO DE GAS2599 MMUS$
VNA = 27853 MMUS$ TIR =
880 RI = 1 antildeo
Venta al SNT Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Venta y Compra de gas
Aumenta disponibilidad de gas
en el paiacutes Operacioacuten maacutes
limpia
Calentamiento de Crudo
(Solo para 33 del total
fluiacutedos extraiacutedos )
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Requiere ingenieriacutea
baacutesica
Mejora eficiencia Sistema de
Extraccioacuten Reduce
requerimiento de energiacutea Mayor
produccioacuten
Aumenta disponibilidad de
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
Linea Base (Quema o
Venteo de Gas)
El campo Chichimene esta
catalogado como
productor de crudo y el gas
obtenido es muy poco Esto
hace que solo requiera de
permiso para quemar el
gas excedente y no se
generen multas
Las instalaciones operativas se
mantienen en estado de alerta
por la dispersioacuten de este gas en
su entorno lo cual podriacutea
originar explosiones causando
dantildeo especialmente al personal
de la operacioacuten de la planta de
tratamiento de Chichimene
Genera una alta contaminacioacuten
en el entorno por la quema de
este gas y sobre todo que la
dispersioacuten de estos gases de
combustioacuten es l imitada ya que
el punto de quema permanece
en el mismo sitio
El impacto genera gases de
combustioacuten que oscila
alrededor de 60
TonMMSCFD durante todos
los diacuteas del antildeo El grado de
dispersioacuten es muy bajo
concentrando estos gases
en el mismo sitio
Se debe mantener la tea equipos de
control y monitoreo de gases en
oacuteptimas condiciones de operacioacuten
Asiacute mismo mantener vigilancia
permanente por parte del personal
de seguridad para evitar
acumulaciones de gas alrededor de
la operacioacuten que puedan ocasionar
explosiones repentinas
103
Tabla 45 Evaluacioacuten Cualitativa Final de Alternativas Propuestas (Continuacioacuten)
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
MEDIO MEDIA LARGO PLAZO ALTA ALTO MEDIO
Reduce emisiones GEI Siacute es
combinada la reduccioacuten es
mayor
Es un buen negocio para realizarlo
conjuntamente La teacutermica asume
inversioacuten del gasoducto 40 Km
Reduce costos por compra de
energiacutea por mayor produccioacuten
Reduce costos por intervencioacuten
a pozos VNA a un periacuteodo de 20
antildeos
TEacuteRMICA 232 Mwe 3180 MMUS$VNA = 9269 MMUS$ TIR = 44
RI = 24 antildeos
TERMICA 232 Mwe + PLANTA
TRATAMIENTO GAS4873 MMUS$
VNA = 12387 MMUS$ TIR =
37 RI = 314 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Esta alternativa es maacutes viable siacute
ECP la realiza conjuntamente La
planta tratamiento asume la
inversioacuten del gasoducto de 40 Km
Ingresos por venta GNC VNA a
un periacuteodo de 20 antildeos
GNC 247 MMUS$VNA = 576 MMUS$ TIR = 38
RI = 277 antildeosGNC + PLANTA TRATAMIENTO
GAS254 MMUS$
VNA = 2939 MMUS$ TIR = 22
RI = 502 antildeos
BAJO ALTA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Inversioacuten alta de 143 MMUS$ No
se hizo corrida econoacutemica por no ser
viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Depende de Peak
Shaving Madre
Mejora seguridad de
instalaciones Almacena gas
para uso posterior Riesgo
explosioacuten
Ingresos de venta GNL No se
hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Cubre demanda pico de gas
Exporta gas l icuado Operacioacuten
maacutes limpia
BAJO MEDIA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEINo se hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA No hay cliente en el
entorno
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Ingresos por venta de gas No
se hizo corrida econoacutemica por
no ser viable en el momento
Aumenta disponibilidad de gas
en paiacutes Operacioacuten maacutes limpia
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Estabilidad a la produccioacuten
Reduce fallas
Aumenta disponibilidad
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
Auto Generacioacuten
(Teacutermica 23 2 MWe )Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Trigeneracioacuten
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Existen varias
plantas en paiacutes
Gas Natural Comprimido
(Planta para 500
MSCFD ) el excedente
de gas se vende
Cubre demanda de poblaciones
lejanas Cubre demanda pico
Reemplaza gas importado Uso
de gas de campos marginales
Planta Peak Shaving
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
104
En cada una de las alternativas planteadas en la matriz se muestra el beneficio econoacutemico como un VNA a un periacuteodo de 20 antildeos el impacto ambiental de cada una de las alternativas13 los requerimientos econoacutemicos de cada una de ellas Los plazos de ejecucioacuten dependen de las autorizaciones que se requiera para llevar a construccioacuten cada una de las alternativas Asimismo la incidencia operativa los beneficios operacionales y el impacto externo se evaluacutean con rangos de alto medio bajo siacute impacta de manera positiva o negativa a la operacioacuten del campo a las comunidades cercanas o paiacutes14
De acuerdo con lo anterior las alternativas se analizan y se resumen de la siguiente forma
En la alternativa de Generacioacuten Eleacutectrica se analiza que la demanda de energiacutea por los pozos productores es de 19 MWh y en la medida que el campo pierde presioacuten el sistema de extraccioacuten estaraacute maacutes profundo demandando una mayor cantidad de energiacutea para mantener los mismos niveles de produccioacuten Este concepto es uno de los que mayor inciden en los costos de produccioacuten (18 millones de doacutelares al antildeo a precio de productor de 220 $KWh) Por la demanda de energiacutea por los costos de produccioacuten y sobre todo por la estabilidad en el sistema eleacutectrico del campo que conlleva menores peacuterdidas de produccioacuten de crudo la autogeneracioacuten de energiacutea en el campo seriacutea conveniente pero no deja de ser una variable importante el volumen de gas disponible Ademaacutes la inversioacuten que se requiere (planta de tratamiento del gas central teacutermica redes subestaciones y gasoducto) es alta y su implementacioacuten es de largo plazo El VNA de la teacutermica es de 3180 MMUS$ y un TIR de 9269 y conjunto con la planta de tratamiento el VNA es de 4873 MMUS$ y el TIR es de 37 En este caso la turbina genera gas suficiente para cubrir la demanda del sistema de extraccioacuten (es decir 20 MW) y el excedente (alrededor de 1 MW) se destina para la planta de tratamiento
La alternativa de Venta de gas requiere que el gas cumpla especificaciones CREG para hacer factible su venta bien sea para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Esta alternativa tiene una inversioacuten baja ya que soacutelo se requiere construir la planta de procesamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas que es el gasoducto CusianandashApiay-Bogotaacute Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto es de 6 millones de doacutelares y ademaacutes su implementacioacuten es de corto plazo Este gas
13 En el Anexo O se muestra la medicioacuten de impactos ambientales de cada una de las alternativas a partir de los factores de emisioacuten de los contaminantes como tambieacuten el grado de dispersioacuten de los contaminantes en el medio ambiente 14 En el Anexo N se puede detallar cada uno de los requerimientos econoacutemicos para las diferentes alternativas valoradas
105
cubririacutea parte del gas que Colombia tendriacutea que importar a partir del 2018 siacute no se adicionan nuevas reservas en estos cuatros antildeos El VNA de esta alternativa es de 2363 MMUS$ y un TIR de 21
Para el caso de pequentildeas producciones de gas como el campo Chichimene que es de 500000 pies cuacutebicos hoy diacutea la Planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) la cual abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Esta alternativa estaacute sujeta a que exista una planta Peak Shaving que licue almacene y regasifique el gas la cual requiere que entidades gubernamentales como ECOPETROL UPME CREG entre otros organismos aprueben la construccioacuten La planta estariacutea destinada para manejar el gas que se importe siacute se diera el caso o en su defecto para condicionar el gas que se exportariacutea por viacutea mariacutetima Bajo estas circunstancias la idea de licuar el gas del campo Chichimene para almacenarlo en una planta Peak Shaving madre no es viable en los momentos actuales ni en el mediano plazo De otra parte las inversiones y los gastos operativos de una planta Peak Shaving son altos y el retorno de la inversioacuten es de muy largo plazo (mayor a 20 antildeos)
La alternativa de Gas Natural Comprimido es viable ya que el volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea podriacutean dar una cobertura para 25000 familias que registren consumos promedios de 20 pies cuacutebicos por diacutea (0567 m3diacutea) La demanda potencial para este gas son las pequentildeas poblaciones que estaacuten lejos de la red de transporte de gas y que usan como combustible el gas licuado del petroacuteleo (GLP) cuyo costo es el doble de lo que vale el gas natural domiciliario La facilidad para transportar GNC y ademaacutes que el precio oscila entre el precio del gas natural y el GLP lo hacen viable para su implementacioacuten Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado El tiempo para la implementacioacuten de esta alternativa es de corto plazo y sobre todo que en el paiacutes existen varias plantas de GNC La inversioacuten de la planta GNC es de 247 MMUS$ el VNA de 576 MMUS$ y el TIR de 38 El anaacutelisis de viabilidad de esta alternativa se hizo para un volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea De acuerdo con las proyecciones de produccioacuten incremental de gas es factible ampliar esta alternativa o en su defecto el gas que sobre se pueda destinar a cualquiera de las otras alternativas
La implementacioacuten de la alternativa de Calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electrosumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se
106
reduce el volumen de nafta inyectado pues solo se requiere de la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean La inversioacuten es baja (306 MMUS$) y genera un VNA de 2549 MMUS$ y un TIR de 880 Dado que el gas que requiere es menor al que se podriacutea tener se hace necesario construir la planta y el gasoducto para el gas sobrante lo cual da una inversioacuten conjunta de 25 99 MMUS$ con un VNA de 27853 MMUS$ y un TIR de 110 Esta alternativa resulta la maacutes conveniente desde todos los paraacutemetros analizados El tiempo de implementacioacuten es de corto plazo ya que los montajes de las vasijas no son complejos y lo acelera el hecho de tener muy buenas ventajas para la operacioacuten del campo
La alternativa de Trigeneracioacuten no tiene gran viabilidad dado el entorno donde se encuentra el campo Chichimene pues este sistema es aplicable en el sector industrial y en el sector residencial para abastecer energiacutea friacuteo y calor debido a cambios estacionales Lo que conlleva a procesar el gas y llevarlo por un gasoducto hasta el punto de uso ya que en el entorno del campo no hay empresas o industrias que requieran de estos servicios luego resulta ser lo mismo que venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas del paiacutes
107
6 CONCLUSIONES
La alternativa que genera mayores beneficios es la de calentamiento de fluidos en las liacuteneas de recoleccioacuten Esta alternativa es econoacutemicamente impactante como tambieacuten lo es su baja inversioacuten incidencia operacional y de raacutepida implementacioacuten El VNA de esta alternativa incluyendo la planta de tratamiento del gas es de 278 MMUS$ que es 10 veces maacutes que el VNA de lo que representa la venta del gas para consumo comercial
La alternativa de autogeneracioacuten presenta buenos beneficios en la parte econoacutemica y sobre todo en la estabilidad de la operacioacuten de extraccioacuten de hidrocarburos De otra parte es conveniente porque libera la energiacutea que hoy diacutea se toma del Sistema Nacional de Transporte y se puede disponer para consumo nacional No presenta ventajas en lo relativo al tiempo que requiere su implementacioacuten Esta alternativa es la que sigue en VNA a la alternativa anterior
La alternativa de gas natural comprimido presenta un gran impacto con respecto al entorno ya que esta conversioacuten de gas natural a gas licuado le permite a la comunidad del aacuterea disponer de un gas maacutes barato que el GLP No obstante cuando se combina con la planta de tratamiento de gas es mucho maacutes viable econoacutemicamente
El gas de recoleccioacuten del campo Chichimene debe ser tratado para llevarlo a condiciones CREG de tal forma que se pueda disponer para cualquiera de las alternativas planteadas en este estudio Con la venta de este gas se cubren las inversiones de la planta de tratamiento y generan un buen impacto econoacutemico
El gas producido en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene no se debe seguir quemando dado el impacto negativo en el medio ambiente Las emisiones de CO2 por la quema de este gas son de aproximadamente 316 toneladas por diacutea durante todos los diacuteas del antildeo y sobre todo que su impacto se concentra en un mismo lugar
Las alternativas de la planta Peak Shaving y trigeneracioacuten no son viables en la actualidad
108
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111
ANEXOS
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte
1 CHICHIMENE-4 K1K2 4453 130 4323 971 140 108 - K1K2
2 CHICHIMENE-17 K1K2 2411 47 2363 981 142 301 162 K1K2
3 CHICHIMENE-20 K1K2 2349 92 2257 961 40 044 - K1K2
4 CHICHIMENE-5 K1K2 2095 368 1726 824 171 046 147 K1K2
5 CHICHIMENE-82 K2 1796 357 1439 801 7 002 209 K2
6 CHICHIMENE-80 K2 1426 267 1159 813 0 0 208 K2
7 CHICHIMENE-173 K1 1384 170 1215 877 0 0 199 K1
8 CHICHIMENE-1 K1K2 1242 34 1208 973 92 269 - K1K2
9 CHICHIMENE-12A K1K2 1167 283 883 757 0 0 166 K1K2
10 CHICHIMENE-38 K1 1142 507 635 556 69 014 123 K1
11 CHICHIMENE-172 K1 1079 171 908 842 0 0 190 K1
12 CHICHIMENE-67 K1 1067 458 610 571 9 002 214 K1
13 CHICHIMENE-19 K1K2 983 251 732 745 181 072 - K1K2
14 CHICHIMENE-66 K1 781 179 602 771 7 004 214 K1
15 CHICHIMENE-26 K1 756 395 361 478 13 003 170 K1
16 CHICHIMENE-81 K1 348 73 275 790 0 0 207 K1
17 CHICHIMENE-82 K1 332 66 266 801 1 002 209 K1
18 CHICHIMENE-15 K1K2 201 189 12 60 183 097 - K1K2
19 CHICHIMENE-23 K1K2 0 0 0 Inactivo 0 0 - K1K2
SUBTOTAL K1 - K2 25012 4037 20974 839 1055 026 179
1 CHICHIMENE-158 SF 2632 1832 800 304 44 002 - SF
2 CHICHIMENE-65 SF 2550 1479 1071 420 116 008 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
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Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
3 CHICHIMENE-34 SF 2001 680 1321 660 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-156 SF 1886 1554 332 176 162 01 - SF
5 CHICHIMENE-141 SF 1792 1005 787 439 78 008 - SF
6 CHICHIMENE-83 SF 1747 424 1324 757 61 014 - SF
7 CHICHIMENE-84 SF 1640 734 907 552 98 013 - SF
8 CHICHIMENE-144 SF 1495 725 770 515 50 007 - SF
9 CHICHIMENE-142 SF 1427 877 550 385 60 007 - SF
10 CHICHIMENE-140 SF 1242 664 578 465 52 008 - SF
11 CHICHIMENE-28 SF 1200 915 286 238 30 003 - SF
12 CHICHIMENE-18 SF 1109 679 430 388 153 022 - SF
13 CHICHIMENE-16 SF 1086 160 926 853 182 114 - SF
14 CHICHIMENE-22 SF 889 344 545 613 10 003 - SF
15 CHICHIMENE-108 SF 841 799 42 50 54 007 - SF
16 CHICHIMENE-63 SF 729 708 21 29 47 007 - SF
17 CHICHIMENE-3 SF 696 327 369 530 482 148 - SF
18 CHICHIMENE-160 SF 689 661 28 41 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-97 SF 670 581 89 133 46 008 - SF
20 CHICHIMENE-24 SF 666 591 75 113 117 02 122 SF
21 CHICHIMENE-74 SF 654 617 37 57 0 0 - SF
22 CHICHIMENE-40 SF 602 578 23 40 0 0 - SF
23 CHICHIMENE-159 SF 595 500 95 160 35 007 - SF
24 CHICHIMENE-163 SF 554 535 19 34 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
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Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
25 CHICHIMENE-62 SF 548 519 29 53 41 008 - SF
26 CHICHIMENE-86 SF 548 494 54 99 41 008 - SF
27 CHICHIMENE-115 SF 525 451 73 141 11 002 - SF
28 CHICHIMENE-73 SF 479 383 96 200 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-6 SF 434 429 4 12 29 007 - SF
30 CHICHIMENE-116 SF 391 348 43 110 0 0 - SF
31 CHICHIMENE-39 SF 378 366 13 32 27 007 - SF
32 CHICHIMENE-44 SF 347 327 21 58 34 01 - SF
33 CHICHIMENE-145 SF 298 283 15 50 10 003 - SF
34 CHICHIMENE-162 SF 290 263 27 93 9 004 - SF
35 CHICHIMENE-35 SF 274 252 22 80 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-57 SF 271 254 17 63 10 004 - SF
37 CHICHIMENE-60 SF 264 258 5 23 0 0 - SF
38 CHICHIMENE-27 SF 228 218 10 44 0 0 - SF
39 CHICHIMENE-161 SF 202 193 10 45 0 0 - SF
40 CHICHIMENE-2 SF 189 179 10 53 19 011 - SF
41 CHICHIMENE-59 SF 188 184 4 21 3 001 - SF
42 CHICHIMENE-95 SF 128 111 17 133 0 0 - SF
43 CHICHIMENE-109 SF 94 93 1 11 2 002 - SF
44 CHICHIMENE-41 SF 69 65 4 58 0 0 - SF
45 CHICHIMENE-111 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
46 CHICHIMENE-113 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
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Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
47 CHICHIMENE-133 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
48 CHICHIMENE-136 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
49 CHICHIMENE-137 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-138 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
51 CHICHIMENE-14 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
52 CHICHIMENE-157 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-23 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
54 CHICHIMENE-42 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-43 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-58 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
57 CHICHIMENE-61 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
58 CHICHIMENE-64 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
59 CHICHIMENE-85 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
60 CHICHIMENE-96 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122
TOTAL 60549 27676 32874 543 3191 0115 139
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
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Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur
1 CHICHIMENE-50 K1 364 210 154 423 0 0 - K1
SUBTOTAL K1 - K2 364 210 154 423 0 0 -
1 CHICHIMENE SW-05 SF 1042 995 47 45 0 0 - SF
2 CHICHIMENE-104 SF 1026 921 105 102 8 001 - SF
3 CHICHIMENE-69 SF 953 864 88 93 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-32 SF 890 819 71 80 12 001 - SF
5 CHICHIMENE SW-28 SF 877 807 70 80 0 0 - SF
6 CHICHIMENE-105 SF 817 764 52 65 3 0 - SF
7 CHICHIMENE-36 SF 786 484 303 384 6 001 - SF
8 CHICHIMENE SW-31 SF 781 730 50 65 0 0 - SF
9 CHICHIMENE SW-57 SF 773 729 44 57 0 0 - SF
10 CHICHIMENE SW-35 SF 753 572 181 240 0 0 - SF
11 CHICHIMENE-122 SF 752 750 2 03 0 0 - SF
12 CHICHIMENE SW-59 SF 725 688 37 51 0 0 - SF
13 CHICHIMENE SW-4 SF 714 585 129 181 0 0 - SF
14 CHICHIMENE SW-47 SF 695 667 28 40 0 0 - SF
15 CHICHIMENE SW-34 SF 681 620 61 90 0 0 - SF
16 CHICHIMENE-30 SF 677 596 82 120 342 057 - SF
17 CHICHIMENE SW-58 SF 660 498 162 245 0 0 - SF
18 CHICHIMENE SW-20 SF 652 638 14 21 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-54 SF 648 611 37 57 19 003 - SF
20 CHICHIMENE-76 SF 648 615 32 51 25 004 - SF
21 CHICHIMENE-53 SF 634 581 53 84 31 005 - SF
22 CHICHIMENE-55 SF 610 564 46 75 24 004 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
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Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
23 CHICHIMENE-125 SF 595 540 55 92 0 0 - SF
24 CHICHIMENE SW-13 SF 565 555 11 18 2 0 - SF
25 CHICHIMENE-106 SF 559 536 23 41 15 003 - SF
26 CHICHIMENE-124 SF 553 488 65 118 0 0 - SF
27 CHICHIMENE SW-11 SF 551 544 7 13 191 035 - SF
28 CHICHIMENE SW-49 SF 503 483 20 40 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-88ST1 SF 501 459 42 84 3 001 - SF
30 CHICHIMENE-93 SF 486 451 35 72 2 0 - SF
31 CHICHIMENE SW-46 SF 480 465 15 31 0 0 - SF
32 CHICHIMENE SW-19 SF 474 469 6 11 0 0 - SF
33 CHICHIMENE SW-10 SF 461 456 6 11 0 0 - SF
34 CHICHIMENE SW-14 SF 450 440 10 22 3 001 - SF
35 CHICHIMENE-121 SF 444 426 18 41 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-70 SF 441 404 37 84 14 003 - SF
37 CHICHIMENE-87 SF 433 369 64 148 2 0 - SF
38 CHICHIMENE SW-29 SF 428 338 90 210 0 0 - SF
39 CHICHIMENE SW-24 SF 410 377 33 80 0 0 - SF
40 CHICHIMENE SW-42 SF 406 397 10 22 0 0 - SF
41 CHICHIMENE SW-43 SF 406 393 13 32 0 0 - SF
42 CHICHIMENE-29 SF 390 369 21 54 1 0 - SF
43 CHICHIMENE SW-17 SF 374 356 18 48 0 0 - SF
44 CHICHIMENE SW-38 SF 370 361 9 24 0 0 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
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Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
45 CHICHIMENE SW-21 SF 369 356 13 35 0 0 - SF
46 CHICHIMENE SW-25 SF 361 329 32 89 0 0 - SF
47 CHICHIMENE-78 SF 355 337 18 51 21 006 - SF
48 CHICHIMENE SW-45 SF 333 313 20 60 0 0 - SF
49 CHICHIMENE SW-6 SF 331 308 23 69 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-123 SF 330 312 18 55 0 0 - SF
51 CHICHIMENE SW-12 SF 329 324 5 15 2 001 - SF
52 CHICHIMENE SW-2 SF 316 298 18 57 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-103 SF 297 272 25 84 1 0 - SF
54 CHICHIMENE-120 SF 297 281 16 54 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-127 SF 286 278 8 28 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-48 SF 279 277 2 07 1 0 - SF
57 CHICHIMENE-71 SF 270 255 15 56 2 001 - SF
58 CHICHIMENE-91H SF 258 253 5 19 7 003 - SF
59 CHICHIMENE SW-33 SF 254 246 8 31 0 0 - SF
60 CHICHIMENE SW-08 SF 252 251 1 04 75 03 - SF
61 CHICHIMENE SW-51 SF 240 233 7 29 0 0 - SF
62 CHICHIMENE-79 SF 235 230 5 21 1 0 - SF
63 CHICHIMENE-119 SF 224 222 2 09 0 0 - SF
64 CHICHIMENE SW-26 SF 220 213 7 32 0 0 - SF
65 CHICHIMENE-118 SF 212 191 21 99 0 0 - SF
66 CHICHIMENE-72 SF 206 196 10 49 1 001 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
118
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
67 CHICHIMENE SW-27 SF 188 177 10 59 0 0 - SF
68 CHICHIMENE-49 ST1 SF 183 181 3 11 0 0 - SF
69 CHICHIMENE SW-09 SF 161 158 2 19 0 0 - SF
70 CHICHIMENE SW-15 SF 150 149 0 07 0 0 - SF
71 CHICHIMENE SW-18 SF 117 115 2 17 0 0 - SF
72 CHICHIMENE-126 SF 111 102 9 81 0 0 - SF
73 CHICHIMENE SW-30 SF 91 89 3 22 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 34329 31720 2610 76 837 0026 -
TOTAL 34693 31930 2764 80 837 0026 -
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
119
Anexo C Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Norte
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH28 CL4 5049 340
CH62 CL4 4060 192
CH63 CL4 4659 266
CH65 CL4 1163 236
CH27 CL7 000 17
CH57 CL7 000 24
CH59 CL7 000 26
CH60 CL7 00 19
CH26 CL9 000 110
CH38 CL9 3660 131
CH39 CL9 000 106
CH66 CL9 26 103
CH67 CL9 404 110
CH40 CL10 00 205
CH41 CL10 000 162
CH73 CL10 000 195
CH74 CL10 000 173
CH43 CL11 596 145
AK1 CL13 00 379
CH35 CL13 00 120
CH108 CL13 545 215
CH109 CL13 00 93
CH34 CL14 113 128
CH115 CL14 115 126
CH83 CL21 5613 176
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH84 CL21 6543 158
CH86 CL21 000 225
CH80 CL22 000 164
CH81 CL22 00 83
CH82 CL22 00 145
CH160 CL24 00 179
CH161 CL24 00 126
CH162 CL24 00 178
CH163 CL24 00 195
CH141 CL25 1720 166
CH142 CL25 3990 167
CH144 CL25 4980 176
CH156 CL26 1616 180
CH158 CL26 436 209
CH159 CL26 3467 227
CH140 CL33 5159 148
CH96 CL46 5820 206
CH97 CL46 000 314
CH172 CL46 000 102
CH173 CL46 000 102
CH14 IND 7890 242
CH2 IND 1944 79
CH6 IND 2890 152
CH4 IND 14002 266
CH3 IND 48230 228
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH24 IND 11747 108
CH17 IND 14243 56
CH18 IND 15257 229
CH16 IND 18211 85
CH5 IND 17121 134
CH12A IND 021 80
SW1 5026 38
8944
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
120
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-12 1 176 157
SW-13 1 227 117
SW-14 1 257 152
SW-15 1 000 139
CH-29 2 090 209
CH-53 2 3136 171
CH-54 2 1884 192
CH-55 2 2356 221
CH-69 5 234 248
CH-70 5 140 166
CH-71 5 15 88
CH-72 5 13 68
SW-2 6 000 127
SW-10 6 000 181
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-11 6 1361 193
SW-17 6 000 129
SW-18 6 000 224
SW-19 6 000 185
CH-30 8 3420 253
CH-48 8 073 112
CH-49 8 000 159
CH-50 8 000 130
SW-8 12 747 138
SW-9 12 0 77
SW-24 16 00 219
SW-25 16 00 173
SW-26 16 00 140
SW-27 16 00 136
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
121
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-4 17 00 112
CH-103 17 07 126
CH-104 17 78 165
CH-105 17 25 387
CH-106 17 153 203
CH-122 19 027 198
CH-123 19 000 171
CH-124 19 000 218
CH-125 19 000 157
CH-126 19 000 77
CH-127 19 050 125
CH-32 20 115 227
CH-87 20 16 136
CH-88 20 299 200
CH-91H 20 730 300
CH-93 20 222 165
SW-20 29 000 63
SW-21 29 000 38
CH-118 30 000 19
CH-119 30 000 29
CH-120 30 000 28
CH-121 30 000 38
SW-6 31 000 151
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-28 31 000 190
SW-29 31 000 138
SW-30 31 000 145
SW-31 31 000 244
SW-5 32 000 181
SW-49 32 000 59
SW-51 32 000 24
SW33 34 000 25
SW34 34 000 63
SW35 34 000 67
SW57 34 000 61
SW58 34 000 47
SW59 34 000 60
CH-36 35 263 120
CH76 35 2462 114
CH-77 35 399 149
CH-78 35 2130 156
CH-79 35 115 109
SW38 36 000 21
SW42 37 000 46
SW43 37 000 43
SW45 37 000 25
SW46 37 000 58
9982
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
122
Anexo E Resumen consumo en pozos del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
1 4 565
2 4 793
5 4 570
6 6 1039
8 4 654
12 2 215
16 4 668
17 5 993
19 6 946
20 5 1028
29 2 101
30 4 114
31 5 868
32 3 264
34 6 323
35 5 648
36 1 21
37 4 172
Subtotal SUR 18 74 9982
S
U
R
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
4 4 1034
7 4 86
9 5 560
10 4 735
11 1 145
13 4 807
14 2 254
21 3 559
22 3 392
24 4 678
25 3 509
26 3 616
33 1 148
46 4 724
IND 11 1659
SW1 1 38
Subtotal NORTE 16 57 8944
N
O
R
T
E
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
123
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Total AOM 497251340 512168880 527533947 543359965 681103165 576450587 593744104 611556428 629903120 789585241
Cons Energiacutea - $ 389351340 401031880 413062837 425454722 438218363 451364914 464905862 478853038 493218629 508015188
AOM menor - $ 107900000 111137000 114471110 117905243 121442401 125085673 128838243 132703390 136684492 140785027
AOM mayor - $ 0 0 0 0 121442401 0 0 0 0 140785027
Demanda - m3 5518800 5684364 5854895 6030542 6211458 6397802 6589736 6787428 6991051 7200782
VNA -AOM ($) $ 3587090188
Inversioacuten - $ 1079000000
VNA Total - $ $ 4666090188
VNA -Volumen (m3) 38512400
121 $m3
34322 $pcCosto compresioacuten
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Total AOM 668264220 688312147 708961512 730230357 915345699 774701386 797942427 821880700 846537121 1061136538
Cons Energiacutea - $ 523255643 538953312 555121912 571775569 588928836 606596701 624794602 643538440 662844594 682729931
AOM menor - $ 145008577 149358835 153839600 158454788 163208431 168104684 173147825 178342260 183692527 189203303
AOM mayor - $ 0 0 0 0 163208431 0 0 0 0 189203303
Demanda - m3 7416806 7639310 7868489 8104544 8347680 8598111 8856054 9121736 9395388 9677249
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
124
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento (Continuacioacuten)
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Inversioacuten $ 64986020
Costo de AOM $ 649860 $ 669356 $ 689437 $ 710120 $ 731423 $ 753366 $ 775967 $ 799246 $ 823223 $ 847920
Demanda - m3 109500 112785 116169 119654 123243 126941 130749 134671 138711 142873
VNA -AOM $COP $ 4534985
Inversioacuten - $COP $ 64986020
VNA Total - $COP $ 69521005
VNA -Volumen (m3) 764135
91 $m3
2578 $MMBTU =Costo almacenamiento x moacutedulo 132 UD$MMbtu (TRM = 1950$US$)
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Costo de AOM $ 873358 $ 899559 $ 926545 $ 954342 $ 982972 $ 1012461 $ 1042835 $ 1074120 $ 1106343 $ 1139534
Demanda - m3 147159 151574 156121 160804 165629 170597 175715 180987 186416 192009
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
125
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Norte
126
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Sur (Continuacioacuten)
127
Anexo H Precios de Referencia de Gas Natural de Campo Guajira y Opoacuten
Fuente Resolucioacuten CREG 119 de 2005
Anexo I Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
El gas en Colombia es considerado como un bien de primera necesidad y dado que gran parte de su produccioacuten se consume principalmente como gas domiciliario se cataloga como un servicio puacuteblico esencial y por esto es competencia del paiacutes hacer control en la cadena de valor de este energeacutetico
Es competencia de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible asiacute mismo asegurar que se realicen en el paiacutes por medio de empresas oficiales mixtas o privadas las actividades de produccioacuten comercializacioacuten construccioacuten y operacioacuten de gasoductos y de redes
Por lo anterior el gobierno creoacute la Comisioacuten de Regulacioacuten de la Energiacutea y Gas ldquoCREGrdquo a traveacutes de la Ley 142 de 1994 como unidades administrativas
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
56537 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo Guajira pertenece a caacutelculos
internos realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011
Ecopetrol no es una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicadaPMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
PMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PERIODO 01 DE ENERO DE 2014 - 30 DE JUNIO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) = 63244 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo OpOacuten pertenece a caacutelculos internos
realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011 Ecopetrol no es
una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicada
PRECIO GAS NATURAL CAMPO OPOacuteN
PRECIO GAS NATURAL CAMPO GUAJIRAPERIODO 01 DE AGOSTO DE 2013 - 31 DE ENERO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) =
128
especiales con independencia administrativa teacutecnica y patrimonial y adscrita al Ministerio de Minas y Energiacutea La CREG tiene la funcioacuten de regular los monopolios en la prestacioacuten del servicio de gas cuando la competencia no sea de hecho posible y en los demaacutes casos la de promover la competencia entre quienes presten servicios puacuteblicos para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean econoacutemicamente eficientes no impliquen abusos de la posicioacuten dominante y produzcan servicios de calidad Para ello tendraacute las siguientes funciones y facultades especiales
Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energiacutea y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energeacutetica eficiente propiciar la competencia en el sector de minas y energiacutea y proponer la adopcioacuten de las medidas necesarias para impedir abusos de posicioacuten dominante y buscar la liberacioacuten gradual de los mercados hacia la libre competencia
Expedir regulaciones especiacuteficas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijacioacuten de compromisos de ventas garantizadas de gas
Establecer el reglamento de operacioacuten para realizar el planeamiento y la coordinacioacuten de la operacioacuten del Sistema Nacional de Ductos y para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de gas combustible
Fijar las tarifas de venta de gas combustible o delegar en las empresas distribuidoras cuando sea conveniente dentro de los propoacutesitos de esta Ley bajo el reacutegimen que ella disponga la facultad de fijar estas tarifas
Definir las metodologiacuteas y regular las tarifas por los servicios de despacho y coordinacioacuten prestados por los centros regionales y por el Centro Nacional de Despacho
La CREG ha estudiado y aprobado varias resoluciones para cumplir con sus funciones de control entre las cuales se citan especialmente las que tienen que ver con la produccioacuten comercializacioacuten distribucioacuten y transporte de gas A continuacioacuten se hace un resumen de lo que tratan estas resoluciones
I CONDICIONES GENERALES
Con el fin de garantizar el acceso abierto al Sistema Nacional de Transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados se suscribiraacuten independientemente de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su valoracioacuten El transportador de gas natural no podraacute realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Podraacute no obstante adquirir
129
el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del Sistema de Transporte siacute ello se hace necesario Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no podraacuten ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6deg de Resolucioacuten 057 de 1996 El transportador tampoco podraacute tener intereacutes econoacutemico en empresas de generacioacuten eleacutectrica Los productores de gas natural no podraacuten desarrollar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica pero podraacuten poseer hasta 25 del capital social de una empresa que desarrolle tal actividad Los productores comercializaraacuten libremente su produccioacuten de gas natural y realizaraacuten contratos de venta en el Mercado Mayorista Los grandes consumidores de gas natural podraacuten negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor comercializador transportador o distribuidor pagando los correspondientes cargos al duentildeo de las redes siacute fuese el caso Los precios de transporte distribucioacuten y venta seraacuten negociables pero no superiores a los precios maacuteximos establecidos por la CREG salvo cuando mediante resolucioacuten se haya determinado que el precio de comercializacioacuten a grandes consumidores sea libre Con el fin de adecuar los contratos a las necesidades de los consumidores y a sus condiciones particulares se ofreceraacuten distintas modalidades contractuales las cuales seraacuten de conocimiento puacuteblico Podraacuten ofrecerse entre otros contratos firmes contratos en pico o contratos interrumpibles que incluyan o no prima de disponibilidad o una combinacioacuten de ellos En suma se permiten todas aquellas modalidades contractuales que no sean contrarias a la ley y la regulacioacuten y a los principios de libre competencia Se negociaraacuten de manera independiente los contratos de transporte y los de compraventa cuando se adquiera el combustible en un sitio distinto del nodo intermedio o de salida del Sistema o Subsistema de Transporte y se admitiraacuten diferentes puntos de entrega Al vender gas combustible por redes de tuberiacutea los comercializadores no discriminaraacuten entre personas o clases de personas salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta Los comercializadores no restringiraacuten distorsionaraacuten o evitaraacuten la competencia en la produccioacuten transporte distribucioacuten o comercializacioacuten del gas Asimismo no podraacuten abusar de su posicioacuten dominante en la fijacioacuten de precios
130
El transportador no podraacute otorgar trato preferencial a ninguacuten usuario de sus servicios y en particular a los comercializadores distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relacioacuten de las que configuran intereacutes econoacutemico Las empresas que desarrollen actividades de produccioacuten venta o distribucioacuten pueden ser comercializadoras Las empresas prestadoras de Servicios Puacuteblicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994 podraacuten continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y ademaacutes la actividad de comercializacioacuten siempre y cuando tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades De la misma forma procederaacuten todas las empresas que desarrollen simultaacuteneamente actividades de distribucioacuten de gas combustible En ninguacuten caso podraacuten dar un trato preferencial a ninguacuten comprador con teacuterminos contractuales similares
II PRODUCCIOacuteN DE GAS NATURAL
Los productores de gas natural deberaacuten ofrecer en venta todo su gas atenieacutendose a procesos transparentes de acuerdo con la metodologiacutea que consideren maacutes conveniente
Cuando el productor requiera gas natural para su propio consumo o para destinarlo a atender las necesidades de personas vinculadas econoacutemicamente a eacutel deberaacute adquirirlo o disponer de su propia produccioacuten de gas a precios de mercado Para ello deberaacute competir en los diferentes puntos de entrega dentro de condiciones de mercado con otros potenciales compradores siacute es del caso haciendo oferta sobre su propio gas
Se exceptuacutea de lo establecido en los artiacuteculos anteriores
Aquel campo en que exista gas asociado y en el que el productor decida reinyectarlo alliacute mismo por motivos teacutecnicos relacionados con la produccioacuten del petroacuteleo asociado
El consumo interno propio de la operacioacuten de los campos
La fijacioacuten del precio maacuteximo para el gas colocado en los nodos de entrada en la troncal seraacute asiacute
Para reservas descubiertas despueacutes del 11 de septiembre de 1995 los precios se determinaraacuten libremente sin sujecioacuten a topes maacuteximos Para ECOPETROL a partir del 1 de enero de 1998 A partir del 11 de septiembre del antildeo 2000 entraraacute en vigencia la foacutermula tarifaria
Para reservas descubiertas antes 11 de septiembre de 1995 localizados en el interior del paiacutes y Costa Atlaacutentica los precios tendraacuten un reacutegimen libre a partir del 10 de septiembre del antildeo 2005 Para ECOPETROL con anterioridad al 1 de enero de 1998
131
III CONDICIONES TARIFARIAS
El precio maacuteximo inicial en el nodo de entrada al Sistema Nacional de Transporte seraacute de US$130MBTU El precio maacuteximo fijado en eacutesta foacutermula tarifaria seraacute regulado en el nodo respectivo de entrada del gas al Sistema Nacional de Transporte
(sum
sum
)
Siendo
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre que comienza
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre anterior
= promedio para el semestre del iacutendice de precios para el crudo estaacutendar cotizado en el mercado de Nueva York ldquoNew York Mercantile Exchangerdquo NYMEX calculado asiacute
sum
Siendo
= periacuteodo de un mes
=equivale al semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres que
terminan en el semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres
que terminan en el semestre anterior al que comienza
132
IV TRANSPORTE DE GAS NATURAL
El propoacutesito del Coacutedigo de Transporte del Gas es permitir el desarrollo mantenimiento y operacioacuten del Sistema Nacional de Transporte de gas natural por tuberiacuteas en condiciones de eficiencia coordinacioacuten y con criterios de costo miacutenimo Con acceso libre para los productores comercializadores grandes consumidores y distribuidores y garantizar una calidad uniforme de gas para todos los usuarios del Sistema de Transporte de gas natural
Los contratos interrumpibles tendraacuten la menor prioridad los contratos firmes y en pico seraacuten prioritarios para el acceso y el servicio de transporte Asimismo las empresas que desean construir nuevos gasoductos a nuevos puntos de conexioacuten tengan acceso sin restricciones a las redes existentes de transporte
El centro de despacho de gas seraacute propiedad del transportador y seraacute responsable de la coordinacioacuten del despacho recibo transporte y entrega en el suministro del combustible
Las empresas transportadoras se remuneraraacuten mediante cargos por conexioacuten y cargos por uso los cuales distinguen entre capacidad y volumen
Los duentildeos de gasoductos dedicados no se consideran transportadores ni estaacuten sujetos a esta regulacioacuten salvo en el caso en que un tercero desee conectarse En este evento su propietario tendraacute obligacioacuten de permitir el acceso previa negociacioacuten de las condiciones teacutecnicas y comerciales
El gas natural entregado al transportador por el agente en el punto de entrada del Sistema de Transporte y por el transportador en el punto de salida deberaacute cumplir con la siguiente especificacioacuten de calidad que se muestra en la ilustracioacuten 26
133
Ilustracioacuten 27 Especificaciones de Calidad Exigidas por CREG
Fuente CREG
Salvo acuerdo entre las partes el productor - comercializador y el remitente estaacuten en la obligacioacuten de entregar gas natural a la presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta las 1200 Psia de acuerdo con los requerimientos del transportador
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten
referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes
en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos
de CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200
psia
134
Si el gas natural entregado por el agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT el transportador podraacute rehusar aceptar el gas en el punto de entrada
A CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR
Es un esquema de cargos por entrada y salida transportar gas en el Sistema Nacional de Transporte del interior el nodo de Vasconia el cual es el centro de referencia para las transacciones de gas natural
Los productores referenciaraacuten el transporte desde su nodo de entrada hasta el centro de referencia Este cargo se denomina ldquocargo de entradardquo Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el centro de referencia hasta su respectivo nodo de salida Este cargo se denomina ldquocargo de salidardquo
Para los productores de zonas de produccioacuten marginales se aplicaraacute la siguiente metodologiacutea para el caacutelculo de los cargos por uso y capacidad del sistema
| | | |
Siendo
= cargo
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de entrada
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de salida
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos por entrada y salida se muestran en las siguientes ilustraciones 25 y 26 respectivamente
Ilustracioacuten 28 Cargos Maacuteximos por Entrada al SNT
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca 96 0039
Cusiana 95 0055
Apiay -49 -0063
Neiva -179 -0134
CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA
135
Ilustracioacuten 29 Cargos Maacuteximos por Salida al SNT
Ademaacutes de los cargos de entrada y salida mencionados los productores y consumidores pagaraacuten un cargo de 0016 US$ KPC sobre el volumen facturado mensualmente correspondiente a los costos de administracioacuten medicioacuten y compresioacuten asociados con el sistema de transporte del interior
A partir del 1deg de enero de 1998 sin perjuicio de los otros cargos establecidos en la presente Resolucioacuten existe un ldquocargo estampillardquo para el Sistema de Transporte de gas natural del Interior igual a 015 US$ por KPC de gas efectivamente transportado se actualizaraacute semestralmente
El sistema de transporte del interior considera las siguientes puertas de ciudad con sus respectivos subsistemas como parte integral del mismo
SANTANDER
Barrancabermeja Sabana de Torres Bucaramanga Lebrija Giroacuten Floridablanca
Piedecuesta Puerto Parra Sebastopol La Belleza Floriaacuten Albania
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca -96 -0039
Cusiana -95 -0055
Villavicencio 61 0079
Neiva 179 0134
Sebastopol -36 -0015
Medelliacuten 145 0059
Bucaramanga 47 0019
Vasconia 0 0
Mariquita 42 0022
Chinchinaacute 86 0045
Cali 160 0085
La Belleza -38 -0023
Bogotaacute 141 005
CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA
136
CUNDINAMARCA
Puerto Salgar Ricaurte Simijaca Susa Fuacutequene Capellaniacutea Gauatancuy Ubateacute Cucunubaacute Sutatausa Tausa
Nemocoacuten Cogua Chipaque Une Caacutequeza Quetame Guayabetal Fosca Soacha Bogotaacute
VALLE DEL CAUCA
Cartago Ansermanuevo Obando La Victoria La Unioacuten Zarzal Roldanillo Caicedonia Sevilla Bugalagrande Andaluciacutea Tuluaacute
San Pedro Buga Guacariacute Ginebra El Cerrito Palmira Candelaria Pradera Florida Yumbo Cali Jamundiacute
ANTIOQUIA
Puerto Berrio Maceo Caracoliacute Yolomboacute San Roque Cisneros Santo Domingo Don Matiacuteas Concepcioacuten Guarne Rionegro
Barbosa Girardota Copacabana Bello Medelliacuten Itaguiacute Envigado La Estrella Sabaneta Caldas
137
BOYACAacute
Puerto Serviez Vasconia Puerto Boyacaacute Tunungua Bricentildeo Chiquinquiraacute Caldas Beleacuten Cerinza Combita Cucaita Duitama
Nobsa Paipa Saacutechica Samacaacute Santa Rosa de Viterbo Sogamoso Sora Sutamarchan Tunja Tuta Villa de Leyva Dicataacute
TOLIMA
Honda Mariquita Guayabal Leacuterida Liacutebano Tierra Adentro Ambalema La Sierra Venadillo Alvarado Piedras Doima
Ibagueacute Flandes Gualanday Chicoral Espinal Guamo Saldantildea Ortega Natagaima Fresno Herveo
CALDAS
La Dorada Victoria Manzanares Manizales
Neira Villa Mariacutea Chinchinaacute Palestina
QUINDIacuteO
Filandia Salento Circasia Montenegro
Quimbaya Calarcaacute Armenia La Tebaida
138
HUILA
Aipe Neiva
CASANARE
Tauramena Monterrey Aguazul
Yopal Morichal Cusiana
RISARALDAS
Marsella Santa Rosa de Cabal Dos Quebradas Pereira
La Virginia Balboa La Celia
META
Acaciacuteas Restrepo Cumaral
Villavicencio Apiay
Ilustracioacuten 30 Entradas y Salidas al SNT
DIAGRAMA No 1
Barranca Bmanga
Medellin Sebastopol
Vasconia La Belleza Cusiana
Cogua
Bogotaacute Apiay
Chinchinaacute Mariquita
Cali
Neiva
139
El sistema de transporte del interior comprende los 13 tramos troncales que se incluyen en el diagrama anterior Sobre estos tramos podraacuten establecerse nodos intermedios de salida cuyos cargos asociados se calcularaacuten en forma simple conforme a la siguiente metodologiacutea descrita en la ilustracioacuten 30
Ilustracioacuten 31 Caacutelculo para Nodos Intermedios al SNT
Sea el tramo de intereacutes el que conecta los nodos A y B y que tiene una longitud total de para el cual se calcularaacuten los cargos de salida en el nodo intermedio ubicado a una distancia medida sobre la troncal desde el nodo
Los cargos de salida (capacidad en US$KPCD-Antildeo) y (uso en US$KPC) en dicho nodo se calcularaacuten a partir de los cargos de salida (capacidad en los
nodos A y B) y (uso en los nodos A y B) mediante la siguiente foacutermula
B CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL CENTRO
El sistema de transporte del centro seraacute utilizado por ECOPETROL para el transporte de gas desde los campos de gas de la Guajira hasta el complejo petroquiacutemico de Barrancabermeja
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos para el sistema de transporte del centro se muestran en la tabla 49
140
Tabla 49 Cargos Maacuteximos para Sistema de Transporte de Centro
C CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR
Es un esquema de cargos que refleja el costo de transportar gas combustible en el sistema de transporte del sur mediante el siguiente procedimiento
Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el campo productor o desde la conexioacuten con el sistema de transporte del interior hasta su respectivo nodo de salida independientemente de la distancia recorrida Los cargos maacuteximos por uso del sistema de transporte del sur se muestran en la tabla 50
Tabla 50 Cargos Maacuteximos por Sistema de Transporte del Sur
V COMERCIALIZACIOacuteN DE GAS NATURAL
Los comercializadores podraacuten suministrar gas natural a precios acordados libremente soacutelo a quienes se definen como grandes consumidores Los productores de gas natural podraacuten comercializar su produccioacuten de manera independiente o en conjunto con otros socios del contrato de exploracioacuten y produccioacuten respectiva y podraacuten comercializar conjuntamente la produccioacuten de dos o maacutes contratos de exploracioacuten y produccioacuten diferente Los productores y comercializadores de gas natural podraacuten celebrar contratos de venta de gas natural a grandes consumidores y a los distribuidores a precios negociados libremente sujetos a un tope maacuteximo Todo distribuidor independientemente de su volumen de compras seraacute considerado como un gran consumidor Los contratos de suministro de gas natural a grandes consumidores podraacuten pactarse por un plazo maacuteximo de 20 antildeos teacutermino que se contaraacute a partir de la fecha del inicio de la ejecucioacuten del respectivo contrato
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Ballenas - Barrancabermeja 272 0111
CARGOS MAacuteXIMOS
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Neiva - Hobo 749 0228
CARGOS MAacuteXIMOS
141
VI DISTRIBUCIOacuteN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIacuteA
Los distribuidores permitiraacuten el acceso a las redes de tuberiacutea de su propiedad a cualquier productor comercializador o gran consumidor de gas combustible a cambio del pago de los cargos correspondientes La expansioacuten de los sistemas de distribucioacuten seraacute responsabilidad de las empresas que desarrollen esa actividad siempre que se ofrezcan realizar en condiciones competitivas o de miacutenimo costo Las empresas distribuidoras seraacuten remuneradas por los servicios que presten a los grandes consumidores por entrega de gas en las redes del distribuidor y por transporte por las redes del distribuidor Los distribuidores que realicen la actividad de comercializacioacuten en su aacuterea de servicio deberaacuten separar contablemente su actividad de distribucioacuten de la de comercializacioacuten de acuerdo con las regulaciones expedidas por la CREG La tarifa a los pequentildeos consumidores de gas natural es
Siendo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 para compras de gas natural en
troncal en el antildeo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 de transporte en troncal en el antildeo
= cargo promedio maacuteximo unitario en $m3 permitido al distribuidor por uso de la red en el antildeo
= cargo o margen maacuteximo unitario en $m3 de comercializacioacuten en el antildeo
= factor de correccioacuten en $m3 en el antildeo (puede ser positivo o negativo) es igual a cero en el antildeo inicial
Anexo J Especificaciones Proyecto Termo San Fernando
Fuente Resolucioacuten 0728 de 6 de septiembre de 2012
Mediante la Resolucioacuten 0271 del 30 de abril de 2012 y acorde con lo regulado en la Ley 99 de 1993 el Decreto 2820 de 2010 y los Decretos 3573 y 3578 de 2011 y Resolucioacuten 877 del 7 de septiembre de 2000 el Ministerio autorizoacute la cesioacuten de derechos y obligaciones en relacioacuten con los campos Castilla y Chichimene de la empresa CHEVRON PETROLEUM COMPANY OF COLOMBIA
142
a la Empresa Colombiana de Petroacuteleos ECOPETROL actual ECOPETROL SA y asiacute mismo acogioacute el Plan de Manejo Ambiental - PMA que se veniacutea desarrollando
Mediante la Resolucioacuten 169 del 21 de febrero de 2001 el Ministerio otorgoacute licencia ambiental a la empresa ECOPETROL SA para los pozos de desarrollo Chichimene-18 y Castilla-26 incluyendo la construccioacuten de liacuteneas de flujo y viacuteas de acceso
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Fernando
El proyecto consiste en la instalacioacuten de un sistema de autogeneracioacuten de energiacutea estable para consumo y soporte del Bloque Cubarral y para el cual se presenta la infraestructura asociada
De acuerdo con la informacioacuten suministrada el aacuterea a ocupar por la central de generacioacuten es de aproximadamente 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Femando - VIT en la Vereda astenia del municipio de Castilla La Nueva en terrenos en los que actualmente se desarrollan actividades de ganaderiacutea y agricultura
Se considera viable la realizacioacuten de este proyecto aunque la empresa deberaacute presentar antes del inicio de las actividades un PMA especiacutefico en el que se presente toda la informacioacuten teacutecnica relativa a la construccioacuten de la central termoeleacutectrica incluyendo planos de disentildeo a escala evaluacioacuten de impactos especiacutefica para este proyecto requerimientos de agua que demanda el proyecto y la disposicioacuten final del agua residual medidas a tomar para evitar la afectacioacuten de la calidad del aire por el uso de diesel como combustible de respaldo durante la etapa productiva de la termoeleacutectrica
Vecina a la central termoeleacutectrica se ubicaraacute la subestacioacuten eleacutectrica San Femando en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica El proyecto contempla la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando la construccioacuten de cuatro liacuteneas de 115 KV asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos a 345 KV que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Es importante aclarar que la construccioacuten de la liacutenea de 230 KV proveniente de la subestacioacuten La Reforma y que tiene como destino la subestacioacuten San Femando se presentoacute ante esta autoridad como un Diagnoacutestico Ambiental de Alternativas y no hace parte de las solicitudes de este proyecto por tanto esta autoridad no se
143
manifestaraacute sobre este actividad El desarrollo de infraestructura eleacutectrica mediante la construccioacuten de las liacuteneas circuitos y redes de distribucioacuten de energiacutea al interior de los campos Castilla mdash Chichimene es una actividad viable de realizacioacuten aunque sus caracteriacutesticas deberaacuten estar acordes a la Resolucioacuten 18 1294 del 6 de agosto de 2008 del Ministerio de Minas y Energiacutea en donde se establece el Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Eleacutectricas (RETIE)
Generacioacuten de energiacutea eleacutectrica en campo Chichimene
Contempla la construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte considerable de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene Se pretende con este proyecto implementar estrategias para aprovechar el gas producido y tratado en los campos Castilla - Chichimene esta Autoridad no presenta objecioacuten en su desarrollo siempre y cuando las actividades se realicen en las coordenadas presentadas adicionalmente previo al inicio de actividades la empresa debe presentar un documento incluyendo la infraestructura a instalar un plano de disentildeo a escala y las actividades e impactos especiacuteficos de la realizacioacuten de cada uno de estos proyectos
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando subestacioacuten eleacutectrica San Fernando
Construccioacuten y operacioacuten de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando en un aacuterea maacutexima de 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Fernando mdash VIT
Construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten eleacutectrica San Femando aledantildea a la central termoeleacutectrica en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica La autorizacioacuten incluye la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Aprovechamiento de gas para generacioacuten de energiacutea eleacutectrica campo Chichimene Construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene
144
de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene para lo cual se puede utilizar alguna de las siguientes alternativas
Caldera y turbina a vapor se instalaraacute una caldera con su respectiva turbina a vapor para generar 22 MW
Motores reciprocantes Tipo 1 (acepta CO2gt20) se requieren 11 motores reciprocantes de 31 MW cada uno con capacidad de generar electricidad sin necesidad de retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Motores reciprocantes Tipo 2 (no acepta CO2) se requieren 3 motores reciprocantes de 8 MW cada uno para generar electricidad Se requiere instalar una planta de endulzamiento para retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Turbinas a gas se instalariacutea una turbina a gas de tipo aero derivativa para generacioacuten de 24 MW
Micro turbinas se requiere instalar 30 unidades de generacioacuten para la produccioacuten de 1 MW de energiacutea eleacutectrica
145
Anexo K Medicioacuten de impactos ambientales para el campo Chichimene
En la tabla 51 se muestran los diferentes factores de emisioacuten de carbono y CO2 para diversos combustibles en ella se muestra que el gas natural es el combustible que presenta menores emisiones de carbono y CO2
Tabla 51 Factores de emisioacuten por tipo de combustible
En la tabla 52 se muestra la cantidad de emisiones arrojadas a la atmoacutesfera con cada una de las alternativas planteadas (con el proceso de tratamiento de gas natural a condiciones CREG) y ademaacutes las arrojadas a la atmoacutesfera actualmente por la quema de gas en el campo Cabe resaltar que el impacto ambiental se evaluacutea de acuerdo a la cantidad de emisiones contaminantes la concentracioacuten de los contaminantes en un mismo lugar o en diferentes puntos y ademaacutes el tiempo que lleva esta praacutectica realizaacutendose Para el caso de quema de gas actual se considera alto debido a que las emisiones contaminantes incluyen ademaacutes de CO2 material particulado metano entre otros Por otra parte la quema se ha realizado durante varios antildeos todos los diacuteas al antildeo y se concentran en el mismo lugar del campo (tea) Asimismo se evaluaron las diferentes alternativas planteadas
FE de C FE de CO2
(kg GJ)a (kg GJ)b
Carboacuten Soacutelido 268 9453
Crudo Liacutequido 20 7328
Diesel Liacutequido 202 7401
Gasolina Liacutequido 189 6925
Kerosene Liacutequido 195 7145
Gas propano Gas 172 6302
GLP Gas
Gas natural Gas 153 5606
FACTORES DE EMISIOacuteN DE CARBONO Y CO2 POR
TIPO DE COMBUSTIBLE
a Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories Reference Manual IPCC Bracknell UK
b Calculado a partir de la ecuacioacuten estequiomeacutetrica C + O2 -gt CO2
Combustible Estado
146
Tabla 52 Emisioacuten de contaminantes del gas natural campo Chichimene
CONTAMINANTE FE Quema de gas Venta de gas Teacutermica GNC Calentamiento Crudo Peak Shaving
LbMMpc Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo
CO2 120000 11547273 9954545 9954545 9954545 9954545 9954545
NO2 22 - 183 183 183 183 183
PM 76 731 630 630 630 630 630
SO2 06 -
TOC 11 1059
Metano 23 221
VOC 55 529
1 (tea) 25000 hogares 1 (centra l )25000
hogares
Seguacuten nodos de
ca lentamiento (cerca a
4)
25000 hogares
ALTO BAJO MEDIO BAJO BAJO BAJO
El impacto de la a l ternativa se ca l i fica de acuerdo a la emis ioacuten de contaminantes como tambieacuten midiendo la concentracioacuten
de estos en un mismo lugar Para el caso de la quema de gas toda la contaminacioacuten se concentra en el mismo s i tio
PUNTOS DE DISPERSIOacuteN
CONTAMINANTE
IMPACTO AMBIENTAL
FEFactores de emis ioacuten para gas natura l Emis ioacuten de gases contaminantes= FE x Volumen de gas
TOC Total Organic Compounds
VOC Volati le Organic Compounds
PM Particule Materia l
Gas s in tratar se asume igual a GLP y su reaccioacuten es incompleta
EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE AL ANtildeO BASE DE CAacuteLCULO 05
MMSCFD
Gas tratado combustioacuten completa
147
Anexo L Liacutenea base de gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 53 Base de caacutelculo en gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos no aprovechados MUS$ -788 -2047 -3593 -4718 -4811 -4906 -5002 -5101 -5201 -5304
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 300 309 318 328 338 348 358 369 380 391
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29
- Costos Mantenimiento General MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 219 246
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 20 21 21 22 23 23 24 25 25 26
- Costo permisos ambientales MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
Flujo de Caja Libre MUS$ -810 -2070 -3616 -4742 -4836 -4931 -5029 -5128 -5229 -5333
Antildeos 10 20
VNA MUS$ -22189 -34161
TIR ND ND
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos no aprovechados MUS$ -5408 -5515 -5623 -5734 -5847 -5962 -6080 -6200 -6322 -6446
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 403 415 428 441 454 467 481 496 511 526
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 30 30 31 32 33 34 35 36 37 39
- Costos Mantenimiento General MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 277 312 351
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 27 28 29 29 30 31 32 33 34 35
- Costo permisos ambientales MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
Flujo de Caja Libre MUS$ -5438 -5545 -5655 -5767 -5880 -5997 -6115 -6236 -6359 -6485
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
148
Anexo M Flujo de caja para planta de tratamiento de gas
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
16930513 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693051 US$antildeo
6000000 US$
120000 US$antildeo
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto 20 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
Pronoacutesticos de volumen gas libre del
Campo Seguacuten Ecopetrol
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 3)
149
Tabla 53 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
150
Anexo N Flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
Tabla 55 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
1081 MSCFD
16930520 US$
1145000 US$
6000000 US$
900000 US$
435851 US$
Inversioacuten sistema respaldo por falla planta calentamiento 575000 US$
229000 US$antildeo
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
35000 BFPD
Volumen de nafta inyectado al 17 de dilucioacuten en crudo 5950 BFPD
Ahorro de Volumen de nafta inyectado 20
3000 m
012 US$KWe
3
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10
MMSCFD los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Tramo de tuberiacutea produccioacuten planta Calentamiento a planta Tratamiento
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 5)
Iacutendice de Precios al Consumidor
Nota 4 Es te es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en EcopetrolNota 1 No incluye tari fa de comercia l i zacioacuten transporte ni dis tribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de ca lentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg
Tota l 6 Km
Nota 3 Es tos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO amp
CALENTAMIENTO
Inversioacuten revestimiento troncal de 16 pulg
Volumen de fluidos a calentar (32200 BOPD crudo y 2800 BWPD agua)
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 4)
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta calentamiento (nota 3)
Mantenimiento planta calentamiento 20 inversioacuten
Volumen gas libre del Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta calentamiento Ver tabla
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Calentamiento
Inversioacuten gasoducto para venta
151
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDAD
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
152
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 29838 30733 31655 32605 33583 34591 35629 36697 37798 38932
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 3777 3891 4007 4128 4251 4379 4510 4646 4785 4929
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 26061 26843 27648 28478 29332 30212 31118 32052 33013 34004
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 3050 3141 3236 3333 3433 3536 3642 3751 3863 3979
- Costo compra gas MUS$ 2510 2585 2663 2743 2825 2910 2997 3087 3180 3275
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 229 236 243 250 258 265 273 282 290 299
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 131 135 139 143 147 152 156 161 166 171
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 180 1854 190962 19669086 2025915858 208669333 214929413 221377296 228018615 234859173
Flujo de Caja Libre US$ 26788 27592 28420 29273 30151 31055 31987 32946 33935 34953
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 172537 254901
TIR 880 880
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 01
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 40100 41303 42542 43819 45133 46487 47882 49318 50798 52322
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 5076 5229 5386 5547 5714 5885 6061 6243 6431 6624
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 35024 36075 37157 38271 39420 40602 41820 43075 44367 45698
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 81 83 86 88 91 93 96 99 102 105
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 4099 4222 4348 4479 4613 4752 4894 5041 5192 5348
- Costo compra gas MUS$ 3373 3475 3579 3686 3797 3911 4028 4149 4273 4401
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 308 317 326 336 346 357 367 379 390 402
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 176 181 186 192 198 204 210 216 223 229
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 241904948 249162097 25663696 264336068 27226615 280434135 288847159 297512574 306437951 31563109
Flujo de Caja Libre US$ 36001 37082 38194 39340 40520 41736 42988 44277 45606 46974
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
153
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 31357 35073 39273 42607 43782 44991 46233 47511 48825 50176
- Costos totales MUS$ 5716 5707 6102 6233 6412 6596 6786 6981 7182 7388
Flujo de Caja Libre MUS$ 25640 29366 33171 36374 37370 38395 39448 40530 41644 42788
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 178865 278532
TIR 110 110
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 10
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 51566 52995 54464 55975 57529 59127 60771 62461 64200 65988
- Costos totales MUS$ 7601 7819 8045 8276 8515 8760 9013 9273 9541 9816
Flujo de Caja Libre MUS$ 43965 45175 46419 47699 49014 50367 51758 53188 54659 56172
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
154
Tabla 56 Costo de aislamiento teacutermico de la liacutenea troncal de 16 pulgadas
Tabla 57 Sistema de respaldo por falla en la planta de calentamiento
Longitud tuberiacutea revestida - m 3000
Diaacutemetro tuberiacutea - pulgada 16
Aacuterea a revestir - m2 1557
Costo de manta en fibra de vidrio - 40 US$m2 62264
Costo de fibra de vidrio para envolver - 30 US$m2 46698
Costo de instalacioacuten - m2 326888
Total - US$ 435851
Coeficiente conductividad (003 WmdegK) Densidad de 23 Kgm2 Rango Temp -120 a 400 degC
Tensioacuten a la roptura igual a 4300 N
Costo aislamiento teacutermico liacutenea troncal de 16 pulgada
Equipos Vol Bbls Costo - US$Tanque de almacenamiento de fluidos con capacidad para 8
horas de parada11667 300000
Tanque almacenamiento de nafta dilucion de 25 para 8
hora de parada2917 75000
Sistema inteligente para desviar fluidos a tanques 50000
Accesorios valvulas bombas equipos 150000
575000
Sistema respaldo por falla en la planta de calentamiento
Total - US$
155
Anexo O Flujo de caja para planta teacutermica
Tabla 58 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
4000 MSCFD
16930520 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
25052100 US$
6000000 US$
750000 US$
2505210 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
232 MWe
012 US$KWe
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento planta teacutermica 10 inversioacuten
Mantenimiento gasoducto 40 km 2 inversioacuten
Capacidad Generacioacuten Teacutermica
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 4)
Volumen gas libre del Campo
Declinacioacuten produccioacuten gas
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta Teacutermica
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas
Costo produccioacuten de gas asociado
Gas requerido por la teacutermica 232 MWh
Costo Unitario de Tratamiento Gas (nota 3)
Inversioacuten gasoducto teacutermica a planta tratamiento 05 Km 3 pulg
BASE DE CALCULO PLANTA TERMICA
Mantenimiento gasoducto 05 km 2 inversioacuten
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
156
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCFA 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 2547 2442 2739 2769 2844 2922 3001 3082 3166 3252
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1028 1897 4878 7233 7355 7478 7604 7731 7861 7992
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 13115 30787
TIR 22 26
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 454
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCFA 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 3341 3432 3525 3621 3720 3822 3926 4034 4144 4258
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 8125 8260 8396 8535 8676 8818 8963 9109 9258 9408
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
157
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Ingresos venta energiacutea MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
- Costo produccioacuten MUS$ 11911 12268 12636 13015 13406 13808 14222 14649 15088 15541
- Costo compra gas MUS$ 9286 9564 9851 10147 10451 10765 11087 11420 11763 12116
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 2505 2580 2658 2738 2820 2904 2991 3081 3174 3269
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 15 15 16 16 17 17 18 18 19 20
Flujo de Caja Libre US$ 12929 13317 13716 14127 14551 14988 15437 15901 16378 16869
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 52942 92693
TIR 42 44
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 240
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Ingresos venta energiacutea MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
- Costo produccioacuten MUS$ 16007 16487 16982 17491 18016 18557 19113 19687 20277 20886
- Costo compra gas MUS$ 12479 12853 13239 13636 14045 14467 14901 15348 15808 16282
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 3367 3468 3572 3679 3789 3903 4020 4141 4265 4393
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 20 21 21 22 23 23 24 25 26 26
Flujo de Caja Libre US$ 17375 17896 18433 18986 19556 20142 20747 21369 22010 22670
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
158
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 26358 29924 33970 37145 38156 39196 40265 41363 42493 43654
- Costos totales MUS$ 14457 14710 15376 15785 16250 16729 17223 17731 18254 18793
Flujo de Caja Libre MUS$ 11900 15214 18594 21360 21906 22466 23042 23632 24238 24861
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 66058 123869
TIR 34 37
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 314
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 44848 46075 47337 48634 49968 51339 52749 54199 55690 57222
- Costos totales MUS$ 19348 19919 20507 21113 21736 22379 23040 23721 24422 21953
Flujo de Caja Libre MUS$ 25500 26156 26830 27521 28232 28961 29710 30478 31268 35269
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
159
Anexo P Flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
Tabla 59 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 us$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
500 MSCFD
16930520 US$
2314872 US$
6000000 US$
150000 US$
0122 US$Km - Ton
100 Km
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
3
111 anual
1800 $US$
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO ampGAS
COMPRIMIDO
Volumen gas libre del
Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccion gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo Unitario de
Tratamiento Gas (nota 4)
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta GNC
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Gas Comprimido
Inversioacuten gasoducto para venta
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta GNC (nota 3)
Costo transporte gas por carretera seguacuten CREG
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Distribucioacuten Planta a Municipio-promedio
Mantenimiento gasoducto planta tratamiento a planta GNC 10 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD los
demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de calentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg Total 6 Km
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
160
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSION Antildeos 544
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
161
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 3095 3188 3284 3382 3484 3588 3696 3807 3921 4039
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 16 1648 1697 1748 1801 1855 1910 1968 2027 2088
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2231 2298 2367 2438 2578 2586 2664 2744 2826 2989
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 276 285 293 302 378 320 330 340 350 439
Consumo energiacutea MUS$ 216 22280 22948 23636 24345 25076 25828 26603 27401 28223
Mantenimiento menor MUS$ 60 6174 6360 6550 6747 6949 7158 7372 7594 7821
Mantenimiento mayor MUS$ 67 78
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 17 18 18 19 19 20 20 21 22 22
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 17 1767 1820 1874 1931 1989 2048 2110 2173 2238
Costo compra de gas MUS$ 1161 1196 1231 1268 1306 1346 1386 1428 1470 1514
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 60 618 637 656 675 696 716 738 760 783
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 15 1545 1591 1639 1688 1739 1791 1845 1900 1957
Costo Transporte MUS$ 762 785 808 832 857 883 910 937 965 994
Flujo de Caja Libre US$ 864 890 917 945 905 1002 1032 1063 1095 1050
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 3134 5760
TIR 36 38
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 277
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 4160 4284 4413 4545 4682 4822 4967 5116 5269 5427
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 2150 2215 2281 2350 2420 2493 2568 2645 2724 2806
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2998 3088 3181 3276 3465 3476 3580 3687 3798 4017
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 371 382 394 406 509 430 443 457 470 590
Consumo energiacutea MUS$ 29070 29942 30840 31765 32718 33700 34711 35752 36825 37929
Mantenimiento menor MUS$ 8056 8298 8547 8803 9067 9339 9619 9908 10205 10511
Mantenimiento mayor MUS$ 91 105
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 23 24 24 25 26 27 28 28 29 30
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 2305 2375 2446 2519 2595 2673 2753 2835 2920 3008
Costo compra de gas MUS$ 1560 1607 1655 1705 1756 1808 1863 1918 1976 2035
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 2016 2076 2139 2203 2269 2337 2407 2479 2554 2630
Costo Transporte MUS$ 1024 1054 1086 1119 1152 1187 1222 1259 1297 1336
Flujo de Caja Libre US$ 1162 1197 1232 1269 1217 1347 1387 1429 1472 1411
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
162
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 4613 7528 10901 13384 13683 13988 14301 14620 14948 15283
- Costos totales MUS$ 4897 4864 5233 5338 5558 5647 5808 5973 6144 6398
Flujo de Caja Libre MUS$ -284 2664 5668 8046 8125 8341 8493 8647 8804 8885
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 9463 29392
TIR 17 22
RETORNO INVERSION Antildeos 502
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 15625 15976 16335 16702 17078 17463 17856 18259 18672 19094
- Costos totales MUS$ 6500 6686 6877 7074 7367 7484 7699 7919 8146 8485
Flujo de Caja Libre MUS$ 9125 9290 9458 9628 9711 9978 10157 10340 10525 10609
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
163
TABLA DE CONTENIDO
INTRODUCCIOacuteN 1
JUSTIFICACIOacuteN 2
OBJETIVO GENERAL 3
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS 3
DISENtildeO METODOLOacuteGICO 4
1 GENERALIDADES 5
11 EMPRESA ECOPETROL SA 5
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 6
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE 10
2 MARCO TEOacuteRICO 14
21 GAS NATURAL 14
211 Tipos de Gas Natural 14
212 Propiedades del Gas Natural 15
213 Impacto Medio Ambiental 15
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA 16
221 Balance de la actividad exploratoria 17
222 Balance de reservas 18
223 Balance de produccioacuten 19
224 Suministro de gas 20
225 Volumen de gas por gasoductos 21
226 Red de gasoductos 22
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten 23
228 Demanda de gas 25
229 Precios del gas 26
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL 27
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural 31
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural 31
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural 31
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL 32
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica 34
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo 36
243 Gas natural para la industria 37
244 Gas natural para uso vehicular 38
245 Gas natural para uso domeacutestico 38
246 Gas natural para trigeneracioacuten 38
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving 39
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido 40
3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE 43
31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL 47
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN
DE CHICHIMENE 51
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL 59
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA 62
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL 66
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas 67
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO 68
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
78
44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING 81
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
86
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 92
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN 99
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS 101
6 CONCLUSIONES 107
LISTA DE TABLAS
TABLA 1 RESUMEN DE PRODUCCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE A ENERO DE 2014 8
TABLA 2 PLAN QUINQUENAL PARA INCREMENTO DE PRODUCCIOacuteN DE GAS CAMPO CHICHIMENE 9
TABLA 3 BALANCE DE LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA 18
TABLA 4 DISTRIBUCIOacuteN DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN GPC 19
TABLA 5 PRODUCCIOacuteN FISCALIZADA EN GPC 19
TABLA 6 CAMPOS PRODUCTORES DE GAS NATURAL EN MMSCFD 2012 20
TABLA 7 SUMINISTRO DE GAS NATURAL EN MMSCFD 21
TABLA 8 VOLUacuteMENES DE GAS TRANSPORTADO EN MMSCFD 22
TABLA 9 LONGITUD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN KM 23
TABLA 10 COBERTURA DEL GAS NATURAL 24
TABLA 11 USUARIOS DE GAS NATURAL 25
TABLA 12 DEMANDA DE GAS NATURAL EN MMSCFD 26
TABLA 13 COMPONENTES TARIFARIOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS NATURAL EN
$M3 27
TABLA 14 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL ESTABLECIDAS POR LA CREG 28
TABLA 15 CONDICIONES REQUERIDAS POR LA CREG 33
TABLA 16 CROMATOGRAFIacuteA DEL GAS CHICHIMENE EN ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 43
TABLA 17CONDICIONES Y COMPOSICIONES DE ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA GAS DE
RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE 49
TABLA 18 CONDICIONES DE CALIDAD DE GAS NATURAL CREG VS CONDICIONES FINALES CON
TRATAMIENTO DE GAS EN ASPEN PLUS 50
TABLA 19 BASES DE CAacuteLCULO PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS ndash ESCENARIO (P50) 51
TABLA 20 INVERSIOacuteN DE LA PLANTA DE PROCESO DE GAS PARA ESCENARIOS DE PRODUCCIOacuteN
DE GAS (P50) Y (P90) 52
TABLA 21 COSTOS DE OPERACIOacuteN SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 54
TABLA 22 COSTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 55
TABLA 23 REQUERIMIENTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA PARA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA
PLANTA DE TRATAMIENTO (4MMPCD) 56
TABLA 24 COSTOS OPERACIONALES PLANTA DE PROCESO EN ESCENARIO PRODUCCIOacuteN DE
GAS (P50) 58
TABLA 25 COSTO ESTIMADO DE VENTEO O QUEMA DEL GAS CHICHIMENE 63
TABLA 26 FACTORES ACTIVIDAD Y EMISIOacuteN FIJADOS POR IPCC Y COMPARACIOacuteN EMISIONES
CUSIANA CON LAS DEL CAMPO CHICHIMENE 65
TABLA 27 RESUMEN CONSUMO DE POZOS EN EL CAMPO CHICHIMENE 66
TABLA 28 FACTORES DE REFERENCIA GENEacuteRICOS PARA TURBINAS A GAS 69
TABLA 29 DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES ISO Y CONDICIONES DEL CAMPO CHICHIMENE 72
TABLA 30 PARAacuteMETROS OBTENIDOS POR CAMBIOS EN TEMPERATURA HUMEDAD Y PRESIOacuteN 72
TABLA 31 CONDICIONES CON LAS QUE SE TRABAJARIacuteA LA TURBINA EN EL CAMPO CHICHIMENE
73
TABLA 32 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 45 MWE 75
TABLA 33 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 76
TABLA 34 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA DE 45 MWE 77
TABLA 35 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 77
TABLA 36 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y MANTENIMIENTO DE GASODUCTO 79
TABLA 37 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y OPERACIOacuteN PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING MADRE 85
TABLA 38 TARIFAS DEL GAS NATURAL RESIDENCIAL PARA 2014 EN COLOMBIA 87
TABLA 39 PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS DE GLP EN COLOMBIA 88
TABLA 40 COSTOS DE UNA UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO DE 130
KW 88
TABLA 41 COSTOS POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 M3 90
TABLA 42 DATOS PRODUCCIOacuteN DEL SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 92
TABLA 43 BALANCE DE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO DE LIacuteNEA TRONCAL 16 DE DIAacuteMETRO 95
TABLA 44 DATOS DE CAacuteLCULO PARA ESPESOR DEL REVESTIMIENTO 95
TABLA 45 ECUACIONES EMPLEADAS PARA CAacuteLCULOS DE ESPESOR DE REVESTIMIENTO 96
TABLA 46 BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR FLUIDOS 97
TABLA 47 COSTOS DE INVERSIOacuteN DE EQUIPOS PRINCIPALES PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO
97
TABLA 48 EVALUACIOacuteN CUALITATIVA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS 102
TABLA 49 CARGOS MAacuteXIMOS PARA SISTEMA DE TRANSPORTE DE CENTRO 140
TABLA 50 CARGOS MAacuteXIMOS POR SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR 140
TABLA 51 FACTORES DE EMISIOacuteN POR TIPO DE COMBUSTIBLE 145
TABLA 52 EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE 146
TABLA 53 BASE DE CAacuteLCULO EN GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
TABLA 54 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
DE GAS 148
TABLA 55 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y CALENTAMIENTO 150
TABLA 56 COSTO DE AISLAMIENTO TEacuteRMICO DE LA LIacuteNEA TRONCAL DE 16 PULGADAS 154
TABLA 57 SISTEMA DE RESPALDO POR FALLA EN LA PLANTA DE CALENTAMIENTO 154
TABLA 58 BASE DE CAacuteLCULO PARA TRATAMIENTO DE GAS Y PLANTA TEacuteRMICA 155
TABLA 59 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y GNC 159
LISTA DE ILUSTRACIONES
ILUSTRACIOacuteN 1 DISENtildeO METODOLOacuteGICO DEL PROYECTO 4
ILUSTRACIOacuteN 2 CAMPOS OPERADOS POR ECOPETROL EN EL META 5
ILUSTRACIOacuteN 3 UBICACIOacuteN DEL CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 7
ILUSTRACIOacuteN 4 CURVA DE PRODUCCIOacuteN DE GAS LIBRE Y GAS ASOCIADO 10
ILUSTRACIOacuteN 5 UBICACIOacuteN DEL MUNICIPIO DE ACACIacuteAS 11
ILUSTRACIOacuteN 6 GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute 12
ILUSTRACIOacuteN 7 PROYECTOS PARA EL DEPARTAMENTO DE META 13
ILUSTRACIOacuteN 8 PRONOacuteSTICO DE CONSUMO ENERGEacuteTICO MUNDIAL A PARTIR DE DIFERENTES
FUENTES DE ENERGIacuteA 17
ILUSTRACIOacuteN 9 ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA EL GAS NATURAL 30
ILUSTRACIOacuteN 10 CENTRAL TEacuteRMICA CONVENCIONAL A GAS 34
ILUSTRACIOacuteN 11 ESQUEMA GENERAL DE UNA CENTRAL CICLO COMBINADO 35
ILUSTRACIOacuteN 12 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA DE COGENERACIOacuteN 36
ILUSTRACIOacuteN 13 PRODUCTOS PETROQUIacuteMICOS OBTENIDOS A PARTIR DE GAS NATURAL 37
ILUSTRACIOacuteN 14 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA PEAK SHAVING 40
ILUSTRACIOacuteN 15 CADENA DEL GNC 41
ILUSTRACIOacuteN 16 MODELO DE TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO
CHICHIMENE 46
ILUSTRACIOacuteN 17 INVERSIOacuteN PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS VS CANTIDAD DE GAS PARA
ESCENARIOS (P50) Y (P90) 53
ILUSTRACIOacuteN 18 COSTOS DE OPERACIOacuteN Y ENERGIacuteA PARA ESCENARIO P50 57
ILUSTRACIOacuteN 19 SISTEMA ACTUAL DE RECOLECCIOacuteN Y PROCEDIMIENTO A REALIZAR PARA
VALORAR ALTERNATIVAS AL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 60
ILUSTRACIOacuteN 20 EMISIONES DE CO2 VS CANTIDAD DE GAS QUEMADO EN TEA (P50) 65
ILUSTRACIOacuteN 21 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A GAS 67
ILUSTRACIOacuteN 22 DATOS GENERALES TURBINA TITAN-250 70
ILUSTRACIOacuteN 23 CONDICIONES ISO DE OPERACIOacuteN Y DEL CAMPO CHICHIMENE 71
ILUSTRACIOacuteN 24 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS EN COLOMBIA 82
ILUSTRACIOacuteN 25 BALANCE DE GAS TOTAL EN COLOMBIA DEMANDA VS OFERTA 83
ILUSTRACIOacuteN 26 DIAGRAMA DE PROCESO DE CALENTAMIENTO DE CRUDO EN LA ETAPA DE
RECOLECCIOacuteN 93
ILUSTRACIOacuteN 27 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD EXIGIDAS POR CREG 133
ILUSTRACIOacuteN 28 CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA AL SNT 134
ILUSTRACIOacuteN 29 CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA AL SNT 135
ILUSTRACIOacuteN 30 ENTRADAS Y SALIDAS AL SNT 138
ILUSTRACIOacuteN 31 CAacuteLCULO PARA NODOS INTERMEDIOS AL SNT 139
LISTA DE ANEXOS
ANEXO A PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 111
ANEXO B PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 115
ANEXO C CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 119
ANEXO D CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 120
ANEXO E RESUMEN CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE 122
ANEXO F FLUJO DE CAJA PARA COSTO UNITARIO POR EL SERVICIO DE COMPRESIOacuteN Y
ALMACENAMIENTO 123
ANEXO G CONFIGURACIOacuteN CLUacuteSTERS EN TRONCAL NORTE 125
ANEXO H PRECIOS DE REFERENCIA DE GAS NATURAL DE CAMPO GUAJIRA Y OPOacuteN 127
ANEXO I MARCO REGULATORIO E INFRAESTRUCTURA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA 127
ANEXO J ESPECIFICACIONES PROYECTO TERMO SAN FERNANDO 141
ANEXO K MEDICIOacuteN DE IMPACTOS AMBIENTALES PARA EL CAMPO CHICHIMENE 145
ANEXO L LIacuteNEA BASE DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
ANEXO M FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS 148
ANEXO N FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y CALENTAMIENTO 150
ANEXO O FLUJO DE CAJA PARA PLANTA TEacuteRMICA 155
ANEXO P FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y GNC 159
GLOSARIO
ABSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas pasan de una primera fase a otra incorporaacutendose al volumen de la segunda fase
ADSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas son atrapados o retenidos en la superficie de un material
AMINAS Compuestos quiacutemicos orgaacutenicos derivados del amoniacuteaco Seguacuten se sustituyan uno dos o tres hidroacutegenos las aminas son primarias secundarias o terciarias respectivamente
BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES Sistema de levantamiento artificial maneja altas tasas de flujo y se encarga de desplazar voluacutemenes de crudo con alta eficiencia en yacimientos potencialmente rentables y en pozos profundos
BUTANO Gas maacutes pesado que el aire su foacutermula condensada es C4H10
CAacuteMARA DE COMBUSTIOacuteN Lugar donde se realiza la combustioacuten del combustible con el comburente en aplicaciones como turbinas a gas
CICLO COMBINADO Coexistencia de dos ciclos termodinaacutemicos en un sistema en el cual en uno el fluido de trabajo es vapor de agua y en el otro es un gas producto de una combustioacuten o quema
COGENERACIOacuteN Proceso de obtencioacuten de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica a partir de energiacutea primaria
COMBUSTIBLES FOacuteSILES Formados a partir de restos orgaacutenicos de plantas y animales muertos entre ellos se encuentra el petroacuteleo gas natural y carboacuten
COMPRESOR Maacutequina de fluido que su funcioacuten es aumentar la presioacuten y desplazar cierto tipo de fluidos como gases y vapores
CONDICIONES ESTAacuteNDAR Estado de referencia empleado para calcular propiedades bajo diferentes condiciones 60degF y 147 psia
CRACKING Conocido como destilacioacuten secundaria la cual rompe o descompone hidrocarburos de elevado peso molecular (Como gas oil y fuel oil) en compuestos de menor peso molecular (Naftas)
CRUDO EXTRA PESADO Petroacuteleo crudo que no fluye con facilidad y se ha definido con un iacutendice API inferior a 20deg
DESTILACIOacuteN Operacioacuten de separar mediante vaporizacioacuten y condensacioacuten en los diferentes componentes liacutequidos soacutelidos disueltos en liacutequidos o gases licuados de una mezcla
ENERGIacuteA PRIMARIA Forma de energiacutea disponible en la naturaleza antes de ser convertida o transformada
ETANO Gas ligeramente maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C2H6 Se obtiene por fraccionamiento de los liacutequidos del gas natural
FENOacuteMENO DEL NINtildeO Fenoacutemeno meteoroloacutegico que consiste en cambio de patrones de movimiento de corrientes marinas provocando superposicioacuten de aguas caacutelidas
GAS AacuteCIDO Gas que contiene cantidades apreciables de aacutecido sulfhiacutedrico CO2 y agua Se obtiene del tratamiento del gas amargo huacutemedo con bases faacutecilmente regenerables como son la monoetanolamina y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propoacutesito
GAS AMARGO Gas natural que contiene derivados del azufre tales como aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de diversos procesos de refinacioacuten
GAS ASOCIADO Gas natural que se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite crudo del yacimiento puede ser clasificado como gas libre o en solucioacuten
GAS DULCE Gas natural libre de aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos y otros derivados de azufre Existen yacimientos de gas dulce pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes quiacutemicos solventes fiacutesicos o adsorbentes
GAS HUacuteMEDO Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos
GAS LIFT Meacutetodo de levantamiento artificial en el cual se inyecta gas a alta presioacuten en la tuberiacutea del pozo con el fin de aligerar la columna hidrostaacutetica en la tuberiacutea de produccioacuten o desplazar fluidos hacia la superficie en forma de tapones liacutequidos
GAS NATURAL Mezcla gaseosa en la que sus componentes principales son el metano etano propano butano pentano y hexano Cuando se extrae de los pozos generalmente contiene aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos CO2 y vapor de agua como impurezas
GAS NO ASOCIADO Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
GAS SECO Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos maacutes pesados que el metano
GASODUCTO Tuberiacutea que transporta gas a grandes distancias
GEI Gases de efecto invernadero Entre ellos estaacute el vapor de agua dioacutexido de carbono y metano
GENERADOR Dispositivo que produce energiacutea eleacutectrica a partir de energiacutea mecaacutenica
GRAVEDAD API Medida de densidad que en comparacioacuten con el agua precisa lo pesado o liviana que es el tipo de petroacuteleo
HEAT RATE Consumo teacutermico especiacutefico neto Relacioacuten entre energiacutea teacutermica neta suministrada por el combustible y la cantidad de energiacutea eleacutectrica neta generada en la frontera comercial por una unidad o planta
INTERCAMBIADOR DE CALOR Dispositivo que transfiere calor entre dos medios
LICUEFACCIOacuteN Cambio de estado que ocurre cuando una sustancia cambia de estado gaseoso a estado liacutequido por disminucioacuten de temperatura y aumento de presioacuten llegando a una sobrepresioacuten elevada
LINE PACK Gas almacenado en un gasoducto
MTBE Eter Metil Terbutiacutelico Sustancia quiacutemica usada en la gasolina como aditivo
NAFTA Conocida como eacuteter de petroacuteleo Derivado del petroacuteleo usado como diluyente en la industria petrolera debido a su alta viscosidad
OLEFINAS Hidrocarburos con dobles enlaces carbono-carbono Los principales son etileno y propileno
OLEODUCTO Tuberiacutea usada para transporte de petroacuteleo y sus derivados a grandes distancias
PENTANO Hidrocarburos saturados de foacutermula empiacuterica C5H12 Existen en las fracciones de maacutes bajo punto de ebullicioacuten de la destilacioacuten del petroacuteleo
PROCESO ADIABAacuteTICO Sistema en el que no se intercambia calor con su entorno
PROPANO Gas maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C3H8
QUEROSENO Liacutequido transparente obtenido por destilacioacuten del petroacuteleo usado como combustible en turbinas a gas
REFORMING Proceso que transforma una gasolina de un nuacutemero de octano bajo en otra con nuacutemero de octano elevado
REGASIFICACIOacuteN Proceso que consiste en calentar el Gas Natural Licuado para convertirlo en Gas Natural y poder consumirlo en calderas o quemadores o para exportarlo fuera de la planta de regasificacioacuten para usos industriales o domeacutesticos
SHALE GAS Hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino
SYNFUEL Combustible diesel sinteacutetico producido a partir de gas natural el cual no contiene azufre ni aromaacuteticos
TORRES DE ABSORCIOacuteN Equipo de contacto gas-liacutequido donde el liacutequido es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en el gas
TORRE SEPARADORA Equipo de contacto gas-liacutequido donde el gas es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en un liacutequido
TRONCALES Oleoductos principales para el transporte de petroacuteleo
VENTEO No aprovechamiento del gas que surge de un pozo de petroacuteleo y se quema (En tea) por motivos de seguridad
YACIMIENTO PETROLIacuteFERO Depoacutesito o reservorio petroliacutefero Es una acumulacioacuten natural de hidrocarburos en el subsuelo contenidos en rocas porosas o fracturadas (Roca almacenamiento)
RESUMEN
TIacuteTULO ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN EN EL CAMPO CHICHIMENE
AUTOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPCIOacuteN
El presente estudio busca analizar y evaluar conceptualmente la utilizacioacuten del gas en solucioacuten producido en el Campo Chichimene el cual se viene disponiendo para consumo de la misma operacioacuten y el sobrante se estaacute venteando o quemando La produccioacuten de gas que se evaluaraacute es del orden de 500000 pies cuacutebicos por diacutea (05 MMSCFD) partiendo de la base de que este gas como miacutenimo se debe tratar para que cumpla condiciones de aprovechamiento en la misma operacioacuten o para uso externo Se determinaraacuten criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de las diferentes alternativas para lo cual se tendraacuten en cuenta aspectos tales como tiempo de implementacioacuten o ejecucioacuten de las mismas el impacto en el medio ambiente y sobre todo si algunas alternativas pueden ser aplicadas en la misma operacioacuten o en su defecto este gas pueda disponerse para la venta o consumo domiciliario e industrial
Con base en la situacioacuten actual cualquier alternativa que se pretenda llevar a cabo para la utilizacioacuten de este gas resulta conveniente desde el punto de vista operacional ya que se mitigaraacute el impacto en el medio ambiente y asiacute mismo se cumpliraacute con la normatividad ambiental No obstante se busca elegir la alternativa que no requiera de mucho tiempo para su implementacioacuten asiacute como tambieacuten la que favorezca a la operacioacuten del Campo y por ende a ECOPETROL
Palabras Claves Gas en Solucioacuten Venteo Quema Condiciones de Aprovechamiento Alternativas
ABSTRACT
TITLE CONCEPTUAL ANALYSIS OF THE SELECTION OF ALTERNATIVES FOR THE DEVELOPMENT OF THE GAS COLLECTION AT CHICHIMENE FIELD
AUTHOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPTION
The present study aims to perform a conceptual design and analysis for the use of gas in solution produced in the Chichimene field this gas is regularly consumed in the same operation and the surplus is vented or burned The gas production to be evaluated is about 500000 cubic feet per day (05 MMSCFD) on the basis that this gas must be treated to reach some conditions for its use in the same operation or for external usage Some criteria are defined to build an evaluation matrix of the different alternatives that includes execution time or implementation of these aspects the impact on the environment and especially if some alternatives can be applied in the same operation whether this gas can be available to sale or for domestic and industrial consumption
Based on the current situation any alternative looking for recovering and using this gas will be convenient from an operating point of view because it will result in the mitigation of negative impacts on the environment and comply with the environmental regulations However it is imperative to have an alternative that does not require large periods to be implemented and that also be beneficial for the operation of the field and thus to ECOPETROL as well
Key Words Gas in solution Vent Burning Achievement Terms Alternatives
1
INTRODUCCIOacuteN
El Campo Chichimene estaacute localizado en la cuenca de produccioacuten de hidrocarburos de los Llanos orientales de Colombia es conocido por su crudo extra pesado fue descubierto por la empresa Chevron en 1969 y fue revertido a ECOPETROL SA en el antildeo 2000 Actualmente tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos de gas asociado (4 MMSCFD) a la produccioacuten de 50000 barriles de crudo por diacutea (BOPD) de una gravedad API de 14deg a una temperatura de 125degF
Con relacioacuten al gas producido un porcentaje de este se consume en el proceso de extraccioacuten y tratamiento de los fluidos producidos en este campo y el excedente se ventea o se quema esto uacuteltimo genera un impacto negativo en los ingresos y sobre todo la repercusioacuten negativa para la operacioacuten ya que se estaacute afectando el entorno y el medio ambiente
Lo anterior conlleva en forma urgente a buscar opciones para el aprovechamiento de este gas partiendo de un anaacutelisis de la situacioacuten del negocio del gas a nivel paiacutes en la misma operacioacuten del campo productor lo cual permitiraacute en este estudio encontrar alternativas viables para su uso y sobre todo que su implementacioacuten se lleve a cabo en el inmediato o corto plazo en aras de mitigar el impacto ambiental
De otra parte dada la complejidad que tiene el sistema de recoleccioacuten y transporte del crudo producido por ser eacuteste un crudo pesado y con una alta viscosidad requiere se le inyecte nafta como diluyente desde la cabeza del pozo de tal forma que se pueda transportar por tuberiacutea hasta la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y posteriormente almacenarlo y bombearlo hacia la estacioacuten de almacenamiento de Apiay Este proceso de dilucioacuten con nafta conlleva a que casi todos los fluidos se mezclen y solo una parte del gas asociado alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea se logran separar en la fase de recoleccioacuten
Partiendo de lo anterior en este estudio se miraraacuten alternativas de uso de gas natural enfocaacutendose principalmente en aquellas que puedan cumplir con el volumen de gas potencialmente disponible de la fase de recoleccioacuten las que mitiguen el impacto ambiental y en lo posible las alternativas que no requieran de largos plazos para su ejecucioacuten
2
JUSTIFICACIOacuteN
La tendencia actual a nivel mundial es obligar a las empresas y a la sociedad en general a utilizar combustibles maacutes limpios y que afecten muy poco el medio ambiente Esto ha hecho que el gas natural sea una opcioacuten energeacutetica positiva pues su consumo es de bajo impacto frente a otros combustibles foacutesiles Su consumo ha aumentado considerablemente a nivel mundial y se mantendraacute por muchos antildeos como una fuente de energiacutea primaria desplazando al petroacuteleo y al carboacuten como combustibles foacutesiles
El gas asociado a la produccioacuten de crudo extra pesado del Campo Chichimene tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea (4 MMSCFD) del cual se dispone hoy diacutea alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea (05 MMSCFD) como gas libre del proceso de recoleccioacuten Este gas tiene una composicioacuten que supera las condiciones para transporte y consumo seguacuten lo establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas de Colombia ldquoCREGrdquo Este gas se estaacute quemando o venteando a la atmoacutesfera lo cual genera un impacto negativo al medio ambiente
Actualmente Colombia exporta a Venezuela 150 millones de pies cuacutebicos por diacutea de gas natural (150 MMSCFD) y se mantendraacute en esta condicioacuten siempre y cuando las reservas aumenten en la misma proporcioacuten que el consumo y que las condiciones climaacuteticas del paiacutes se mantengan estables y no se vea afectada la demanda por fenoacutemenos como El Nintildeo donde los requerimientos de energiacutea eleacutectrica la soportan las centrales termoeleacutectricas Seguacuten la UPME siacute en estos antildeos no se incorporan nuevas reservas de gas y con la demanda que estaacute requiriendo el paiacutes es posible que en el antildeo 2018 Colombia deba importar gas
Con base en lo anterior este trabajo se enfocaraacute en identificar analizar y evaluar conceptualmente alternativas que permitan utilizar el gas asociado para produccioacuten de energiacutea eleacutectrica consumo in situ como combustible entre otras ya que de no ser asiacute el gas se seguiraacute sometiendo a quema o venteo y no tendraacute un aprovechamiento energeacutetico
3
OBJETIVO GENERAL
Analizar e identificar alternativas de solucioacuten que garanticen el uso adecuado del gas de recoleccioacuten y su aprovechamiento energeacutetico aplicado al Campo Chichimene
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
Identificar alternativas para el aprovechamiento energeacutetico del gas de
recoleccioacuten del Campo Chichimene Seleccionar diferentes opciones que permitan obtener beneficios operativos
y reducir el impacto ambiental causado por la presencia del gas asociado en los sistemas de produccioacuten de crudo extra pesado
Determinar criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de alternativas
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DISENtildeO METODOLOacuteGICO
Tipo de investigacioacuten
La investigacioacuten fue descriptiva se analizoacute el sistema actual y mediante la recopilacioacuten de informacioacuten se determinaron las alternativas para aprovechar el gas de produccioacuten del Campo Chichimene Seguidamente se realizoacute un estudio conceptual de cada una de las alternativas para determinar mediante criterios cuaacutel alternativa seriacutea la maacutes viable al lograr reducir el impacto ambiental por la presencia del gas de produccioacuten del campo
En esta parte se muestran las diferentes consideraciones que se tuvieron en cuenta a lo largo del desarrollo del proyecto y el detalle de cada una de las etapas En la ilustracioacuten 1 se muestra el disentildeo metodoloacutegico que se llevoacute a cabo para el desarrollo del proyecto
Ilustracioacuten 1 Disentildeo Metodoloacutegico del Proyecto
Fuente Autora
1 INICIO DEL PROYECTO
bullSe realizoacute la buacutesqueda de informacioacuten en la que se incluyoacute libros tesis y resoluciones con los que se pudo seleccionar alternativas de aprovechamiento del gas de produccioacuten del Campo Chichimene
2 PRELIMINARES
bullFijadas las alternativas se procedioacute a realizar el tratamiento requerido para llevar el gas a condiciones reguladas por la CREG mediante el Software Aspen Plus
3 RECOPILACIOacuteN DE DATOS Y SIMULACIONES
bullConsiderando alternativas viables en base a datos actuales del campo se procedioacute a realizar una matriz de evaluacioacuten de las alternativas
4 ANAacuteLISIS DE RESULTADOS TEacuteCNICO ECONOacuteMICOS
bullA partir de la matriz de evaluacioacuten se hizo recomendaciones sobre la opcioacuten que beneficie al medio ambiente genere beneficios operativos y que su plazo de ejecucioacuten sea inmediato o de corto plazo
5 FIN DEL PROYECTO
5
1 GENERALIDADES
11 EMPRESA ECOPETROL SA
ECOPETROL SA es una empresa de caraacutecter comercial de orden nacional vinculada con el Ministerio de Minas y Energiacutea Actualmente es la empresa maacutes grande del paiacutes y principal petrolera en Colombia Especializada en actividades de la cadena del petroacuteleo y gas operando de manera directa Participa en proyectos de exploracioacuten produccioacuten refinacioacuten y transporte Ademaacutes en operaciones ldquoUpstreamrdquo ECOPETROL SA domina la industria de petroacuteleo y gas en Colombia En la ilustracioacuten 2 se muestra los campos que actualmente opera ECOPETROL en el Meta
Ilustracioacuten 2 Campos operados por ECOPETROL en el Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
ECOPETROL trabaja en el Meta a traveacutes de la Superintendencia de Operaciones Apiay que administra los campos
Apiay Suria Reforma-Libertad
Castilla-Chichimene Valdivia-Almagro
6
En el Meta la empresa cuenta con produccioacuten asociada en los municipios de Puerto Loacutepez y Puerto Gaitaacuten Su socia Metapetroleum opera el Campo Rubiales con una produccioacuten promedio de 14000 BOPD Su otra socia Hupecol opera los Campos Elizita Peguita Peguita-II y Peguita-III con una produccioacuten promedio diaria de 6400 BOPD
La infraestructura de transporte de crudo en el Meta estaacute integrada por una red que inicia desde cada uno de los pozos de produccioacuten y transporta el crudo por liacuteneas de estacioacuten-estacioacuten hasta entregarlo en el Departamento del Casanare donde se mide su viscosidad calidad API y contenido de agua y azufre entre otros Alliacute se almacena antes de enviar una parte a refinar al Complejo Industrial de Barrancabermeja y otra a puertos de exportacioacuten
En los Campos de produccioacuten de Castilla-Chichimene y Apiay se producen crudos Castilla Blend (crudo pesado que es diluido con nafta al 17 hasta alcanzar una densidad de 183 degAPI) y la Mezcla Apiay (crudo de aproximadamente 213 degAPI) Los dos son transportados alternadamente por las mismas liacuteneas de flujo Aproximadamente se transportan por estos oleoductos 95000 BOPD producidos en el Meta de los cuales 66000 son Castilla Blend crudo que en su mayoriacutea se exporta La Mezcla Apiay es maacutes liviana y es enviada al Complejo Industrial de Barrancabermeja para convertirla en productos refinados
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE
Administrado desde enero 31 de 2000 y operado desde julio 31 del mismo antildeo por la Gerencia Llanos de ECOPETROL SA se encuentra entre las siguientes coordenadas (1045000 E 915000 N) y (1051500 E 921000 N) con una extensioacuten superficial de 3600 hectaacutereas y con un aacuterea de yacimiento de 1335 hectaacutereas Estaacute localizado a 4 Km al sureste del municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta En la ilustracioacuten 3 se muestra la ubicacioacuten del campo petrolero Chichimene en el mapa de Colombia
7
Ilustracioacuten 3 Ubicacioacuten del Campo Petrolero Chichimene
Fuente httpwwwecopetrolcomcoespecialesmapa_infraestructurahtm
El campo Chichimene fue descubierto por Chevron en 1969 con la perforacioacuten del pozo Chichimene-1 el cual inicioacute produccioacuten en el antildeo de 1985 con el contrato de asociacioacuten Cubarral el cual culminoacute el 30 de enero de 2000 tras lo cual ECOPETROL suscribioacute un contrato por 6 meses con Chevron para su administracioacuten Terminado este contrato y tras adelantar un estudio de explotacioacuten adicional del campo la Gerencia Llanos de ECOPETROL entroacute a operar directamente En el antildeo 2001 se empezoacute a producir un crudo extra pesado de aproximadamente 7-9 degAPI de la formacioacuten productora San Fernando (unidad operacional T2) con el pozo Chichimene-18 A pesar de su alta densidad el crudo de la formacioacuten San Fernando es moacutevil a condiciones de yacimiento debido a las elevadas temperaturas Esta formacioacuten produce cerca de 55000 BOPD usando bombas electrosumergibles como meacutetodo de levantamiento artificial El campo Chichimene cuenta con dos troncales las cuales transportan tipo de fluido diferente la troncal T2 transporta crudo extra pesado con gravedades API entre 10-12 y la troncal K1-K2 transporta crudo pesado con gravedades API entre 18-24 Actualmente el campo Chichimene cuenta con 153 pozos perforados de los cuales 20 producen crudo de 179 degAPI de las unidades K1-K2 y 117 pozos de 122 degAPI producen de la unidad T2 En este momento se encuentran 16 pozos
8
inactivos de la formacioacuten San Fernando La produccioacuten del campo a enero de 2014 es alrededor de 60000 BOPD1 A continuacioacuten en la tabla 1 se muestra un resumen detallado de la produccioacuten del campo Chichimene a enero de 2014 en ella se muestra el potencial de gas del campo barriles de agua y de petroacuteleo que el campo produce y la gravedad API de cada una de las troncales
Tabla 1 Resumen de Produccioacuten del Campo Chichimene a Enero de 2014
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En el plan quinquenal de pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo Chichimene se tiene previsto incrementar la produccioacuten de gas a traveacutes de rehabilitacioacuten de pozos gasiacuteferos como tambieacuten por la implementacioacuten de mejoras en la planta de tratamiento del campo A continuacioacuten en tabla 2 se observa el cronograma de produccioacuten incremental hasta el antildeo 2018 en el cual se puede ver que para el antildeo 2017 se tiene una produccioacuten de gas libre disponible para su uso cerca de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea
1 En el Anexo A se aprecia un resumen detallado de la Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en la Troncal Norte Como tambieacuten en el Anexo B se resume la Produccioacuten de crudo y gas de la Troncal Sur
FORMACIOacuteN K1-K2 25012 4037 20974 839 1055 0261 179 19
FORMACIOacuteN SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122 44
SUBTOTAL NORTE 60549 27676 32874 543 3191 0115 139 63
PROMEDIO 961 439 522 51
FORMACIOacuteN K1-K2 364 210 154 423 0 0000 - 1
FORMACIOacuteN SF 34329 31720 2610 76 837 0026 - 73
SUBTOTAL SUR 34693 31930 2764 80 837 0026 74
PROMEDIO 469 431 37 11
TOTAL FORM K1-K2 25376 4247 21128 833 1055 0248 - 20
TOTAL FORM SF 69866 55359 14510 208 2973 0054 - 117
TOTAL ESTACIOacuteN 95242 59606 35638 374 4028 0068 137
PROMPOZO K1-K2 1269 212 1056 833 53 0248 -
PROMPOZO SF 597 473 124 208 25 0054 -
PROMPOZO ESTACIOacuteN 695 435 260 374 29 0068 -
No
POZOS
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTOTAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE
ENERO DE 2014
TRONCAL BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API
9
Tabla 2 Plan quinquenal para incremento de produccioacuten de gas campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En la ilustracioacuten 4 se ve el comportamiento de proyeccioacuten de las curvas de gas con una declinacioacuten del 1 anual sino hay maacutes produccioacuten incremental
Incremetal Total Incremetal Total Incremetal Total
I sem 2014 0 59606 0 4028 0 500
II sem 2014 19 59625 94 4122 307 807
Promedio antildeo
I sem 2015 0 59625 -654 3468 654 1461
II sem 2015 0 59625 -707 2761 707 2168
Promedio antildeo
I sem 2016 0 59625 -670 2091 670 2838
II sem 2016 32 59657 90 2181 510 3348
Promedio antildeo
I sem 2017 17 59674 125 2306 595 3943
II sem 2017 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
I sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
II sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
para aprovechar gas de anulares (pozos por definir)59674 2306 3943
59674
Ampliacioacuten y optimizacioacuten de la fase de separacioacuten de fluidos en
la planta de tratamiento
Optimizacioacuten fase de calentamiento y tanques de
almacenamiento de crudo en la planta de tratamiento En el
Segundo Semestre cantildeoneo de nuevas zonas productoras de
crudo y gas (dos pozos)
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
en tres pozos para aprovechar gas de anulares
BOPD GAS SOLUCION - Mpcd GAS LIBRE - Mpcd
4075
3115
2136
2306 3943
3093
1815
654
59625
59641
PROGRAMAFECHA
PLAN QUINQUENAL PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCION DE GAS CAMPO CHICHIMENE
59616
Reactivacioacuten de dos pozos que presentan alto corte de agua y gas
en el mes de julio y agosto
10
Ilustracioacuten 4 Curva de produccioacuten de gas libre y gas asociado
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE
El campo Chichimene se encuentra en jurisdiccioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta Este municipio se encuentra ubicado en la parte central de Colombia en la zona noroccidental del departamento del Meta Limita por el norte con el municipio de Villavicencio alinderado con el Riacuteo Negro o parte alta del Riacuteo Guayuriba al noroccidente con el municipio de Guayabetal departamento de Cundinamarca al oriente con el municipio de San Carlos de Guaroa al sur con el municipio de Castilla La Nueva al suroccidente con el municipio de Guamal y encierra por el occidente con el departamento de Cundinamarca En la ilustracioacuten 5 se muestra la ubicacioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta en el mapa general de Colombia
11
Ilustracioacuten 5 Ubicacioacuten del Municipio de Acaciacuteas
Fuente httpacacias-metagovcomapas_municipioshtml
El municipio de Acaciacuteas asiacute como parte del aacuterea rural cuenta con servicio de gas domiciliario el cual es suministrado por las empresas Madigas SA y Llanogas La cobertura de dicho servicio es del 80
El gas para este municipio es tomado del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Este gasoducto tambieacuten provee el gas a las ciudades de Villavicencio y Bogotaacute para las centrales termoeleacutectricas Ocoa y Termosuria y para varias poblaciones de los departamentos de Casanare Meta y Cundinamarca2
En la ilustracioacuten 6 se presenta la ubicacioacuten del gasoducto que pasa cerca al campo Chichimene
Es importante sentildealar que el campo Chichimene estariacutea a unos 40 Km de distancia para interconectarse con este sistema de transporte Las troncales que lo componen son
CusianandashApiay Longitud de 149 Km en tuberiacutea de 12rdquo y 10rdquo de diaacutemetro ApiayndashTermocoa Localizado en el Meta con longitud de 364 Km en tuberiacutea
de 6rdquo de diaacutemetro ApiayndashUsme Longitud de 122 Km en tuberiacutea de 6rdquo de diaacutemetro Gasoducto del Ariari Longitud de 601 Km en tuberiacutea de 3rdquo de diaacutemetro
2 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
12
Ilustracioacuten 6 Gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute
Fuente httpwwwtgicomcoindexphpesnuestra-operacionmapa-red-nacional-de-gasoductosgasoducto-cusiana-apiay-bogota
El departamento del Meta y especialmente el aacuterea de los yacimientos de Castilla-Chichimene en jurisdiccioacuten de los municipios de Castilla La Nueva y Acaciacuteas respectivamente son considerados por ECOPETROL como un aacuterea de produccioacuten actual de crudo ECOPETROL ha invertido 1081 millones US$ para llevar a cabo tres grandes proyectos que complementaraacuten la infraestructura actual que se posee en el Meta En la ilustracioacuten 7 se presenta los proyectos que tiene ECOPETROL para desarrollar en el departamento del Meta ademaacutes de un resumen de cada uno de ellos3
3 En el Anexo M se presenta las especificaciones del Proyecto Termo San Fernando que ECOPETROL desea implementar en el Departamento del Meta
13
Ilustracioacuten 7 Proyectos para el Departamento de Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
14
2 MARCO TEOacuteRICO
Este capiacutetulo hace referencia a la identificacioacuten de oportunidades que se tienen en Colombia para utilizar el gas natural para lo cual es necesario analizar el tipo de gas y con base en ello determinar el tratamiento que se debe realizar para llevarlo a condiciones de uso establecidos por la normatividad Colombiana
21 GAS NATURAL
El gas natural se conoce como una mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente de metano (alrededor de 70) la cual existe en los yacimientos en fase gaseosa o en solucioacuten y a condiciones atmosfeacutericas permanece en fase gaseosa Puede encontrarse mezclada con algunas impurezas que no son hidrocarburos tales como N2 CO2 entre otros
El gas natural ha sido el combustible que frente a otros ha presentado un crecimiento maacutes raacutepido en el consumo mundial debido a que posee diferentes tipos de aprovechamiento La industria del gas natural se enfoca en promover el cuidado del medio ambiente frente a otros combustibles En los yacimientos de petroacuteleo es posible encontrar gas el cual es conducido mediante gasoductos a grandes distancias o sino es comprimido para ser transportado por medio terrestre hasta los lugares de consumo
211 Tipos de Gas Natural
2111 Por su origen
Gas Asociado Se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite del yacimiento
Gas No Asociado Se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
2112 Por su composicioacuten
Gas Huacutemedo Mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso del gas natural formada por componentes maacutes pesados que CH4
Gas Seco Compuesta esencialmente por CH4 (alrededor de 94-99)
15
Gas Amargo Contiene derivados del azufre (aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros)
Gas Dulce Libre de derivados del azufre se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo
2113 Por su almacenamiento o procesamiento
Gas Natural Comprimido Gas seco almacenado a alta presioacuten en estado gaseoso
Gas Natural Licuado Compuesto mayormente de CH4 que ha sido licuado por compresioacuten y enfriado para facilitar su transporte y almacenamiento
212 Propiedades del Gas Natural
GOR Relacioacuten GasndashAceite la cual indica que tanto gas hay por cada barril de crudo a condiciones estaacutendar definitiva para conocer el tipo de crudo en un yacimiento
Poder Caloriacutefico A presioacuten constante es la cantidad de calor producido por
la combustioacuten completa de una unidad de volumen o de peso de un combustible a condiciones estaacutendar de tal manera que los productos salen tambieacuten a condiciones estaacutendar Puede encontrarse tanto poder caloriacutefico superior como tambieacuten inferior
Peso especiacutefico Relacioacuten existente entre una masa del gas y el volumen que ocupa en unas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura dadas
Densidad relativa Relacioacuten existente entre el peso especiacutefico con el del aire expresados ambos en las mismas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura
213 Impacto Medio Ambiental
El gas natural es el combustible foacutesil con menor impacto medioambiental en las etapas de extraccioacuten transformacioacuten transporte y utilizacioacuten
16
El uacutenico impacto en la fase de extraccioacuten es que el gas natural se encuentra unido a los yacimientos de petroacuteleo
De otra manera su transformacioacuten es miacutenima limitaacutendose a una fase de purificacioacuten y en algunos casos eliminacioacuten de componentes pesados sin la emisioacuten de efluentes o produccioacuten de escorias
Las consecuencias atmosfeacutericas del uso del gas natural son menores que las de otros combustibles por razones como
La menor cantidad de residuos producidos en la combustioacuten permite su uso como fuente de energiacutea directa en los procesos productivos o en el sector terciario evitando procesos de transformacioacuten como los de plantas de refino del crudo
La misma pureza del combustible lo hace apropiado para su empleo con tecnologiacuteas maacutes eficientes generacioacuten eleacutectrica produccioacuten simultaacutenea de calor y electricidad por medio de sistemas de cogeneracioacuten
Se puede emplear como combustible vehicular permitiendo la calidad medioambiental en las ciudades
Menores emisiones de gases contaminantes (SO2 CO2 NOX CH4) por unidad de energiacutea producida
Menor impacto medioambiental en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles lo cual contribuye a reducir la emisioacuten de GEI
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA
Desde 1970 hasta 1990 la utilizacioacuten de gas natural crecioacute un 87 en el mundo y actualmente representa la cuarta parte del consumo energeacutetico mundial La creciente explotacioacuten de los yacimientos de gas natural ha ido desplazando otras fuentes de energiacutea en todos los sectores de manera que su consumo se incrementa antildeo tras antildeo En la siguiente graacutefica se observa la gran expansioacuten de las energiacuteas renovables a partir del antildeo 2010 se muestra que ademaacutes de ellas se seguiraacute manteniendo el uso de fuentes de energiacutea como el gas agua y energiacutea nuclear Siendo el gas un recurso energeacutetico que mantendraacute su volumen de consumo hasta el antildeo 2030 En la ilustracioacuten 8 se muestra el pronoacutestico del consumo energeacutetico mundial y como el gas natural se mantendraacute hasta el antildeo 2030
17
Ilustracioacuten 8 Pronoacutestico de consumo energeacutetico mundial a partir de diferentes fuentes de energiacutea
Fuentehttpwwwenergysiemenscomhqpoolhqpower-generationpower-plantsgas-fired-power-plantscombined-cycle-powerplantsFlexible_future_for_combined_cycle_USpdf
Lo anterior demuestra que el uso del gas natural en el mundo permaneceraacute por mucho tiempo lo que lo convierte en un negocio importante y estrateacutegico para los paiacuteses que lo producen A continuacioacuten se muestra un breve resumen de la actividad exploratoria balance de reservas produccioacuten infraestructura y consumos de gas en Colombia
221 Balance de la actividad exploratoria
A finales de 2012 se llevoacute a cabo por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos la Ronda Colombia 2012 con resultados no muy favorables donde se asignaron 49 de los 115 bloques que se ofrecieron (43) cifra que resulta muy positiva siacute se tiene en cuenta que el promedio que suele presentarse en las rondas petroleras del mundo es de 30 No obstante de los 31 bloques ofrecidos para explotacioacuten de hidrocarburos no convencionales (shale gas e hidratos de metano) que se ofrecieron soacutelo se adjudicaron 5 para un 16 Se observa a partir del antildeo 2010 cuando se alcanzoacute el maacuteximo del periacuteodo 2008ndash2012 en Km equivalentes de siacutesmica una creciente disminucioacuten en esta importante actividad exploratoria
Colombia debe tratar de revertir esta situacioacuten ya que este es el primer eslaboacuten en la cadena exploratoria en la cual el sector gas y en general el paiacutes entero tienen puestas grandes expectativas para solucionar posibles desabastecimientos
18
en el mediano plazo El maacuteximo histoacuterico en Km equivalentes de siacutesmica fue de 26491 en el antildeo 2006 En la tabla 3 se observa el balance de exploracioacuten para el periacuteodo 2008-2012
Tabla 3 Balance de la actividad exploratoria
Fuente ANH
222 Balance de reservas
Al hacer un comparativo de las reservas totales de gas natural del paiacutes entre 2008 y 2012 se nota una leve disminucioacuten de 247 Gpc obtenieacutendose una reposicioacuten de reservas de 94 siacute se tiene en cuenta que la produccioacuten en los uacuteltimos 4 antildeos fue de 4513 Gpc Al analizar la composicioacuten de estas reservas totales se observa una reclasificacioacuten de ellas ya que un poco maacutes de 50 que se encontraban clasificadas como probables y posibles aparecen a 2012 catalogadas como probadas
De acuerdo con los estudios de estimacioacuten de recursos de gas adelantados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos las cuencas que podriacutean tener mayor prospectividad para yacimientos de gas libre son La Guajira La Guajira Off-shore Valle Inferior del Magdalena Catatumbo Cesar-Rancheriacutea Sinuacute-San Jacinto y Sinuacute Off-shore y gas asociado en cordillera oriental y el borde occidental de la cuenca de los llanos orientales En la tabla 4 se observa el comportamiento de las reservas durante el periacuteodo 2008-20124
4 En el Anexo G se muestra las reservas mundiales probadas de gas natural
19
Tabla 4 Distribucioacuten de reservas de gas natural en Gpc
Fuente ECOPETROL UPME
223 Balance de produccioacuten
En la tabla 5 se muestra el balance de produccioacuten para el periacuteodo 2008-2012 donde se ve una disminucioacuten de la produccioacuten de gas en la Cuenca de los Llanos Orientales representada en sus grandes campos Cusiana Cupiagua y Pauto la cual no debe ser vista como una situacioacuten adversa para el sector gas debido a que estaacute motivada por una mayor reinyeccioacuten de gas para incrementar la produccioacuten en los campos petroliacuteferos Para el segundo semestre de 2013 ECOPETROL espera poner en funcionamiento la planta de gas de Cupiagua la cual inicialmente tendraacute una capacidad de 140 MSCFD y una proyeccioacuten final de 210 MSCFD
Tabla 5 Produccioacuten fiscalizada en Gpc
Fuente Acipet MinMinas
20
En la tabla 6 se observa 30 de los 271 campos productores de gas en el paiacutes los cuales tienen un potencial de 3 MMMSCFD El departamento de Casanare y la Guajira son los que tienen los campos con mayor produccioacuten de gas en el paiacutes
Tabla 6 Campos productores de gas natural en MMSCFD 2012
Fuente MinMinas
224 Suministro de gas
El contrato firmado en 2007 con PDVSA estableciacutea que las exportaciones de gas Colombiano a Venezuela iriacutean hasta enero de 2012 y un mes despueacutes PDVSA exportariacutea gas a Colombia hasta diciembre de 2027 Sin embargo por atrasos en la infraestructura de transporte venezolana estas fechas fueron pospuestas por lo que Colombia seguiraacute exportando gas a Venezuela hasta junio de 2014 y las exportaciones de Venezuela hacia Colombia comenzariacutean en septiembre de ese
21
mismo antildeo Los compromisos contractuales de ECOPETROL con PDVSA para el 2014 eran de 100 MMSCFD sin embargo se estaacuten exportando 150 MMSCFD
En el periacuteodo en estudio La Guajira continuoacute siendo el soporte de maacutes del 50 del suministro de gas natural en Colombia (incluyendo el gas exportado) se incrementoacute en 163 MSCFD el suministro de los campos de los Llanos Orientales se consolidoacute la produccioacuten de La Creciente y se inicioacute en firme el suministro de gas natural del campo Gibraltar en el nororiente colombiano En la tabla 7 se observa el comportamiento del suministro de gas natural para el periacuteodo 2008-2012 el cual crecioacute durante este periacuteodo en un 30
Tabla 7 Suministro de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME Concentra
225 Volumen de gas por gasoductos
El maacuteximo volumen transportado de gas natural en Colombia se registroacute en 2010
como consecuencia del incremento en el consumo de este combustible por parte
del sector termoeleacutectrico a causa del fenoacutemeno del nintildeo El mayor crecimiento
promedio anual en el volumen transportado por empresa en este periacuteodo lo
obtuvo Transoriente (28) motivado por la puesta en marcha en 2012 del nuevo
gasoducto Gibraltar ndash Bucaramanga En la tabla 8 se muestra los voluacutemenes de
gas transportado por los gasoductos de Colombia de 2008 a 20125
5 En el Anexo F se muestra una imagen del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural en Colombia
22
Tabla 8 Voluacutemenes de gas transportado en MMSCFD
Fuente Promigas
226 Red de gasoductos
En este periacuteodo la red de gasoductos del paiacutes incrementoacute en 802 Km destacaacutendose las construcciones de los gasoductos Gibraltar-Bucaramanga (176 Km-Transoriente) Cali-Popayaacuten (117 Km-Progasur) Sardinata-Cuacutecuta (68 Km-Progasur) y Gasoducto Ramal a Oriente (40 Km-Transmetano) para un total en estos cuatro tramos de 401 Km Adicionalmente TGI (181 Km) y Promigas (179 Km) continuaron incrementando su red de gasoductos a traveacutes de un mayor cubrimiento de sus gasoductos regionales y con la construccioacuten de gasoductos alternos en sus gasoductos troncales En la tabla 9 se muestra la longitud en el Sistema Nacional de Transporte que tiene cada una de las empresas
23
Tabla 9 Longitud del Sistema Nacional de Transporte en Km
Fuente Resoluciones CREG Promigas () Los Km de gasoducto TGI incluye los Km de gasoducto de Transcogas
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten
El nuacutemero de usuarios residenciales anillados y conectados a gas natural en todo el paiacutes se incrementoacute durante este periacuteodo motivo por el cual la cobertura efectiva del servicio de gas natural incrementoacute en 6 pasando de 71 en 2008 a 77 en 2012 Actualmente la cobertura es de 8rsquo729000 usuarios
El crecimiento de los usuarios conectados entre 2008 y 2012 se presentoacute en todas sus clasificaciones maacutes de 1rsquo600000 usuarios residenciales 38500 usuarios comerciales y 744 nuevas industrias
La meta establecida por el actual gobierno de conectar 785000 familias durante 2010ndash2014 fue alcanzada en los primeros dos antildeos con un poco maacutes de 900000 familias
En el marco del congreso Naturgas 2013 el gobierno propuso al sector gas la meta de alcanzar en el transcurso de un antildeo 900 poblaciones atendidas y 1rsquo000000 de familias conectadas con gas natural para los 3 primeros antildeos (2010ndash2013) No obstante para ello es necesario seguir trabajando en poliacuteticas que incentiven aspectos fundamentales tales como la continuidad en la construccioacuten de gasoductos regionales y el subsidio de conexiones a los usuarios de menores ingresos a traveacutes de los fondos destinados para ello (FECF y SGR) En la tabla 10 se muestra la cobertura de gas natural en el paiacutes de 2008 a 2012 y su variacioacuten a lo largo de estos antildeos
24
Tabla 10 Cobertura del gas natural
Fuente MinMinas
Antioquia fue el departamento con el mayor nuacutemero de nuevos usuarios conectados a gas natural entre 2008 y 2012 con una cifra muy cercana a los 330000 usuarios seguido por Bogotaacute con un poco maacutes de 255000 y Valle del Cauca con 215000
En el periacuteodo el gas natural llegoacute a 3 nuevos departamentos Caquetaacute (2009) Guaviare (2010) y Putumayo (2012) cubriendo asiacute 24 de los 32 departamentos que conforman el paiacutes Entre los 8 departamentos que no cuentan con ninguacuten municipio conectado a gas natural estaacuten Chocoacute y Narintildeo en el Paciacutefico Arauca Vichada y Guainiacutea en los Llanos Orientales Vaupeacutes y Amazonas en la Amazoniacutea Colombiana y San Andreacutes y Providencia en la regioacuten insular del paiacutes En la tabla 11 se muestra la cantidad de usuarios con gas natural a lo largo del paiacutes durante el periacuteodo 2008 a 2012
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Tabla 11 Usuarios de gas natural
Fuente MinMinas
228 Demanda de gas
Durante 2009 la demanda del sector industrial sufrioacute una disminucioacuten principalmente como consecuencia de la sustitucioacuten del gas natural por carboacuten en gran parte de la industria cementera
Bajo condiciones climaacuteticas normales el sector industrial y comercial es el mayor consumidor de gas natural en el paiacutes solo ante la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo como el observado durante gran parte de 2009-2010 este sector declina esta condicioacuten ante el sector eleacutectrico
La demanda nacional de gas natural en 2012 fue de 856 MSCFD uacutenicamente es superada por la que se presentoacute en 2010 que fue de 861 MSCFD esta uacuteltima
26
afectada por el fenoacutemeno del nintildeo y por ende por un mayor consumo del sector eleacutectrico Por lo anterior se puede afirmar que 2012 fue un gran antildeo de consumos para el sector gas donde solo se advirtioacute una miacutenima disminucioacuten en las cifras de GNV Se muestra en la tabla 12 la demanda de gas natural por sectores en regiones del paiacutes
Tabla 12 Demanda de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME SUI () Se adicionaron los consumos de ECOPETROL
229 Precios del gas
Entre las principales distribuidoras del paiacutes analizadas durante 2012 la tarifa maacutes alta de gas natural fue la de Gases del Oriente motivada por tener el mayor componente de suministro ya que supliacutea la ausencia de gas natural con aire propanado
En la actualidad Gases del Oriente atiende la ciudad de Cuacutecuta y otros municipios de Norte de Santander con gas extraiacutedo del campo Sardinata y procesado en la nueva planta de Tibuacute puesta en marcha por ECOPETROL a comienzos de
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octubre de 2012 ademaacutes de utilizar para ello el nuevo gasoducto Sardinata-Cuacutecuta propiedad de Progasur Por esta razoacuten las tarifas de 2013 de esta distribuidora se encuentran muy cercanas a las del resto del paiacutes En la tabla 13 se muestra los diferentes componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en Colombia
Tabla 13 Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en $m3
Fuente SSPD SUI () Para los componentes presentados se tomoacute como referencia el mercado relevante
maacutes representativo
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL
Consiste en eliminar las impurezas que trae el gas natural como H2O CO2 y H2S Algunos de los componentes que trae el gas natural antes de ser procesado son CH4 H2O H2S CO2 N2 pentanos butano propano y etano
El gas natural debe acondicionarse para poder cumplir con los estaacutendares de calidad especificados por la CREG la cual es conocida como la entidad reguladora de energiacutea y gas en Colombia su principal objetivo es lograr que servicios como energiacutea eleacutectrica gas natural gas licuado de petroacuteleo se preste a
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la mayor cantidad de personas a un menor costo con el fin de garantizar calidad cobertura y expansioacuten para sus usuarios Seguacuten la resolucioacuten de la CREG 071 de 1999 se muestra en la tabla 14 que pautas debe tener el gas natural para poder ser utilizado
Tabla 14 Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Fuente CREG
ESPECIFICACIONES SISTEMA
INTERNACIONAL
SISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a
Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en
estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de
CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
29
Algunos problemas que se pueden tener por la presencia de los siguientes compuestos en el gas natural son
H2S toxicidad del H2S corrosioacuten por presencia de H2S y CO2 ademaacutes en la combustioacuten se puede formar SO2 (altamente toacutexico y corrosivo)
CO2 problemas en el proceso de licuefaccioacuten (almacenamiento) ademaacutes de la disminucioacuten del poder caloriacutefico
Vapor de agua a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas se pueden formar hidratos de metano los cuales pueden obstruir los gasoductos ademaacutes puede formar soluciones aacutecidas en presencia de compuestos como CO2 y H2S
En la ilustracioacuten 9 podemos ver las diferentes etapas que se requieren en el proceso de tratamiento del gas natural y dependiendo del tipo de gas se va transformando hasta obtener un gas natural tratado a condiciones CREG separado de unos productos finales como son el etileno propileno gasolinas naturales entre otros
30
Ilustracioacuten 9 Etapas de Tratamiento para el Gas Natural
Fuente httpprofesoresfi-unammxI3profCarpeta20energEDa20y20ambienteGas20Naturalpdf
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A continuacioacuten se explica cada una de las etapas de tratamiento requeridas para que el gas del sistema de recoleccioacuten del campo cumpla con condiciones CREG
La primera etapa del proceso consiste en la separacioacuten del crudo y el gas si este viene como gas asociado o no asociado En el caso de ser un gas asociado se puede tener un gas amargo (debido a que puede traer en su contenido parte de CO2 H2S) Si el gas viene no asociado al crudo puede presentarse como gas amargo (con contenido de CO2 H2S) gas huacutemedo dulce (con presencia de hidrocarburos liacutequidos) o gas seco (apto para venta u otros usos)
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural
Proceso para eliminar compuestos aacutecidos se limpia el gas mediante la remocioacuten de H2S y CO2 principalmente Existen procesos para desacidificar el gas natural como el Proceso de torres de absorcioacuten con aminas Proceso Benfield Proceso Scot entre otros
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural
Esta etapa tiene como finalidad remover el H2S CO2 mediante una torre de absorcioacuten con soluciones acuosas de aminas que pueden ser DEA (dietanolamina) MEA (monoetanolamina) MDEA (metildietilnolamina) DIPA (diisopropanolamina) la cual ingresa a la torre de absorcioacuten por la parte superior y cae por gravedad el gas ingresa por la parte inferior ascendiendo para encontrarse con la amina que cae cuando entran en contacto el H2S y CO2 son absorbidos por la fase liacutequida de la amina En la parte superior de la torre sale el gas despojado de esas dos sustancias donde finalmente el gas de salida es gas huacutemedo dulce y por la parte inferior sale la amina rica con el material absorbido Existen otros procesos para endulzamiento como el Proceso Clauss Euro Clauss BSR Selectox entre otros
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural
Consiste en la remocioacuten del vapor de agua presente en el gas ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte debido a la formacioacuten de hidratos de metano soacutelidos Dicha remocioacuten se realiza mediante absorcioacuten con TEG (trietilenglicol) en la que el glicol captura al agua y permite la salida del gas seco Una vez obtenido el gas seco se procede a la compresioacuten para obtener las condiciones establecidas por la GREG y finalmente poderlo entregar a la red
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nacional de transporte por gasoducto mediante procesos como Criogeacutenico Turboexpander o Refrigeracioacuten Simple
Por otra parte existe el proceso de fraccionamiento el cual consiste en la separacioacuten de hidrocarburos liacutequidos para obtencioacuten de productos finales como etileno propileno entre otros En el estudio del gas Chichimene la cantidad de gas manejada resulta ser baja y por ende la cantidad de hidrocarburos liacutequidos es miacutenima para separarlos y obtener productos siacute la cantidad de hidrocarburos liacutequidos fuera mayor se podriacutea realizar mediante proceso de Destilacioacuten Fraccionada Despueacutes de tratado el gas se tiene un gas apto para venta con condiciones CREG para poder ser enviado al Sistema Nacional de Transporte o para ser usado como combustible en alguacuten proceso
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL
El gas natural es considerado de los combustibles foacutesiles como el maacutes limpio debido a su composicioacuten quiacutemica ya que principalmente produce CO2 y vapor de agua lo cual conlleva a emisiones de CO2 mucho menores que el petroacuteleo (alrededor de 25 a 30) Su uso principal es como combustible para proporcionar calor impulsar turbinas que producen electricidad o mover motores
Para todas las alternativas planteadas es necesario llevar el gas a condiciones establecidas por la CREG por lo que es obligatorio realizar un tratamiento previo al gas natural con el fin de eliminar hidrocarburos liacutequidos vapor de agua y CO2
6
En la tabla 15 se muestra las condiciones establecidas por la CREG y las correspondientes al gas de Chichimene Los iacutetems sentildealados son aquellos que se requieren tratar debido a que la CREG exige que el gas se encuentre seco libre de CO2 e hidrocarburos liacutequidos siacute se remueven el poder caloriacutefico del gas disminuye
6 En el Anexo M se puede ver detalladamente el Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
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Tabla 15 Condiciones Requeridas por la CREG
Fuente Resolucioacuten CREG 071 de 1999
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Valores Actuales
en Campo
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos56
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2 12965
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3 22067
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5 152
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 01 01 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc0 mgm3
40 degC
10742 MJm3
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREGMUESTRAS DEL
PROCESO DE
RECOLECCIOacuteNRes CREG 071 de 1999
ANALISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENECAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones
Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 nitroacutegeno y
oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
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241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica
Utilizado en centrales termoeleacutectricas para generacioacuten eleacutectrica En Colombia debido a que existe eacutepocas del fenoacutemeno del nintildeo y debido a ello disminuyen las caudales de agua en todo el paiacutes comienzan las centrales hidroeleacutectricas a reducir su nivel de produccioacuten de energiacutea es por eso que las centrales termoeleacutectricas cumplen esta funcioacuten y son las que en ese tiempo despachan su energiacutea a nivel paiacutes Entre las centrales termoeleacutectricas existe la convencional la central de ciclo combinado y la cogeneracioacuten
La central termoeleacutectrica convencional a gas es una instalacioacuten usada para la generacioacuten de energiacutea a partir de la energiacutea liberada en forma de calor mediante la combustioacuten de gas natural (combustible foacutesil) En la ilustracioacuten 10 se aprecia un esquema general de una planta termoeleacutectrica a gas
Ilustracioacuten 10 Central teacutermica convencional a gas
Fuente httpwwwfullquimicacom201304centrales-convencionales-gashtml
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Por otro lado existe la central de ciclo combinado la cual se basa en la produccioacuten de energiacutea a traveacutes de diferentes ciclos una turbina de gas y una turbina de vapor El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro mediante el uso de una caldera HRSG (Heat Recovery Steam Generator) de manera que los gases calientes de escape del ciclo de turbinas de gas entregan la energiacutea necesaria para el funcionamiento del ciclo de vapor acoplado La energiacutea obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada ademaacutes de la generacioacuten eleacutectrica para calefaccioacuten a distancia y para la obtencioacuten de vapor de proceso Algunas de las ventajas son
Sustituir una central teacutermica de ciclo combinado por una de carboacuten o diesel contribuye a la reduccioacuten de GEI
Consume un 35 menos de combustible foacutesil que las convencionales lo cual ayuda a reducir emisiones de CO2 a la atmoacutesfera
La emisioacuten unitaria por KWh producido a traveacutes de plantas de ciclo combinado es menor y sus emisiones de dioacutexido de azufre son despreciables a comparacioacuten con una central de carboacuten o diesel
Tiempo de construccioacuten aproximadamente 30 menor que una planta con carboacuten
Se utiliza menor cantidad de agua en el proceso ya que solo se requiere agua para el ciclo de vapor lo que una central de ciclo combinado con gas natural necesita 13 del agua que se precisa en un ciclo simple de fuel o carboacuten
En la ilustracioacuten 11 se muestra un esquema general del funcionamiento de una central de ciclo combinado
Ilustracioacuten 11 Esquema general de una Central Ciclo Combinado
Fuente httpwwwslidesharenetgbermudezguia-n-3-centrales-trmicas-de-gas
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Finalmente se encuentra la cogeneracioacuten la cual consiste en la produccioacuten simultaacutenea de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica utilizando un uacutenico combustible El calor producido sirve para calefaccioacuten y aire acondicionado o para calentar agua sanitaria la electricidad se utiliza o se enviacutea a la red eleacutectrica general Normalmente su ubicacioacuten es cercana a los consumidores con lo cual las peacuterdidas por distribucioacuten son menores que las de una central eleacutectrica y un generador de calor convencional Su rendimiento eleacutectrico depende de la tecnologiacutea utilizada pero oscila entre el 30-40 mientras que el rendimiento teacutermico estaacute alrededor del 55 En la ilustracioacuten 12 se muestra un esquema general de proceso de cogeneracioacuten
Ilustracioacuten 12 Proceso General de una Planta de Cogeneracioacuten
Fuente httpwwwred-calefaccion-lilleveoliaenvironnementcomtecnologiascogeneracionaspx
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo
Utilizado como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming y en campos productores para calentamiento de fluidos y tuberiacuteas En la ilustracioacuten 13 se detalla los productos petroquiacutemicos que se pueden obtener en plantas de petroacuteleo a partir del gas natural
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Ilustracioacuten 13 Productos Petroquiacutemicos obtenidos a partir de Gas Natural
Fuente Autora
243 Gas natural para la industria
El gas natural tiene diversas aplicaciones debido a que ofrece grandes ventajas en procesos donde se requiere de ambientes limpios procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia En industrias quiacutemicas se considera como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming ademaacutes facilita la utilizacioacuten del gas natural con mezcla variable de otros gases residuales disponibles en la industria gracias a la ductibilidad de los quemadores
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244 Gas natural para uso vehicular
Es considerado combustible sustituto de la gasolina El gas natural comprimido es una mezcla de gases que resulta ser econoacutemico y ambientalmente limpio ademaacutes de ser considerado una alternativa para sustitucioacuten de combustibles liacutequidos Es utilizado por vehiacuteculos como gas natural comprimido o como gas natural licuado y se compone generalmente de CH4 Algunas de sus ventajas son ahorro superior al 50 del costo frente a la gasolina recuperacioacuten promedio de la inversioacuten de conversioacuten desempentildeo similar y comparable a la gasolina y otros combustibles reduccioacuten de costos de mantenimiento al ser un sistema de combustioacuten maacutes limpio y ademaacutes como combustible disminuye la emisioacuten de gases contaminantes como CO hidrocarburos y CO2 respecto a los emitidos con la gasolina y demaacutes combustibles
245 Gas natural para uso domeacutestico
El gas natural ha desplazado a combustibles como el queroseno carboacuten gasolina que han sido empleados en las labores de los hogares dado su costo y bajas emisiones de GEI Ademaacutes es un combustible que brinda mayor seguridad en su manipulacioacuten debido a que llega hasta el punto de consumo por tuberiacuteas a baja presioacuten Algunas de sus ventajas son faacutecil instalacioacuten suministro continuo combustioacuten no contaminante econoacutemico respecto a otros combustibles similares y finalmente conservacioacuten de aparatos que funcionan con gas natural debido a que no requieren de mucho mantenimiento Sus aplicaciones principales son para alimentos debido a que es la mejor alternativa frente a otros combustibles Calefaccioacuten ya que permite calentar ambientes de hogares o locales y calentamiento de agua mediante calentadores a gas natural los cuales producen agua al instante y a bajo costo
246 Gas natural para trigeneracioacuten
Surge debido a necesidades de calefaccioacuten agua caliente pero tambieacuten cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Los nuevos equipos a gas natural permiten obtener friacuteo ya sea mediante el sistema de compresioacuten o a traveacutes del proceso de absorcioacuten Aunque los equipos de compresioacuten son muy eficientes los equipos de absorcioacuten son considerados como la opcioacuten maacutes ecoloacutegica para los sistemas de climatizacioacuten y refrigeracioacuten Combinando la tecnologiacutea de cogeneracioacuten con la de
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absorcioacuten se puede climatizar con un ahorro energeacutetico considerable Esta maacutequina opera pasando el calor de una fuente friacutea a otra caliente Esto se debe al hecho de que la bomba de calor no soacutelo aprovecha la energiacutea contenida en el gas sino tambieacuten la ambiental por lo que proporciona maacutes energiacutea de la que consume Algunas de sus ventajas son reduccioacuten de emisiones de GEI disminucioacuten de peacuterdidas en el sistema eleacutectrico aumento de la competitividad industrial y finalmente la promocioacuten de PyMES en construccioacuten y operacioacuten de plantas de trigeneracioacuten
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving
Las plantas Peak Shaving (En ingleacutes afeitando picos) pueden ser utilizadas como centros de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) para exportarlo para suplir demandas pico de gas en aacutereas de gran demanda o como almacenamiento de gas natural in situ con el fin de brindar confiabilidad al Sistema Nacional de Transporte de gas natural
Son plantas de almacenamiento criogeacutenico que surgieron como respuesta a la necesidad de garantizar con importantes reservas de gas natural licuado el abastecimiento de redes de gas natural Son usadas para el abastecimiento de gas durante los periacuteodos de demanda maacutexima ya que fueron concebidas para afrontar los picos de consumo en aquellos sistemas con alta incidencia de clientes residenciales e industriales
Esta planta reduce la necesidad de disponer de capacidad de transporte desde las zonas de produccioacuten de gas y con ello la sobredimensioacuten de los gasoductos involucrados que son utilizados en forma estacional (fenoacutemeno del nintildeo) es una alternativa eficaz para disminuir el costo total de ese transporte desde la produccioacuten hasta los centros de consumo con alta demanda
Se ubican estrateacutegicamente cerca a centros de consumo y generalmente lejanas de las zonas de produccioacuten gasiacutefera La planta requiere de mayor tiempo para licuar el gas y llenar los tanques de almacenamiento (aproximadamente 200-300 diacuteas) y para la vaporizacioacuten y entrega gas a las redes de distribucioacuten lo hace en pocos diacuteas (no maacutes de 20 diacuteas cada antildeo) La cadena de GNL lo conforman cinco agentes
Produccioacuten desde el campo productor hasta la planta de GNL incluyendo el procesamiento del gas y los gasoductos asociados
Licuefaccioacuten comprende el tratamiento del gas licuefaccioacuten recuperacioacuten de liacutequidos y condensados carga y almacenamiento de GNL
40
Transporte siacute es para exportar el GNL viaja por barco desde la planta de licuefaccioacuten hasta la terminal de regasificacioacuten
Regasificacioacuten comprende la descarga almacenamiento regasificacioacuten e inyeccioacuten en ramales de distribucioacuten
Distribucioacuten a la salida de la planta de regasificacioacuten el gas es inyectado en el sistema de transporte y distribucioacuten para llegar a los usuarios finales
En la ilustracioacuten 14 se muestra el proceso general que debe tener una planta Peak Shaving Ilustracioacuten 14 Proceso General de una Planta Peak Shaving
Fuente Autora
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido El gas natural bajo las condiciones de temperatura normalmente utilizadas para su manipulacioacuten en el Sistema Nacional de Transporte de gas natural (1015 psi) se encuentra en estado gaseoso y moviliza una cierta cantidad de energiacutea por unidad de volumen Se podriacutea manipular maacutes energiacutea siacute se comprime el gas a mayor presioacuten En general cuando la demanda a atender es pequentildea y para ciertas condiciones de distancia de transporte los gasoductos pueden no ser la mejor opcioacuten de transporte desde el punto de vista econoacutemico En tal caso puede ser viable utilizar la teacutecnica del GNC para transportar el gas hasta el centro de consumo y luego distribuirlo a los usuarios a traveacutes de redes domiciliarias e industriales Mediante esta teacutecnica se aumenta la presioacuten del gas (3600 psi) en cilindros o tanques transportados por vehiacuteculos mantenieacutendolo en su estado gaseoso de tal forma que se incrementa la energiacutea por unidad de volumen reduciendo los costos unitarios de transporte
bullEliminacioacuten de CO2 H2O y separacioacuten de hidrocarburos pesados Tratamiento
bullEnfriamiento del gas durante 290 diacuteas Licuefaccioacuten
bullA bajas temperaturas se almacena en un tanque que mantiene la temperatura del GNL Almacenamiento
bullPor un sistema de bombas criogeacutenicas el gas es vaporizado a alta presioacuten lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una estacioacuten para adecuar las condiciones de presioacuten a las requeridas para inyeccioacuten a la red de distribucioacuten
Vaporizacioacuten
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El GNC (3600 psi) se transporta mediante cilindros de almacenamiento en camiones especialmente disentildeados y almacenados en cada localidad para ser luego introducidos a la red de distribucioacuten a una presioacuten de 58 psi Este sistema al igual que el suministro de GLP estaacute destinado al abastecimiento de gas natural para consumo residencial industrial y GNV en pequentildeas localidades y alejadas de un gasoducto Este sistema optimiza en forma integral lo teacutecnico y lo comercial Es un proyecto innovador de distribucioacuten de gas de bajo costo para consumo en pequentildeas y medianas poblaciones en la que no es rentable el abastecimiento mediante la instalacioacuten de un gasoducto troncal desde los yacimientos En la ilustracioacuten 15 se muestra en resumen la cadena del GNC
Ilustracioacuten 15 Cadena del GNC
Fuente httpgncenergiaperucom
La cadena de valor de GNC la conforman tres agentes
Compresioacuten se toma el gas natural del campo de produccioacuten (de un gasoducto de transporte o una red de distribucioacuten) y mediante compresores se aumenta la presioacuten del gas y se almacena en cilindros o tanques disentildeados para el caso La presioacuten maacutexima utilizada para el gas comprimido es de 3600 psi
Transporte y almacenamiento por medio de tubos ciliacutendricos con GNC a alta presioacuten se transporta en vehiacuteculos por carretera o viacutea fluvial hasta una planta de descarga emplazada en las inmediaciones de la localidad y se almacena En general los camiones de 12 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 5 moacutedulos de almacenamiento de 300 m3 (en total 1500 m3 de gas natural) mientras que los camiones articulados de 40 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 18 moacutedulos de almacenamiento (en total 5400 m3 de gas natural)
42
Descompresioacuten utilizando vaacutelvulas para expandir el gas se reduce la presioacuten y se inyecta el gas a las redes de distribucioacuten para llevarlo a los usuarios finales
Con base en lo anterior se observa que en Colombia se consume aproximadamente el 33 del gas producido se exportan 150 MMSCFD a Venezuela y el restante se utiliza en la misma actividad de produccioacuten de hidrocarburos Asiacute mismo en Colombia no se almacena gas para cubrir demandas pico y el gran consumidor de este gas en su orden son sector eleacutectrico industrial - comercial y residencial Tambieacuten se determinoacute que el gas del campo Chichimene no cumple especificaciones para su uso lo cual requiere tratarse para disponerlo para venta o consumo en el mismo campo Por consiguiente en el siguiente capiacutetulo se describiraacute el tratamiento que se le debe realizar al gas ya que este es un gas no asociado amargo y huacutemedo debido al alto contenido de CO2 e hidrocarburos liacutequidos presentes
43
3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
El campo Chichimene cuenta con un gas con alto contenido en metano (alrededor de 75) tal como se observa en la siguiente tabla Su composicioacuten se obtuvo mediante una cromatografiacutea tomada en un punto del sistema de recoleccioacuten de crudo del campo Chichimene la cantidad de gas en la etapa de recoleccioacuten actualmente es de 05 MMSCFD En la tabla 16 se muestra la cromatografiacutea del gas del campo Chichimene en la etapa de recoleccioacuten Tabla 16 Cromatografiacutea del gas Chichimene en etapa de recoleccioacuten
Fuente Departamento de Produccioacuten del Chichimene ECOPETROL
El gas de la etapa de recoleccioacuten del campo Chichimene debe tratarse y acondicionarse de acuerdo a las regulaciones de calidad del gas natural por la CREG por lo que es necesario implementar un tratamiento de gas del campo Para esto se propone en cada una de las etapas de tratamiento del gas tecnologiacuteas que presenten ventajas frente a otros procesos en las diferentes
COMPOSICIOacuteN FRACCIOacuteN MOLAR
Nitroacutegeno 0022067
CO2 012965
Metano 0747311
Etano 004463
Propano 0020076
n-Butano 0016541
i-Butano 0006041
n-Pentano 0003474
i-Pentano 0004346
n-Hexano 0003165
n-Heptano 0002043
n-Octano 0000657
TOTAL 1
Este gas cuenta con condiciones
de Presioacuten 30 psi Temperatura
104 degF
44
etapas y asiacute se pueda cumplir las condiciones para entrega y uso posterior del gas
Por lo tanto en la etapa de desacidificacioacuten se trabaja con torres de absorcioacuten con amina DEA debido a que es un proceso de uso frecuente en plantas de tratamiento ademaacutes este proceso frente a procesos de adsorcioacuten y de membranas presenta ventajas En la adsorcioacuten se purifica el CO2 que se elimina y la utilizacioacuten de membranas requiere de altos costos e influye negativamente por la presencia de contaminantes como SOx NOx HCl
En cuanto a la amina empleada en este caso DEA presenta ventajas frente a aminas como MEA ya que no es corrosiva no genera formacioacuten de espuma ademaacutes esta amina posee mayor capacidad de absorcioacuten frente a la MEA y DIPA lo cual es ventajoso debido a que en esta primera etapa lo fundamental es eliminar el CO2 contenido en el gas que es un gran porcentaje (alrededor de 13)
Seguido de ello en la etapa de endulzamiento se propone el proceso con la amina DIPA debido a que es una amina utilizada comercialmente en los procesos de tratamiento de endulzamiento del gas natural es una amina secundaria que tiene gran capacidad para transportar gas aacutecido lo cual para este proceso es importante debido a que la amina DEA (del proceso anterior) y DIPA tienen contenido de azufre y mediante el uso de la amina DIPA se elimina este aacutecido sulfhiacutedrico de la corriente de gas La amina DIPA es una amina utilizada en el proceso SHELL ADIP y aunque su competencia en la remocioacuten de CO2 frente a otros procesos es difiacutecil siacute es maacutes eficiente que soluciones como DEA y MEA en la remocioacuten de H2S
Finalmente en la etapa de deshidratacioacuten se implementa una tecnologiacutea reciente ldquoDRIZO TEGrdquo con el fin de eliminar porcentaje de agua que se tiene actualmente en el gas de recoleccioacuten del campo el proceso DRIZO TEG cuenta con alta concentracioacuten de glicol lo que permite eliminar mayor porcentaje de agua que un proceso de deshidratacioacuten normal con glicol (aproximadamente 99998 en peso en lugar de lo tiacutepico 9995 en peso) Con maacutes de 60 plantas de tratamiento DRIZO demuestra ser el mejor proceso de deshidratacioacuten y ademaacutes por ser un proceso respetuoso con el medio ambiente con emisiones miacutenimas de CO2 y BTEX (benceno tolueno etilbenceno y xileno) requiere cantidad miacutenima de equipos y su costo es bajo Finalmente se lleva a compresioacuten para tener el gas de recoleccioacuten a condiciones fijadas por la CREG
En ninguno de los procesos se utiliza regeneracioacuten debido a que se requiere gran demanda de energiacutea De otro modo la etapa de fraccionamiento en el proceso no se lleva a cabo ya que el porcentaje de hidrocarburos liacutequidos es bajo y la ejecucioacuten de una etapa como el fraccionamiento implica inversiones econoacutemicas altas
45
El sistema de tratamiento del gas de recoleccioacuten del campo se implementa mediante el software Aspen Plus V84 la cual es una herramienta para simular procesos de disentildeo conceptual de industrias quiacutemicas petroquiacutemicas refino de petroacuteleo procesamiento de gas y aceites generacioacuten de energiacutea entre otros Ademaacutes cuenta con herramientas de caacutelculos de costos y su interfaz es amigable
En la siguiente ilustracioacuten 16 se presenta el proceso general del tratamiento del gas del campo Chichimene con base en lo anteriormente mencionado
46
Ilustracioacuten 16 Modelo de tratamiento para el gas de recoleccioacuten del Campo Chichimene
ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN
(Eliminacioacuten de CO2)
ETAPA II ENDULZAMIENTO (Eliminacioacuten de H2S y
CO2)
ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN
Y COMPRESIOacuteN (Eliminacioacuten de H2O y
Compresioacuten)
Torres de Absorcioacuten con
Amina DEA
Con Amina DIPA
DRIZO TEG Y Compresioacuten
GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo
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31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL
La primera etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten de CO2 y H2S En este caso el tipo de gas de trabajo no cuenta con contenido de H2S por lo tanto se procede simplemente a eliminar el CO2 Inicialmente el gas cuenta con unas condiciones de presioacuten y temperatura de 30 psi y 31315degK la planta de tratamiento trabaja a alta presioacuten por lo que es necesario comprimir el gas hasta lograr condiciones requeridas del proceso Posteriormente el gas de trabajo y la solucioacuten acuosa de amina (en este caso DEA) ingresan a una torre de absorcioacuten en la que entran en contacto el gas y la amina la cual se encarga de separar el CO2 del gas En esta etapa se logra remover el 10 del 13 de CO2 presente en el gas Este 10 pasa por una torre separadora en la cual se logra obtener un 5 de CO2 como producto para utilizar en procesos que requieran CO2 y el 5 restante sale como productos inertes del proceso El porcentaje de metano aumenta en un 13 pasando de 75 a 88 esta etapa incluye varios equipos como compresor enfriador bomba torre absorbedora torre separadora
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
La segunda etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten del CO2 que no se logroacute eliminar durante la primera etapa al igual que el H2S que ingresoacute en el gas debido a que la amina tiene un porcentaje bajo en ella El gas de trabajo ingresa a una torre de absorcioacuten en la que el gas entra en contacto con una solucioacuten acuosa de amina DIPA la cual es frecuentemente utilizada y es la que se encarga de remover en su totalidad el contenido de H2S reduce a un 18 el contenido de CO2 y aumenta de 88 de metano a 893 Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL
La tercera etapa consiste en la remocioacuten de H2O que se encuentra en el gas producto de los dos tratamientos anteriores ya que las aminas vienen en solucioacuten acuosa y una parte de esa agua queda internamente en el flujo de gas de trabajo que se estaacute tratando Es fundamental eliminar el vapor de agua ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte del gas por la posible formacioacuten de hidratos de metano soacutelido En el proceso de deshidratacioacuten el gas ingresa a una torre de absorcioacuten en la que entra en contacto con una solucioacuten de glicol (TEG) debido a que es una opcioacuten de deshidratacioacuten econoacutemica la cual se encarga de remover la totalidad del vapor de agua obteniendo un gas totalmente
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seco y con 96 de metano Debido a la alta eficiencia de esta etapa no fue necesario simular una planta de fraccionamiento para aumentar la pureza del metano ya que la condicioacuten de salida del gas se encuentra bajo las condiciones requeridas por la CREG y debido a que la presioacuten final en la etapa de deshidratacioacuten es la uacutenica que no se encuentra dentro de los estaacutendares de la CREG se implementa un compresor que entregue el gas a 1200 psia Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora compresor intercambiador de calor
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En la tabla 17 se muestra las condiciones iniciales y finales de la simulacioacuten del tratamiento del gas
Tabla 17Condiciones y Composiciones de Etapas de Tratamiento para Gas de Recoleccioacuten Chichimene
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo Grupo de Simulacioacuten Produccioacuten y Uso de Combustibles UNAB
Gas Actual Sist
RecoleccioacutenGas Out - Etapa 1 Gas In - Etapa 2 Gas Out - Etapa 2 Gas In - Etapa 3 Gas Final Tratado
DEA DIPA TEG 000 000 000 000 000 000
H2O 000 180E-03 180E-03 363E-03 200E-03 4 PPM
CO2 130E-01 343E-09 343E-09 579E-09 000 000
H2S 000 357E-07 357E-07 749E-07 285PPB 000
N2 002 003 003 003 003 003
CH4 075 088 088 088 089 096
C2H6 004 006 006 006 006 001
C3H8 002 003 003 003 003 158 PPM
Flujo total (MMSCFD) 05 031 031 0302 0302 0235
Temperatura (degK) 31315 31135 3115 32556 30259 31315
Presioacuten (Psig) 30 900 900 900 900 11853
VALORES
ETAPA 2 ENDULZAMIENTO CON
AMINA DIPA
ETAPA 3 DESHIDRATACIOacuteN DRIZO
TEG Y COMPRESIOacuteN
Nota Cada uno de los componentes mencionados se encuentran en Fraccioacuten Molar
ETAPA 1 DESACIDIFICACIOacuteN CON
TORRES DE ABSORCIOacuteN
50
A continuacioacuten se muestra en la tabla 18 el comparativo de las caracteriacutesticas fijadas por la CREG y las obtenidas despueacutes del proceso de tratamiento del gas del campo Chichimene
Tabla 18 Condiciones de calidad de gas natural CREG Vs Condiciones finales con tratamiento de gas en Aspen Plus
Fuente Autora
Especificaciones de Calidad del Gas Natural
establecidas por la CREG
VALORES EXIGIDOS POR
CREG
GAS DESPUEacuteS DEL
TRATAMIENTO
ESPECIFICACIONES Valores S Internacional Valores Finales del Gas
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 0
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen (nota 3) 5 3
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3 0 mgm3
Res CREG 071 de 1999
3646 MJm3
40 degC
ANAacuteLISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE CON
PLANTA DE TRATAMIENTO
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado l iacutequido
Nota 3 Se cons idera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 ni troacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
51
34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
Mediante el software Aspen Plus V84 fue posible determinar costos relativos a la inversioacuten como tambieacuten los costos de los equipos principales Esta corrida se realizoacute con base en los siguientes datos que se pueden ver en la tabla 19
Tabla 19 Bases de Caacutelculo Planta de Tratamiento de gas ndash Escenario (P50)
Fuente Aspen Plus V84
En la tabla 20 se relaciona el valor de la inversioacuten en equipos costos directos por el montaje e instalaciones costos asociados por el servicio llave en mano impuestos y renta presuntiva de las inversiones para el escenario de produccioacuten de gas (P50) y (P90) Para efectos de anaacutelisis financiero se tomaraacute el escenario (P50) el cual en el antildeo 2007 alcanza un volumen de 4 MMSCFD y su proyeccioacuten de produccioacuten a partir de este antildeo se calcularaacute con base en la curva de declinacioacuten del gas (ver la ilustracioacuten 4)
Gravedad especiacutefica del gas 07 grL
Horas de operacioacuten por antildeo 8760 h
Vida uacutetil del proyecto 20 antildeos
Modelo de depreciacioacuten Liacutenea recta
Valor de salvamento de la planta 20
Punto de equilibrio del proyecto 10 antildeos
Tiempo de construccioacuten de la planta 65 semanas
Renta presuntiva de capital 5
Impuesto anual 40
Tasa de retorno de la inversioacuten 20
52
Tabla 20 Inversioacuten de la planta de proceso de gas para escenarios de produccioacuten de gas (P50) y (P90)
Fuente Aspen Plus V84
COSTOS EQUIPOS COSTOS DIRECTOSUTILIDAD LLAVE
MANO (20 Inv)TOTAL (05 a 4 MMSCFD)
TOTAL (4 a 7
MMSCFD)
TOTAL (7 a 10
MMSCFD)
Compresor 1745000 1930000 735000 4410000 5292000 6615000
Bomba 18300 62460 16152 96912 116294 145368Torre
Absorbedor 332900 592000 184980 1109880 1109880 1109880Torre
Stripper 375800 892000 253560 1521360 1825632 1825632
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
TOTAL 2500500 3539460 1207992 7247952 8697542 10871928
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
absorbedor 332900 126000 91780 550680 550680 550680
TOTAL 379700 957464 267433 1604597 1925517 2406896
Enfriador 18000 40045 11609 69654 83585 104481
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
Absorbedor 186900 1060509 249482 1496891 1496891 1496891Intercamb
de Calor 24500 63456 17591 105547 126657 158321
Compresor 903000 1006516 381903 2291419 2749703 3437129
TOTAL 1150700 1069972 444134 2664806 3197768 3997210
4030900 5566897 1919559 11517356 13820827 17276034
1612360 2226759 767824 4606942 5528331 6910414
5643260 7793655 2687383 16124298 19349158 24186447
282163 389683 134369 806215 967458 1209322
5925423 8183338 2821752 16930513 20316616 25395770
INVERSIOacuteN TOTAL PLANTA DE TRATAMIENTO vs ESCENARIOS POSIBLES DE PRODUCCIOacuteN DE GAS
IMPUESTOS - 40
SUBTOTAL
RENTA PRESUNTIVA - 5
ETAPAS PRINCIPALES DEL PROCESO
DESACIDIFICACIOacuteN
ENDULZAMIENTO
DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN
SUBTOTAL
La inversioacuten estimada para el tratamiento del gas de Chichimene se calculoacute con el modelo ASPEN Estos equipos (torres) se disentildearon para
tratar hasta un maacuteximo de 10 MMSCFD Las caracteriacutesticas de los demaacutes equipos cambian seguacuten los flujos a tratar para el proyecto los equipos
menores estan disentildeados para operar hasta el escenario de produccioacuten (P50) que estaacute entre 07 a 40 MMSCFD
INVERSION ESCENARIO (P50) - US$ INVERSION ESCENARIO (P90) - US$
TOTAL
53
De acuerdo con lo anterior el resultado total de la inversioacuten asciende a 16rsquo930513 US$ para el escenario de produccioacuten de gas (P50) donde los principales equipos de la planta cuestan alrededor del 35 del valor total de la inversioacuten El resto de la inversioacuten estaacute representada en el montaje instalaciones liacuteneas de flujo equipos y respaldos eleacutectricos instrumentacioacuten accesorios en general y principalmente la mano de obra calificada gastos de suministro y contratacioacuten impuestos renta presuntiva entre otros En la ilustracioacuten 17 se puede ver la tendencia de la inversioacuten requerida para la planta del proceso de tratamiento del gas en cada una de las etapas en funcioacuten del volumen de gas posible entre los rangos de produccioacuten (P50) y (P90)
Ilustracioacuten 17 Inversioacuten planta de tratamiento de gas VS Cantidad de gas para escenarios (P50) y (P90)
Fuente Autora
La planta de tratamiento modelada seguacuten el programa ASPEN PLUS V84 mantiene constantes las torres independientes del flujo maacutesico y hace variable los demaacutes equipos como bombas de acuerdo con el volumen a tratar En las tablas 21 y 22 se muestran los costos de operacioacuten y los costos de energiacutea de acuerdo con los posibles voluacutemenes de produccioacuten de gas que comprenden los dos escenarios de produccioacuten incremental de gas (P50) y (P90) En el primer escenario (realista) se tiene previsto alcanzar la produccioacuten de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea en el antildeo 2017 y en el escenario P90 (optimista) alcanzar 9 millones de pies cuacutebicos por diacutea Para efectos de anaacutelisis econoacutemico de las posibles alternativas se trabajara en este proyecto con el escenario (P50)
54
Tabla 21 Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Departamento de produccioacuten Chichimene Ecopetrol
Volumen MSCFD Etapa Desacidificacioacuten Etapa EndulzamientoEtapa Deshidratacioacuten-
CompresioacutenTotal US$Antildeo US$MMBTU
500 387426 111742 158233 657400 3398
1000 386536 111485 157869 655890 1695
2000 431849 124554 176376 732780 0947
3000 460402 132790 188038 781230 0673
4000 (P50) 475000 137000 194000 806000 0521
5000 482308 139108 196985 818400 0423
6000 489733 141249 200017 831000 0358
7000 496805 143289 202906 843000 0311
8000 504231 145431 205938 855600 0276
9000 (P90) 510949 147368 208682 867000 0249
10000 513306 148048 209645 871000 0225
La energiacutea eleacutectrica impacta los costos operacionales en 465752US$ al antildeo en el escenario P50 que equivale al 58 de los costos totales en el
escenario de 4 millones de gas tratado el cual se da en el antildeo 2017 seguacuten pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo
Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
55
Tabla 22 Costos de energiacutea eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Autora
Por lo anterior para proyectar los consumos de energiacutea antes y despueacutes de alcanzar la produccioacuten de escenario (P50) de gas en la tabla 23 se muestra el caacutelculo de este consumo cuando se trabaja con una produccioacuten de 4 MMSCFD de gas
Volumen MMSCFDEtapa
desacificacioacuten
Etapa
endulzamiento
Etapa
Deshidratacioacuten y
Compresioacuten
Total
US$AntildeoUS$MMBTU
500 189490 910 189490 379891 1964
1000 189055 908 189055 379018 0980
2000 211218 1015 211218 423451 0547
3000 225183 1082 225183 451448 0389
4000(P50) 232323 1116 232323 465762 0301
5000 235897 1133 235897 472928 0244
6000 239529 1151 239529 480209 0207
7000 242988 1167 242988 487143 0180
8000 246620 1185 246620 494425 0160
9000(P90) 249906 1201 249906 501012 0144
10000 251059 1206 251059 503324 0130
Costos Energiacutea Eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Estos costos corresponden alos equipos principales
56
Tabla 23 Requerimientos de energiacutea eleacutectrica para equipos principales de la planta de tratamiento (4MMpcd)
Fuente Autora basada en fichas teacutecnicas de fabricante de equipos como httpwwwcatpumpscomarpdfCAT270pdf y httpcatalogsauerusacomitemall-categoriesboosters-and-gas-compressorsitem-1031ampbc=100|1053|1054|1045
Asiacute mismo en la ilustracioacuten 18 y en la tabla 24 se observa el comportamiento de los costos de energiacutea y operacionales despueacutes de haber alcanzado la produccioacuten de 4 MMSCFD Esta proyeccioacuten es la que se utilizaraacute para efectos de anaacutelisis econoacutemico de la planta de tratamiento del gas como tambieacuten para las demaacutes alternativas planteadas en este proyecto
EQUIPO CANTIDAD HP KWAntildeo Ndeg Etapas Rango de operacioacuten Requerimiento de energiacutea Flujo RPM
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFM
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFMBOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
3817724
0122
465762 Costo=(Pot x Fconv x Perido x CostUnitEnergiacutea)
CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS
REQUERIMIENTO ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO
Bomba CAT Pumps modelo 230 de USA
Compresor SAUER Compresors modelo WP 6442 de USACosto energiacutea seguacuten Ecopetrol (US$KW)
COSTO TOTAL (US$Antildeo)
PRIMERA ETAPA
TOTAL (KwAntildeo)
SEGUNDA ETAPA
TERCERA ETAPA
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Ilustracioacuten 18 Costos de operacioacuten y energiacutea para Escenario P50
Fuente Autora
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Tabla 24 Costos operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Fuente Autora e ICP
MSCFD MMSCFAntildeo MUS$Antildeo US$MMBTU MUS$Antildeo US$MMBTU
2014 500 183 657 3398 380 1964 1693
2015 1000 365 656 1695 379 0980 1693
2016 2000 730 733 0947 423 0547 1693
2017 3000 1095 781 0673 451 0389 1693
2018 4000 1460 806 0521 466 0301 1693
2019 3960 1445 798 0516 461 0298 1693
2020 3920 1431 790 0510 456 0295 1693
2021 3881 1417 782 0505 452 0292 1693
2022 3842 1402 774 0500 447 0289 1693
2023 3804 1388 766 0495 443 0286 1693
2024 3766 1375 759 0490 439 0283 1693
Costos Operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Inversioacuten
Total
MMUS$
Antildeo
Volumen Gas Costo Operacioacuten Costo Energiacutea
59
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL
Con los datos suministrados por el departamento de produccioacuten del campo se realizoacute mediante el software Aspen Plus un estudio teacutecnico de seleccioacuten de tecnologiacuteas para cada una de las etapas del tratamiento del gas para adecuarlo a condiciones reguladas por la CREG El sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene se basa en varios cluacutesters para la troncal norte como para la troncal sur las cuales manejan especialmente crudo extra pesado Estos cluacutesters reuacutenen la produccioacuten de varios pozos y se unen en un muacuteltiple de recoleccioacuten En las tuberiacuteas principales de cada una de las troncales va el crudo mezclado con agua y gas y son transportados hasta la estacioacuten de tratamiento Lo que se requiere es que la cantidad de gas libre que va con el crudo se pueda liberar del sistema y se le pueda dar un aprovechamiento energeacutetico7 En un punto del sistema de recoleccioacuten se tomoacute la cromatografiacutea del gas y en base a ello se planteoacute un tratamiento al gas con el cual se llevoacute el gas a condiciones reguladas por la CREG (Necesario para implementacioacuten de cualquier alternativa) Por lo que seguido de ello se procede a realizar el estudio de cada una de las alternativas para valorar y analizar criterios como impacto ambiental requerimientos econoacutemicos beneficios operativos incidencia operativa e impacto externo de cada una de ellas donde finalmente se recomiendan las opciones viables para aprovechamiento oacuteptimo al gas de recoleccioacuten del campo Chichimene A continuacioacuten se presenta en la ilustracioacuten 19 el sistema actual sobre el que se propone a trabajar Las alternativas a analizar para darle un aprovechamiento al gas de recoleccioacuten del campo son autogeneracioacuten con central teacutermica convencional calentamiento de crudo en tuberiacuteas venta del gas para SNT del gas trigeneracioacuten planta de almacenamiento Peak Shaving y GNC En cada una de las alternativas propuestas se tendraacute una disponibilidad de gas en condiciones CREG ya que el objetivo principal de este proceso es aprovechar el gas convirtieacutendolo en un gas uacutetil para cualquiera de las alternativas con el fin de reducir impacto ambiental y tener beneficios para el campo Chichimene
7 En el Anexo I y J se muestra la configuracioacuten de los cluacutesters para la Troncal Norte y para la Troncal Sur
60
Ilustracioacuten 19 Sistema actual de recoleccioacuten y procedimiento a realizar para valorar alternativas al Gas de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
PUNTO DE MUESTREO
GASTRATAMIENTO
DEL GAS
ESTACIOacuteN DE TRATAMIENTO
CRUDO CON AGUA
ALT
ER
NA
TIV
AS
D
EL
GA
S
Cromatografiacutea del Gas
Llevar a Condiciones CREG
AutogenerarCalentamiento Crudo
GNCPlanta Peak Shaving
Venta a SNT
Fuente Autora
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Los criterios evaluados para cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual que se presenta en el campo son
Impacto ambiental comparacioacuten de cantidad de emisiones Lo que maacutes influye en dicho impacto es que la contaminacioacuten se produce en el mismo sitio y sucede durante todos los diacuteas del antildeo estos dos aspectos son aquellos por los que se toma la liacutenea para evaluar si el impacto llega a ser alto o bajo en cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual
Requerimientos econoacutemicos equipos o plantas principales que se requieren para implementar la alternativa
Plazo de ejecucioacuten suma de la aprobacioacuten de las diferentes fases del proyecto (ingenieriacutea conceptual pre factibilidad factibilidad y ejecucioacuten) Ademaacutes para el caso de ECOPETROL se requiere de aprobacioacuten de presupuesto permisos de las entidades gubernamentales (Ministerio de Hacienda Planeacioacuten Nacional Ministerio Medio Ambiente Ministerio de Minas y Energiacutea) aprobacioacuten de vigencias futuras proceso contractual (licitacioacuten privada o puacuteblica) y tiempo de ejecucioacuten de la obra Es posible que la alternativa la realice un tercero en ese caso el plazo puede ser menor
Incidencia operativa si el proyecto mantiene desmejora o mejora los diferentes procesos que conforman la operacioacuten del campo
Beneficios operativos si se generan beneficios econoacutemicos y operacionales en el campo
Impacto externo si se beneficia el entorno (comunidades) regioacuten yo paiacutes
En la matriz los aspectos fundamentales se tomaraacuten en cuenta para evaluar cada una de las alternativas cada uno puede presentar una ventaja o desventaja frente a las otras alternativas Para el caso de quema o venteo de gas en tea sus principales aspectos son impacto ambiental e impacto externo el impacto ambiental resulta ser alto debido a que la situacioacuten se estaacute presentando desde hace varios antildeos sucede todos los diacuteas del antildeo y ademaacutes las emisiones se producen en el mismo sitio Por otra parte el impacto externo es un aspecto fundamental a tratar debido a que si se mantiene la quema y venteo de gas en tea por parte del campo es posible que la comunidad pueda llegar a cerrar el campo debido a que las emisiones son altas y se presentan todos los diacuteas del antildeo Asimismo se determina para cada una de las alternativas los aspectos y criterios fundamentales de cada una de ellas Ademaacutes los criterios se basaran tomando iacutetems de bajo medio alto todos comparados seguacuten la liacutenea base (venteo y quema de gas en tea)
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41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA
La quema del gas en el campo Chichimene es la situacioacuten actual que enfrenta el campo y por la cual se propone diferentes alternativas que permitan darle un uso oacuteptimo al gas El campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que se obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
Debido al grado de sensibilizacioacuten de la opinioacuten puacuteblica ante los temas de medio ambiente y a la legislacioacuten existente el hecho de ventear o quemar gas en instalaciones petroleras merece evaluar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubican las explotaciones de hidrocarburos Vale la pena mencionar que producto de estas praacutecticas la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de todas las operaciones de explotacioacuten de un campo petrolero Por lo que es obligatorio disponer de alternativas para el manejo y aprovechamiento de los hidrocarburos gaseosos tales como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de hidrocarburos liacutequidos almacenarlo en yacimientos agotados yo abandonados almacenarlo en domos salinos utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) procesarlo y disponerlo para la misma operacioacuten para mejorar las condiciones de movilidad de los fluidos producidos a traveacutes de calentamiento o para consumo externo como gas domiciliario e industrial
En el campo Chichimene la produccioacuten de gas es asociada a la produccioacuten de hidrocarburos liacutequidos donde la relacioacuten de produccioacuten de gaspetroacuteleo es muy baja Desde el punto de vista teacutecnico la produccioacuten de gas no tiene una alta incidencia en lo operativo como por su mismo volumen de produccioacuten Esta situacioacuten ha hecho que este recurso energeacutetico en el presente soacutelo se disponga para cubrir las necesidades de la operacioacuten del campo para calentar las corrientes de fluido que de por siacute tienen muy baja movilidad ya que el crudo que se produce es de muy baja gravedad API el gas remanente se quema o ventea en las plantas de recoleccioacuten y tratamiento de fluidos Se estima que el volumen de gas que no se utiliza hoy diacutea es de 05 MMSCFD y en el futuro puede ser de 4 MMSCFD y este tiene un poder caloriacutefico de 10742 MJm3 ya que en su composicioacuten tiene un buen porcentaje de hidrocarburos liacutequidos Siacute este gas se procesara y se obtuviera un gas apto para venta (condiciones CREG) y asumiendo que su composicioacuten es equivalente a un gas como el de la Guajira-Opoacuten (40
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MJm3) se venderiacutea en promedio en boca de pozo a unos 6 US$MMBTU generando ingresos anuales de algo maacutes de 115 MMUS$antildeo8 Tal y como se observa en la tabla 25 donde se muestra el costo estimado por el venteo o quema de gas del campo
Tabla 25 Costo estimado de venteo o quema del Gas Chichimene
Fuente Autora
Por lo anterior resulta conveniente buscar alternativas diferentes a la de venteo o quema de este gas y en su defecto darle un aprovechamiento tanto para la operacioacuten como para disponerlo para otros usos tales como consumo domiciliario e industrial como combustible en termoeleacutectricas licuarlo y almacenarlo para cubrir demandas pico o exportacioacuten comprimirlo y venderlo en poblaciones pequentildeas y alejadas de las redes de transporte y distribucioacuten de gas natural entre otros
Ademaacutes de las consideraciones anteriores el hecho de quemar este gas genera grandes impactos ambientales no soacutelo para poblaciones cercanas al campo sino para Colombia y para todo el mundo El cambio climaacutetico causado por aumento de la concentracioacuten atmosfeacuterica de gases de efecto invernadero como el CO2 y CH4 es el mayor reto para la sociedad actualmente Colombia soacutelo contribuye con el 037 de emisiones globales de GEI y es uno de los paiacuteses maacutes vulnerables a los efectos del cambio climaacutetico con consecuencias sobre su biodiversidad e infraestructura que por ende afectan su desarrollo socioeconoacutemico
Teniendo en cuenta que el CH4 es el principal componente del gas natural y que estas emisiones tienen un impacto 25 veces mayor que las de CO2 la reduccioacuten de emitirlo a la atmoacutesfera permite obtener varios beneficios
8 En el Anexo K se detalla los precios de referencia de gas natural en el Campo Guajira y Opoacuten
Campo Guajira 63244 US$MMBTU
Campo Opoacuten 56537 US$MMBTU
Promedio de precios 599 US$MMBTU
Precio en boca de pozo 600 US$MMBTU
Cantidad Gas 500000 SCFD
10742 MJm3
0002883 MBTUft3
US$ a $COP $ 2000 $COP
$ 8649 US$d
$ 3156885 US$antildeo
$ 17298000 $COPd
$ 6313770000 $COPantildeo
PRECIOS DE
REFERENCIA
COSTO
PROMEDIO
POR QUEMA
DE GAS Poder Caloriacutefico Actual
COSTO
EQUIVALENTE
A $COPCaacutelculo US$d
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Se recupera un recurso energeacutetico Se mejoran las condiciones de seguridad industrial de las instalaciones Se contribuye en reducir las emisiones de GEI y se mitiga el calentamiento
global
El caacutelculo de emisiones netas de GEI se basa en la metodologiacutea general planteada por IPCC (Panel Intergubernamental de Cambio Climaacutetico) Esta metodologiacutea es la maacutes utilizada en la estimacioacuten de GEI y se encuentra disponible en ldquoDirectrices del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernaderordquo
Esta metodologiacutea consiste en combinar informacioacuten sobre el alcance de una actividad humana ldquoFactores de actividadrdquo con los coeficientes que cuantifican las emisiones por actividad ldquoFactores de emisioacutenrdquo Se resume en
En donde los factores de actividad en transporte de gas natural estaacuten relacionados con actividades como
Volumen de gas combustible utilizado en los motores de compresores Volumen de gas quemado en tea Volumen de gas venteado por mantenimiento Volumen de gas venteado operativamente
Mientras que los factores de emisioacuten dependen principalmente de la composicioacuten del gas natural (concentracioacuten de CH4 y CO2) y de aspectos como la eficiencia de combustioacuten en motores y teas
En Colombia el gas natural de Guajira (98 mol de CH4) genera mayores emisiones de CH4 por unidad de volumen al ser venteado que el gas natural de Cusiana (84 mol de CH4) Sin embargo el gas de Cusiana genera mayores emisiones de CO2 al ser quemado debido a su mayor contenido de C2H6 y CO2
Por lo que se realiza un estimativo de la cantidad de gas quemado con relacioacuten al gas de Cusiana debido a que la composicioacuten es similar a la del campo Chichimene con el fin de determinar las emisiones probables de CO2 que se generan por quemar en tea los 05 MMSCFD En la tabla 26 se muestra los factores de actividad y de emisioacuten fijados por la IPCC y la comparacioacuten del gas de Chichimene con el de Cusiana con el fin de determinar un aproximado de emisiones enviadas al medio ambiente asiacute mismo se muestra una graacutefica comparando la cantidad de gas quemada en tea vs Cantidad de CO2 enviada a medio ambiente para escenario P50
65
Tabla 26 Factores actividad y emisioacuten fijados por IPCC y comparacioacuten Emisiones Cusiana con las del Campo Chichimene
Fuente Autora
Ilustracioacuten 20 Emisiones de CO2 VS Cantidad de gas quemado en tea (P50)
Fuente Autora
De acuerdo con la resolucioacuten 0610 de marzo 24 de 2010 que modificoacute la resolucioacuten 0601 de abril 4 de 2006 del Ministerio del Medio Ambiente establece la Norma de Calidad del Aire en la cual especifica los contenido permisibles de contaminantes en el aire entre los cuales estaacute la presencia de material particulado total y material en suspensioacuten hidrocarburos (como metano) CO NO2 y en especial el tiempo de exposicioacuten de dichos eventos contaminantes Para el caso de Chichimene se queman 05 MMSCFD que al ser una combustioacuten incompleta genera una alta concentracioacuten de CO y CO2 (32 toneladas al aire por diacutea) y si se
FACTOR Incertidumbre Incertidumbre
Gas combustible CO2 1000 ft3 de combustible Guajira 521
Quema de gas en tea CO2 1000 ft3 de gas quemado Cusiana 632
Venteo de gas por mantenimiento CH4 1000 ft3 de gas venteado Guajira 199
Fugas y venteo operativo CH4 1000 ft3 de gas fugado Cusiana 169
Cantidad de gas
quemado (ft3)
Cantidad equivalente
en CO2
1000 632
500000 31600
654000 413328
1815000 114708
3093000 1954776
3943000 2491976
CASO CHICHIMENE COMPARADO CON CUSIANA (Diferentes cantidades de gas)
FUENTE PRINCIPAL GEIFACTORES DE ACTIVIDAD FACTORES DE EMISIOacuteN
FACTORES RELATIVO A LA
04 a 1
10kgCH4 por cada
1000 ft3
001 a 1 kgCO2 por cada
1000 ft3
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ventea el gas se emite la cantidad de 85 toneladas de CH4 por diacutea La norma establece que los valores permisibles y el tiempo de exposicioacuten para las partiacuteculas en suspensioacuten es 300 microgm3 por 24 horas material particulado es 150 microgm3 por 24 horas CO es 10000 microgm3 por 8 horas metano es 1500 microgm3 por 4 meses Para el caso de Chichimene el factor maacutes influyente en cuanto a la contaminacioacuten es el tiempo ya que esta contaminacioacuten se produce constantemente durante todos los diacuteas del antildeo y tomando en cuenta todos los antildeos en que se ha realizado esta praacutectica De otra parte es que esta contaminacioacuten se produce en el mismo lugar concentrando los efectos en el entorno del mismo campo Como se mencionoacute anteriormente el campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que es obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL
Se presenta como alternativa la autogeneracioacuten en el campo Chichimene debido a que los pozos del campo trabajan con bombas electrosumergibles (como meacutetodo de levantamiento artificial) y se consume gran cantidad de energiacutea por diacutea debido a este sistema En la tabla 27 se muestra la cantidad de pozos que se tienen para cada una de las troncales y el consumo de ellos por hora9
Tabla 27 Resumen consumo de pozos en el Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
9 En el Anexo C y D se muestra detalladamente el consumo en los pozos del Campo tanto para la troncal
norte como tambieacuten para la troncal sur Ademaacutes en el Anexo F se muestra un resumen de consumo de pozos de las troncales del Campo
TRONCAL POZOS Ndeg CLUSTER Potencia (KWh)
Norte 63 16 8944
Sur 74 18 9982
TOTAL 137 34 18926
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Como se aprecia en la tabla se requiere alrededor de 189 MWh por lo que se propone disponer de una central teacutermica que permita suplir la energiacutea de los pozos y en caso que se requiera de maacutes energiacutea se pueda tomar directamente de la red (como se realiza actualmente) Por ello se realiza el estudio de reacutegimen teacutermico de una turbina a gas de 2174 MWe en condiciones del campo
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas
Compuesta de tres secciones principales un compresor un quemador y una turbina de potencia Las turbinas a gas operan con base en el principio del ciclo Brayton el cual funciona bajo los siguientes principios termodinaacutemicos
Durante el proceso 1-2 el aire entra al compresor en condiciones de presioacuten temperatura y humedad relativa del sitio donde es comprimido en un proceso adiabaacutetico en el proceso 2-3 el aire es conducido hacia la caacutemara de combustioacuten en la cual se adiciona combustible (gas natural) El proceso de combustioacuten es desarrollado en condiciones de presioacuten constante y genera un aumento considerable en la temperatura de los gases producidos en el proceso de combustioacuten en el proceso 3-4 los gases salen de la caacutemara de combustioacuten con alta presioacuten y temperatura y son dirigidos a la turbina La potencia de la unidad puede variar de 02 MW hasta 280 MW En la ilustracioacuten 20 se muestra un esquema del principio de funcionamiento de una turbina a gas
Ilustracioacuten 21 Principio de funcionamiento de una turbina a gas
Fuente Guiacutea ambiental para termoeleacutectricas
En cuanto al impacto ambiental la combustioacuten que ocurre en los procesos termoeleacutectricos genera SO2 NOx CO CO2 y partiacuteculas que pueden contener
68
metales La cantidad de cada uno dependeraacute del tipo y el tamantildeo de la instalacioacuten las caracteriacutesticas del combustible y la manera en que se queme En las centrales teacutermicas la principal fuente de emisioacuten de contaminantes atmosfeacutericos la constituye el proceso de combustioacuten
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO
Alrededor de los antildeos 70 las turbinas a gas contaban con bajas eficiencias y baja fiabilidad por lo que se limitaban El tema del desempentildeo teacutermico en turbinas a gas ha cobrado cada vez maacutes relevancia debido al creciente aumento en los precios de los combustibles Por lo tanto se pretende cuantificar y corregir la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones diferentes de las de operacioacuten Estas dos variables tienen un impacto directo en las ventas y el margen de operacioacuten de la central
Algunas de las ventajas que se tienen junto con estas turbinas son
Conversioacuten eficiente de combustible Reduccioacuten de gasto de luz Bajo costo de instalacioacuten y mantenimiento Consumo de variedad de combustibles hidrocarburos Se pueden usar para precalentar el aire antes de entrar en la caacutemara de
combustioacuten Se puede poner en servicio con un miacutenimo de tiempo de retardo Ocupan menos espacio Gases de escape menos contaminantes para el medio ambiente
Las centrales eleacutectricas de turbinas a gas contienen cuatro componentes compresor caacutemara de combustioacuten turbina y generador El aire es aspirado por el compresor y entregado a la caacutemara de combustioacuten El combustible liacutequido o gaseoso se utiliza comuacutenmente para aumentar la temperatura del aire comprimido a traveacutes de un proceso de combustioacuten Los gases calientes que salen de la caacutemara de combustioacuten se expanden en la turbina que produce el trabajo y finalmente las descargas al ambiente La turbina a gas opera bajo los principios del ciclo termodinaacutemico Brayton Debido a esto algunos factores influyen de manera directa en el desempentildeo teacutermico como temperatura de entrada al compresor presioacuten atmosfeacuterica humedad relativa Existen dos maneras de cuantificar el impacto de cada una de estas variables
Por curvas de correccioacuten
69
Por tabla de factores que indican el impacto de cada variable en la potencia y en el reacutegimen teacutermico (praacutectica aunque no es muy exacta)
Debido a que no se cuenta con la curva de correccioacuten de la turbina la cual debe ser proporcionada por el fabricante y es uacutenica para cada modelo y tipo de turbina se trabajaraacute con la tabla de factores de referencia estos factores son geneacutericos para las turbinas a gas operando en ciclo simple Mediante esta manera se tendraacuten unos resultados aproximados a los que dariacutean si se usaran las curvas de correccioacuten En la tabla 28 se muestra los factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas operando en ciclo simple
Tabla 28 Factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
PARAacuteMETRO POTENCIA REacuteGIMEN TEacuteRMICO
Temperatura Ambiente +1degF -03 007
Presioacuten Atmosfeacuterica +1 1 -0004
Humedad Relativa +10 004 002
70
Se seleccionoacute una turbina ldquoTITAN-250rdquo debido a que ofrece un 40 en la eficiencia del eje con la reduccioacuten de emisiones hasta en un 30 En la ilustracioacuten 21 se muestra las caracteriacutesticas generales de la turbina
Ilustracioacuten 22 Datos generales Turbina TITAN-250
Fuente Solar Turbines
71
El flujo nominal de gas requerido para una turbina como la TITAN 250 se basa tomando datos de la turbina como Heat Rate y potencia siendo entonces
Ademaacutes en la ilustracioacuten 22 se muestra las condiciones ISO de operacioacuten de la turbina seleccionada y las condiciones atmosfeacutericas de ubicacioacuten del campo
Ilustracioacuten 23 Condiciones ISO de operacioacuten y del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
De igual manera en la tabla 29 se muestra la diferencia que se presenta entre las condiciones ISO anteriormente mencionadas con relacioacuten a las condiciones del campo
72
Tabla 29 Diferencia entre condiciones ISO y condiciones del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Con las condiciones ISO de la turbina y las del campo se realizan los caacutelculos de Heat Rate y potencia de salida tomando en cuenta los factores de referencia geneacutericos En la siguiente tabla 30 se muestra cada uno de los datos obtenidos por la diferencia en los paraacutemetros de temperatura humedad y presioacuten Tabla 30 Paraacutemetros obtenidos por cambios en Temperatura Humedad y Presioacuten
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Tomando las consideraciones atmosfeacutericas los valores de potencia y Heat Rate nuevos se muestran en la tabla 31
Temperatura Promedio 18 degF
Presioacuten Atmosfeacuterica -132 mm hg
Humedad Relativa 25
DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES
DE OPERACIOacuteNUnidades
Potencia 2291923 117423 KWe
Heat Rate 8664435 -110565 BTUKWe-h
Potencia 21723255 -21745 KWe
Heat Rate 87706125 -43875 BTUKWe-h
Potencia 22032034 287034 KWe
Heat Rate 877453668 -046332 BtuKWe-h
CAMBIO POR
HUMEDADDiferencia con Operacioacuten ISO Unidades
CAMBIO POR PRESIOacuteN Diferencia con Operacioacuten ISO Unidades
Diferencia con Operacioacuten ISO UnidadesCAMBIO POR
TEMPERATURA
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Tabla 31 Condiciones con las que se trabajariacutea la turbina en el Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
El valor obtenido en potencia es superior al dato proporcionado por el fabricante esto quiere decir que esta turbina a condiciones atmosfeacutericas y paraacutemetros propios del ciclo termodinaacutemico y de combustioacuten opera maacutes eficientemente en las nuevas condiciones climaacuteticas de operacioacuten Ademaacutes el valor obtenido de Heat Rate es menor al dato dado por el fabricante lo que quiere decir que se requiere un menor consumo de gas en la turbina y por ende se trabajaraacute con mayor eficiencia La disponibilidad de gas que se tiene en el campo que es de 05 MMSCFD soacutelo cubririacutea el 125 del gas requerido por la turbina seleccionada (TITAN 250) el cual es de 4 MMSCFD Con esta turbina se podriacutea generar algo maacutes 23 MWh es decir un 21 maacutes de lo que se requiere para cubrir la demanda de energiacutea por los pozos que conforman el sistema de extraccioacuten del campo
De otra parte es conveniente que la central teacutermica se construya cercanamente a las instalaciones eleacutectricas del campo con el fin de disminuir costos en la construccioacuten de la red desde la central teacutermica hasta la subestacioacuten principal del campo Para efectos econoacutemicos se considera una distancia de medio kiloacutemetro entre la planta de tratamiento y la teacutermica
Con base en lo anterior la viabilidad de llevar a cabo esta alternativa seriacutea posible contando con este volumen de gas y el faltante (35 MMSCFD) se obtenga a traveacutes de los planes incrementales de produccioacuten de crudo y gas como tambieacuten de la optimizacioacuten de las plantas de recoleccioacuten y tratamiento o en su defecto se compre a otro agente productor (puede ser el mismo ECOPETROL) En este caso se requiere invertir en una tuberiacutea para traer el gas desde el Sistema Nacional de Transporte de gas o como respaldo de gas en caso de deficiencias en campo el cual se encuentra a unos 40 Km de distancia (costo entre 30 y 50 US$MetroPulgada) Asiacute las cosas para llevar a cabo este proyecto se requieren de las siguientes inversiones
Planta de proceso del gas a condiciones CREG Construccioacuten de la central teacutermica Construccioacuten de la tuberiacutea para traer el gas faltante y gasoducto de planta
de tratamiento y teacutermica Costo variable de compra de 35 MMSCFD de gas en caso de no disponer
del gas en campo
POTENCIA DE LA TURBINA 2318452 KWe
HEAT RATE 865958 BTUKWe-h
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Este proyecto se debe validar con respecto a compra de energiacutea para los pozos que a precios de productor de 220 $KWh (no incluye costos de transporte comercializacioacuten distribucioacuten y peacuterdidas) dariacutea un costo anual de 18rsquo000000 de doacutelares al antildeo
Otra posible opcioacuten es entregar este gas en condiciones CREG a un tercero para que invierta en la central teacutermica con el compromiso de comprarle la energiacutea a mejores precios y bajo un contrato ininterrumpible de energiacutea
Otro aspecto a tener en cuenta en la construccioacuten de la teacutermica es el hecho de garantizar el suministro de energiacutea para la operacioacuten del campo el cual cuando se interrumpe genera grandes peacuterdidas de produccioacuten de crudo y genera problemas en el sistema de extraccioacuten Como respaldo para fallas se seguiriacutea contando con el suministro de la energiacutea del SNT de gas
A continuacioacuten se muestra los costos de inversioacuten para una turbina de 232 MWe que requiere de 4 MMSCFD de gas la cual supliriacutea el consumo total de los pozos del campo y ademaacutes costos de inversioacuten para una turbina de 45 MWe que requiere de 075 MMSCFD de gas la cual se ajustariacutea a la cantidad actual de gas que se tiene en el proceso de recoleccioacuten
75
Tabla 32 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 29333
Compresores de gas 1733
Electricidad alta tensioacuten 1867
Teledisparo + telecontrol 267
Transformadores 933
Electricidad baja tensioacuten 533
Sistema de gas combustible 733
Sistema mecaacutenico 1733
Sistema aire comprimido 267
Instrumentacioacuten 667
Tratamiento agua + obra civil 267
Sistema de control 667
Sistema de supervisioacuten 800
Torre de refrigeracioacuten 533
Obra civil 1200
Proteccioacuten contraincendio 67
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 933
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 42800
Ingenieriacutea 2613
Direccioacuten de obra 960
Seguro de montaje 59
Costos avales 117
Legalizaciones (1 IF) 471
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 941
Imprevistos (3 IF) 1507
TOTAL COSTO PLANTA 49468
Beneficio industrial y contingencias (8 CP) 4299
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 53767
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 11948
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 45 MWe
(075 MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
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Tabla 33 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 137333
Compresores de gas 8000
Electricidad alta tensioacuten 9333
Teledisparo + telecontrol 667
Transformadores 6739
Electricidad baja tensioacuten 3867
Sistema de gas combustible 2133
Sistema mecaacutenico 8467
Sistema aire comprimido 533
Instrumentacioacuten 2933
Tratamiento agua + obra civil 667
Sistema de control 1467
Sistema de supervisioacuten 1467
Torre de refrigeracioacuten 3133
Obra civil 12000
Proteccioacuten contraincendio 600
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 333
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 199939
Ingenieriacutea 8099
Direccioacuten de obra 1440
Seguro de montaje 339
Costos de permisos 676
Legalizaciones (1 IF) 2707
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 5412
Imprevistos (3 IF) 8119
TOTAL COSTO PLANTA 226729
Administracioacuten e imprevistos (8 CP) 23792
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 250521
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 10805
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 232 MWe (4
MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
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Tabla 34 Costos de mantenimiento para turbina de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Tabla 35 Costos de mantenimiento para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de autogeneracioacuten con una central teacutermica convencional
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG lo cual genera GEI estos gases son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo la construccioacuten de la central teacutermica lo maacutes recomendable seraacute que sea de tipo combinada la cual consiste en tomar los gases de chimenea para producir vapor de agua y activar otra turbina aumentando la eficiencia hasta en un 60 o se podriacutea decir que los requerimientos de gas seriacutean menores
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que ademaacutes de la teacutermica se requiere construir la planta de procesamiento del gas construir un gasoducto de 40 Km de longitud y dependiendo del lugar del montaje requiere de sistema de transporte y
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 60 800 272160
Mantenimiento General (1 CP) 371010 145 49468
Personal de operacioacuten 23 300 102060
Seguros impuestos otros (15 IF) 48150 019 6420
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 3710925 126 430108
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 45 MWe
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 800 1402229
Mantenimiento General (1 CP) 129 226729
Personal de operacioacuten 300 525836
Seguros impuestos otros (15 IF) 017 29991
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 125 2184785
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 232 MWe
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subestaciones eleacutectricas Para efectos de caacutelculo se asume una distancia de 05 kiloacutemetros Su costo de inversioacuten depende de la potencia generada por la turbina que en caso de ser 232 MW seriacutea de 48 millones de doacutelares y de 284 millones de doacutelares para la de 45 MW Maacutes adelante se mostraraacuten los resultados econoacutemicos de la alternativa de generar 232 MW La alternativa de generacioacuten de 45 MW no se realizaraacute anaacutelisis econoacutemico porque no suple las expectativas actuales ni futuras para los requerimientos del campo
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos lo cual hace que este tipo de proyectos puedan consumir entre tres y cuatro antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas y en su defecto dispondraacute de una fuente de energiacutea confiable y estable para la operacioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas De otra parte el Campo contariacutea con una fuente de energiacutea propia para abastecer las necesidades de energiacutea para los pozos productores garantizaacutendoles una mayor estabilidad y por ende disminuir el iacutendice de falla por problemas causados por fallas eleacutectricas Esto uacuteltimo da como resultado menos peacuterdidas de produccioacuten de crudo En cuanto al ejercicio econoacutemico por la generacioacuten eleacutectrica habriacutea que validarla con respecto a los costos que representa el consumo de 19 MWh del sistema de extraccioacuten de crudo
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma actualmente del Sistema Interconectado Nacional se dejariacutea de consumir y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes o incluso para exportarla a otros paiacuteses generando divisas para Colombia
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
Esta alternativa igual que las otras propuestas requiere del procesamiento del gas para llevarlo a condiciones CREG Una vez el gas cumpla especificaciones es factible su venta para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Los principales usos y la cobertura del gas natural en Colombia son venta para GNV uso domeacutestico uso industrial o a una central teacutermica cercana
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Cabe anotar que en Colombia las centrales teacutermicas producen alrededor del 25 de energiacutea total del paiacutes en donde las teacutermicas de la Costa Norte consumen alrededor de 170 MMSCFD mientras las del interior consumen 60 MMSCFD
En esta alternativa se debe construir un gasoducto pequentildeo (40 Km de longitud y de 3 pulgadas de diaacutemetro) desde el campo hasta que conecte con el gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Se debe tener en cuenta que la construccioacuten de gasoductos lleva tiempo y gran parte del tiempo se invierte en aprobaciones y permisos Ademaacutes se requiere de disentildeo materiales construccioacuten permisos ambientales pruebas y mantenimientos10
En el caso de venta a una central teacutermica cercana existen dos centrales teacutermicas a partir de gas de propiedad de ECOPETROL las cuales actualmente generan 40 MW pero por proyectos para el departamento se ha decidido que pasen a generar 55 MW son Termocoa y Termo Suria De otra manera se tiene pensado en la construccioacuten de una central teacutermica con capacidad de generar 50 MW tambieacuten de propiedad de ECOPETROL (central teacutermica Termo San Fernando) Por lo que seriacutea viable vender directamente este gas a alguna de las centrales teacutermicas mencionadas11 El banco mundial publicoacute una regla ldquoValor estaacutendar aproximadordquo para calcular el costo de un gasoducto en donde inciden variables fundamentales como diaacutemetro y longitud Los costos oscilan entre 30-50 US$(metropulgada) Asumiendo costos de 30 a 50 US$(Metro x Pulgada) tomando la distancia entre el campo Chichimene y un punto al nodo del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute (alrededor de 40 Km) con un diaacutemetro de tuberiacutea de 3 pulgadas debido a que la cantidad de gas es baja y asumiendo un mantenimiento operativo de 2 se requiere una inversioacuten entre 36 a 6 millones de doacutelares En resumen lo anteriormente mencionado se muestra en la tabla 36
Tabla 36 Costos de inversioacuten y mantenimiento de gasoducto
Fuente Autora
10 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia 11 En el Anexo M se muestra las especificaciones del proyecto Termo San Fernando
COSTO CONSTRUCCIOacuteN 50 US$(metropulgada)
Distancia Campo a Gasoducto 40000 metros
Diaacutemetro tuberiacutea 3 pulgadas
COSTO INVERSIOacuteN GASODUCTO 6000000$ US$
Mantenimiento operativo (002) 120000 US$
GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute
INVERSIOacuteN PARA VENTA AL SNT
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De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta de gas al SNT
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten baja ya que solo se requiere construir la planta de tratamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas natural Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares Maacutes adelante se mostraraacute el anaacutelisis econoacutemico de esta alternativa
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos No obstante por la cuantiacutea y ante la urgencia de dejar de quemar gas este proyecto puede realizarse en un corto plazo
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas En caso de que el campo requiera de gas para la operacioacuten (extraccioacuten de crudo por el sistema Gas Lift) entre otros este se tomariacutea por el mismo gasoducto que se disponga para venderlo
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten es ganancia para garantizar el suministro Reducir el volumen de importacioacuten siacute se diera el caso Colombia ahorrariacutea en divisas
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44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK
SHAVING
Una planta Peak Shaving para Colombia tiene grandes ventajas como tambieacuten desventajas Algunas de ellas son
VENTAJAS
Cubririacutea demandas pico en Colombia originadas especialmente por consumo de gas en termoeleacutectricas a causa del fenoacutemeno del nintildeo
Se podriacutea exportar la produccioacuten de gas de campos marginales y de campos con produccioacuten incremental
Generacioacuten de divisas para el paiacutes por la exportacioacuten de gas Se mejora la confiabilidad del sistema de distribucioacuten de gas en el paiacutes Se evitariacutea tener un sistema redundante de gasoductos (line pack) Toma el gas natural de la red de transporte durante los periacuteodos de baja
demanda No requiere instalaciones especiales Tiene capacidad para crecer y aumentar tanto su capacidad de produccioacuten
de GNL como de regasificacioacuten El GNL estaacute compuesto mayoritariamente por CH4 que en su forma
gaseosa es maacutes ligero que el aire Como resultado la corriente de gas re gasificado ldquoflotardquo en la atmoacutesfera y representa una amenaza mucho maacutes baja de incendio y explosioacuten
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL
DESVENTAJAS
Costo de inversioacuten alto Recuperacioacuten a largo plazo a traveacutes del cargo de confiabilidad en la tarifa
de gas La frecuencia de carga es baja siacute se enfoca a Colombia ya que el
fenoacutemeno del nintildeo se da cada 7 antildeos no hay estaciones ni los incidentes en el sistema de transporte tienen alta incidencia
No se puede ubicar en cualquier lugar debe estar ubicada estrateacutegicamente para consumo o para exportar gas
Requiere un predio de dimensiones importantes especialmente vinculado al tamantildeo y tipo del tanque de almacenamiento de GNL
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL sufriendo el impacto del precio internacional del GNL
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El modelo de oferta y demanda del Sistema Nacional de Transporte de gas natural de Colombia comprende el conjunto de centros de demanda campos o cuencas de abastecimiento de gas y segmentos de gasoductos que se indican en forma esquemaacutetica en la ilustracioacuten 23 Ilustracioacuten 24 Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
Fuente httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=358ampconID=42585
Se observa que los grandes grupos de demanda se ubican a lo largo de la red principal de gasoductos que va en sentido norte-sur del paiacutes Se destaca que la demanda de gas natural de la Costa Atlaacutentica centro y sur del paiacutes se encuentra cubiertas en un gran porcentaje No obstante aunque falta cubrir otras aacutereas de consumidores potenciales hoy diacutea se exportan 150 MMSCFD a Venezuela
La exportacioacuten de gas queda sujeta a la demanda que puede producir un cambio climaacutetico en este caso la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo y que de acuerdo con el Decreto 2100 de 2011 se le debe dar prioridad a las necesidades del
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consumo nacional Se evidencia que Colombia actualmente no tiene problemas de abastecimiento de gas pero se veriacutea obligado a importar gas a partir del antildeo 2017 si no adiciona reservas en los proacuteximos antildeos La confiabilidad del suministro de gas natural en Colombia hoy diacutea se ve afectado mayormente por limitaciones en la infraestructura de transporte y en menor escala por problemas de la oferta Las limitaciones en la infraestructura obedecen a interrupciones programadas o no programadas por fallas en el sistema debido a incidentes externos provenientes de la comunidad o de agentes por fuera de la ley La confiabilidad en la infraestructura se podriacutea mejorar bien sea a traveacutes de plantas de almacenamiento de gas (planta Peak Shaving) o a traveacutes del sistema de transporte (line pack) entre otros En la ilustracioacuten 24 se muestra el balance de gas total en Colombia Ilustracioacuten 25 Balance de Gas Total en Colombia Demanda Vs Oferta
Fuente UPME
En el evento de exportar o importar gas existe la posibilidad de hacerlo a traveacutes de gasoductos o por viacutea mariacutetima siendo la uacuteltima la mejor opcioacuten para su transporte Si asiacute fuera lo mejor seriacutea concentrar el gas a exportar o importar en un mismo nodo el cual podriacutea ubicarse en tierra firme o mar adentro A manera de ejemplo se podriacutea pensar que ese nodo podriacutea estar cerca a los campos de la Guajira y el gas a exportar tomarlo directamente de estos yacimientos o de los campos cercanos esos despachos se cubririacutean con la produccioacuten incremental de
Gas de campos en produccioacuten (especialmente gas que se quema o ventea en campos)
Campos que se encuentran distantes del sistema de transporte de gas
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En el caso de importar y este viniera como GNC se tendriacutea que instalar una planta de almacenamiento y regasificacioacuten en un puerto con facilidades de transportarlo al interior del paiacutes (preferiblemente Off Shore por problemas de seguridad) Para conceptualizar la aplicacioacuten de este proyecto en el campo Chichimene es preciso determinar las tasas de produccioacuten de gas ya que este gas es asociado a la produccioacuten de crudo Su volumen se ve determinado por el grado de solubilidad del mismo en los fluidos que se extraen del yacimiento No obstante se miraraacute su viabilidad como una idea Para el caso de pequentildeas producciones de gas la planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) y abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Un carro tanque de 12 toneladas podriacutea transportar aproximadamente el equivalente a 53 MSCFD de gas natural como GNL Para un campo como Chichimene que produce 05 MMSCFD de gas libre del sistema de recoleccioacuten de fluidos (sin contar con el gas en solucioacuten) podriacutea ser viable licuar este volumen bajo la modalidad de un tercero lo cual podriacutea generar ingresos superiores a 1 milloacuten de doacutelares al antildeo por la venta de gas natural sin licuar Una vez el gas natural se procese a GNL los ingresos brutos de este volumen de gas seriacutea de 33 millones de doacutelares al antildeo lo cual dariacutea ganancia bruta para el tercero de 23 millones de doacutelares al antildeo En la tabla 37 se muestra los costos de inversioacuten y operacioacuten para una planta Peak Shaving madre (a gran escala)
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Tabla 37 Costos de inversioacuten y operacioacuten para una Planta Peak Shaving Madre
Fuente Gas Natural FENOSA Argentina
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta del gas para una planta Peak Shaving
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten alta y depende del tamantildeo de la planta y de las etapas que la conforman Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta Peak Shaving (soacutelo licuefaccioacuten) y la construccioacuten de un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas Este gasoducto lo debe construir el duentildeo del proyecto y puede ser de 3
Inversioacuten $ 120000000 $US
22 meses
18 antildeos
Emisioacuten Continua 7 diacuteas maacuteximo
3861000 m3d
160875 m3h
Capacidad del tanque 43470 m3GNL (Liacuteq)
Periacuteodo de Licuefaccioacuten 290 diacuteas
101000 m3d (Gas)
29290000 m3 en 290 d (Gas)
Terreno requerido() 100 Ha
Personal 237000$ US$
Materiales diversos 153000$ US$
Servicios y suministros de terceros 164000$ US$
Reparacioacuten y conservacioacuten 268000$ US$
TOTAL 822000$ US$
Doacutelar $ 2000 $ COP
Inversioacuten de $ 240000000000 $ COP
Costos operativos $ 1644000000 $COP
INVERSIOacuteN PARA PLANTA PEAK SHAVING MADRE
Tiempo de Construccioacuten
Caudal Maacuteximo de Emisioacuten
NOTA () El terreno ocupado de montaje es de 11 Ha pero se asume
100 Ha por si hay riesgos de explosioacuten
Caudal de Licuefaccioacuten
CONVERSIOacuteN DOacuteLAR A PESO COLOMBIANO
COSTOS OPERATIVOS ANUALES
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pulgadas de diaacutemetro para tomar gas del Sistema Nacional Transporte del paiacutes en caso de que el campo deje de producirlo El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares En caso de que la planta soacutelo licuara el gas producido hoy diacutea del campo no se requeriraacute de gasoducto y el gas licuado se transportaraacute por carro tanques hasta la Peak Shaving madre La inversioacuten requerida para una planta Peak Shaving madre es de 120 millones de doacutelares Dado el requerimiento de gas y por las mismas necesidades de gas para el paiacutes no se vislumbra por parte de Ecopetrol una inversioacuten de este tipo por consiguiente esta alternativa no se le realizaraacute un anaacutelisis econoacutemico
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto de inversiones altas y por la dimensioacuten del mismo se requiere de un largo plazo para su implementacioacuten
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales ademaacutes de que se recibiriacutean ingresos por el proceso de licuefaccioacuten del gas
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte podraacuten licuar su gas para luego regasificarlo y suministrarlo al paiacutes
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL
COMPRIMIDO
Para tener el gas en planta de GNC se estima que una movilizacioacuten diaria de 10 camiones representa abastecer un mercado de 15000 m3d (052 MMSCFD) mientras que 10 camiones articulados abastece un mercado de 54000 m3d (1906 MMSCFD) Estos valores permiten definir el rango de abastecimiento del GNC Asumiendo que un usuario residencial de gas natural consume en promedio 20 pies cuacutebicos por diacutea (20000 BTUdndash0567 m3d) se podriacutea abastecer 25000 usuarios solo con el gas actual de recoleccioacuten del campo Chichimene Siacute
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consideramos un usuario de estrato Medio-Bajo la tarifa seriacutea de 850 $m3 + 2630 $cargo fijo mes y un consumo de 20 m3mes dariacutea un costo de 19630 $mes (10 US$mes) La tarifa incluye los cargos al productor transporte distribucioacuten y comercializacioacuten En la tabla 38 se muestra las tarifas del natural residencial por estratos para enero de 2014 en Colombia Tabla 38 Tarifas del gas natural residencial para 2014 en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
Es importante la comparacioacuten del GNC con el GLP el cual depende del precio del GLP en planta de abastecimiento maacutes el valor de su transporte almacenamiento hasta la poblacioacuten consumidora Los precios actuales que se tienen para cilindros de 40 libras de GLP (cuyo contenido energeacutetico se aproxima al consumo medio mensual de un usuario residencial de gas natural) estaacute alrededor de los 40000 $COP (20 US$) En poblaciones con consumos pequentildeos y ubicados a distancias considerables de las plantas de abastecimiento de GLP y de la red de gasoductos el GNC puede ser una opcioacuten para abastecerlas No obstante debido a las diferentes tarifas de los mercados variacutea la competitividad de GNC por esto para conocer la viabilidad de proyectos con GNC es necesario evaluar para cada poblacioacuten los costos del gas natural y del GLP
0 - 20 m3 Maacutes de 20 m3
$Usuario $m3 $m3
1 Bajo - bajo 000 45959 84727
2 Bajo 000 57044 84727
3 Medio - bajo 262923 84727 84727
4 Medio 262923 84727 84727
5 Medio - alto 315508 101672 101672
6 Alto 315508 101672 101672
Industrial y
comercial rango 1286328 92286 92286
Industrial y
comercial rango 2286328 91397 91397
Oficial 262923 84727 84727
No residencial
El rango 1 comprende consumos desde 0 y 100000 m 3 mes
El rango 2 comprende consumos desde 100000 y 400000
m 3 mes
Tarifas Gas Natural 2014 promedio pais
Consumos diciembre de 2013
Facturacioacuten enero de 2014
Sector Estrato Cargo fijo
Rangos de consumo
Residencial
88
Asumiendo consumos energeacuteticos iguales al mes en gas natural y GLP para un usuario de estrato Medio-Bajo nos da que la factura por gas natural seriacutea de 10 US$ (20 m3) y por GLP 20 US$ (cilindro de 40 libras) Es decir el precio para GNC estariacutea entre estos dos valores Asiacute mismo se debe realizar un anaacutelisis de cada caso considerando los diferentes mercados y la posibilidad de la combinacioacuten de cargos de transporte de cilindros y de transporte de GNC en vehiacuteculos de carga con el fin de determinar la viabilidad de los proyectos La inversioacuten a realizar depende por un lado de la ubicacioacuten geograacutefica del campo productor ya que no es lo mismo que se encuentre en una zona aislada que en otra de faacutecil acceso con servicios proacuteximos y por otro de la propia dimensioacuten y complejidad del proyecto de almacenamiento de gas La tabla 39 muestra los precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia para abril y mayo de 2014
Tabla 39 Precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
A continuacioacuten se muestra en la tabla 40 los costos de inversioacuten para una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Tabla 40 Costos de una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Refineriacutea de
BcaApiay Dina Cusiana
Ingreso al Productor ($GL) 191798 176440 176483 177666
Ingreso al Productor ($KG) 87023 86955 87010 87023
Transporte () No aplica No aplica No aplica
Precio de venta al comercializador 191798 176440 176483 177666
Precio de venta al comercializador 87023 86955 87010 87023
PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS GLP DE ABRIL 15 A MAYO 14 DE 2014
Concepto
Planta
Precios maacuteximos regulados de suministro de GLP sin perjuicio de lo establecido en las OPC con precio regulado
PRECIOS REGULADOS DE GLPTomado de httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
89
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
La inversioacuten en una unidad de compresioacuten estaacutendar para manejar 700 m3 de gas por hora es de 1079 M$COP y los costos de administracioacuten y operacioacuten estaacute en 38935 M$ El mantenimiento menor en 1079 M$ cada antildeo y el mantenimiento mayor es de 1079 M$ cada cinco antildeos La vida uacutetil de la inversioacuten es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio de compresioacuten anual es del 90
2013 (COP)
Inversioacuten $ 1079000000
Sist compresioacuten estaacutendar de 130 KW presioacuten de entrada 250
psigKW 130
Costo promedio por potencia instalada $KW 8300000
Costo de combustible (Energiacutea eleacutectrica) $ 389351340
Consumo de energiacutea KWhm3 017
Capacidad de compresioacuten media m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del 90 hr 7884
Costo promedio energiacutea $KWh 415
Costo anual durante 20 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Costo mantenimiento mayor cada 5 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Capacidad media de compresioacuten m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del compresor del 90 hr 7884
m3antildeo 5518800
pcantildeo 194813640
Volumen de gas requerido por unidad de compresioacuten pcd 533736
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de unidades de compresioacuten requeridas unidades 09
Capacidad media de compresioacuten y Unidades requeridas
Volumen medio anual asociado a un compresor estaacutendar
COSTO UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO
DE 130 KW
Costos Administracion Operacioacuten y Mantenimiento Anual
Costo de mantenimiento
90
En la tabla 41 los costos de inversioacuten por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Tabla 41 Costos por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
2013 (COP)
Equipos Cantidad Costo Unitario ($) Total Costo ($)
Cilindro de 100 Litros 12 1408649 16903793
Set de Vaacutelvulas 12 95355 1144265
Canastilla 1 7946350 7946350
25994408
64986020
649860
Capacidad media de almacenamiento por moacutedulo m3 300
Utilizacioacuten media anual del moacutedulo del 100 diacuteas 365
m3 antildeo 109500
pcantildeo 3865350
Volumen de gas requerido por moacutedulodiacutea pcd 10590
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de moacutedulos seguacuten capacidad disponible de gas moacutedulos 475
3087768719
30877687
Nota especial Un moacutedulo de 300 m3 vaciacuteo pesa 16 Ton Lleno pesa 2 Ton Un viaje de ida y regreso carga 36 Tonkm
Nota 1 Para el almacenamiento y transporte se consideran moacutedulos de almacenamiento conformados por 12 cilindros de acero con sus
vaacutelvulas de flujo y bloqueo de seguridad con capacidades de 100 litros(25 m3) cada uno para un total por moacutedulo de 300 m3 a 3600 psig Se Nota 2 Se deberaacute disponer de un moacutedulo que suministra el gas en cada municipio maacutes otro moacutedulo que estaraacute en uso en la etapa de
compresioacuten y transporte medio moacutedulo como reserva en cada municipio en caso de presentarse inconvenientes en el transporte es decir
seraacuten 25 modulos en total Esto significa que por 1 m3 a consumir se debe considerar en la inversioacuten de almacenamiento el equivalente a 25
m3
Costos Administracioacuten Operacioacuten y Mantenimiento del 1 sobre la inversioacuten
INVERSION TOTAL DE ALMACENAMIENTO DE GNC (472 Modulos) - $
COSTO TOTAL ADMINISTRACION OPERACIOacuteN Y MMTO - $ Antildeo
Total x moacutedulo (nota 1)
Total para operacioacuten y almacenamiento (valor moacutedulo x 25 veces) (nota 2 )
ANEXOCOSTO POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 m3
Capacidad media de almacenamiento y nuacutemero de moacutedulos (300 m3) cu
Demanda a cubrir por moacuteduloantildeo
91
La inversioacuten en el sistema de almacenamiento es de 308783 millones $COP para 47 moacutedulos (un moacutedulo almacena 300 m3) El mantenimiento total por antildeo es de 3088 millones $COP La vida uacutetil de los moacutedulos es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio anual de almacenamiento es del 10012
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para una planta de GNC
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del tamantildeo de la planta que este caso no es alta dado el volumen que se dispone Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (metropulgada) asumiendo el gasoducto de 3rdquo de diaacutemetro y a una distancia de 1 Km desde el campo seriacutea de 150 mil doacutelares La inversioacuten requerida para una planta de GNC es 247 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto cuya inversioacuten no es alta y ademaacutes solo se requiere de construir dos plantas la implementacioacuten es de corto plazo maacutexime cuando en el paiacutes ya se han construido
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas ademaacutes se recibiriacutean ingresos por el proceso de compresioacuten almacenamiento y transporte del gas comprimido
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte de gas podraacuten comprimir su gas para luego ser consumidos en las poblaciones pequentildeas y alejadas del sistema Este proyecto aplica muy bien ya que en la regioacuten donde se ubica este campo no se tiene una gran cobertura de gas natural a falta de
12 En el Anexo H se detalla el flujo de caja para servicio de compresioacuten y almacenamiento de gas natural
92
infraestructura de transporte Este puede ser un proyecto para lo que lleve a cabo un tercero y no directamente ECOPETROL
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE
CRUDO EN LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN
Esta idea surge a partir de diversos planteamientos que permitieron realizar esta propuesta el planteamiento se propone entre la autora junto con la tutoriacutea brindada por Ecopetrol y en base a ello se realizaron diversos caacutelculos para seleccionar equipos y accesorios de esta alternativa El sistema de recoleccioacuten de los fluidos extraiacutedos inicia desde la cabeza del pozo pasando por un manifold de produccioacuten e ingresando a una liacutenea madre para ser transportado hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene Cada pozo aporta una cantidad diferente en volumen y composicioacuten de crudo agua y gas que mezclados pueden originar condiciones reoloacutegicas adversas que exijan mayores requerimientos de energiacutea en el sistema de extraccioacuten de cada pozo El campo produce alrededor de 95244 BFPD de los cuales 59606 son BOPD 35638 son BWPD y 403 MMSCFD de gas asociado el crudo tiene una gravedad API promedio de 14ordm y una temperatura de 125degF en cabeza de pozo Debido a que el crudo tiene una baja gravedad API y una alta viscosidad es necesario inyectarle nafta como diluyente en la cabeza del pozo y obtener de esta manera una mejor fluidez En la tabla 39 se muestra un resumen detallado de los datos de produccioacuten en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 42 Datos produccioacuten del Sistema de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
El sistema de recoleccioacuten lo conforman dos troncales de produccioacuten (norte y sur) que recogen la produccioacuten de varios cluacutester de pozos y lo llevan hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene donde se separaran los fluidos (crudo agua y gas) a traveacutes de separadores generales y tratadores termo electroestaacuteticos El crudo se almacena en tanques y perioacutedicamente se bombea hasta la estacioacuten de
TRONCAL BFPD BOPD BWPD GAS MMSCFD POZOS
Norte 60549 27676 32874 3191 63
Sur 34693 31930 2764 0837 74
TOTAL 95242 59606 35638 4028 137
SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENEENERO DE 2014
93
almacenamiento de Apiay el agua es tratada y dispuesta en lagunas de oxidacioacuten mientras que parte del gas se mantiene en solucioacuten el que se libera se consume en la estacioacuten y el sobrante se va a tea En la ilustracioacuten 25 se muestra un diagrama de proceso del calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Ilustracioacuten 26 Diagrama de Proceso de Calentamiento de Crudo en la Etapa de Recoleccioacuten
Fuente Autora
De acuerdo a lo anterior se puede observar en el diagrama una alternativa de aprovechamiento de este gas en el calentamiento de los fluidos en liacutenea La idea consiste en interrumpir el flujo bien sea en la troncal o un ramal antes de la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y pasarlo a traveacutes de un separador bifaacutesico por donde ingresa el crudo junto con gas y agua y se separa la parte liacutequida de la gaseosa el gas separado se lleva a condiciones para venta (condiciones CREG) Seguido de esto se pasa la parte liacutequida por un tratador teacutermico en donde se calienta el liacutequido (crudo y agua) con parte del gas separado y tratado Los fluidos calientes se enviacutean a la estacioacuten de tratamiento de Chichimene con una bomba estacionaria por la misma liacutenea pero revestida a fin de mantener la temperatura y la movilidad de los liacutequidos En esta etapa de recoleccioacuten se deja o se reduce la inyeccioacuten de diluyente
La implementacioacuten de esta alternativa conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas a la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electro sumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se reduce el volumen de nafta inyectado ya que solo se requiere la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento
94
Esta alternativa puede ser aplicada en uno o en varios nodos Lo importante es que estos puntos de derivacioacuten de la produccioacuten sean los que mayor porcentaje de gas tengan de tal forma que el gas separado pueda recolectarse y llevarse a un mismo punto de proceso para llevarlo a condiciones CREG y de alliacute desviar parte para el calentamiento de crudo y agua y el resto se enviacutee para venta o consumo en otra aplicacioacuten
En sentido de ver las ventajas que representa esta alternativa para el campo Chichimene en cuanto a la reduccioacuten de energiacutea en el sistema de extraccioacuten y ahorro en el diluyente se asume que los nodos donde se implementariacutea esta alternativa sea en la mitad del tramo de las troncales ya que la presioacuten de cabeza de pozo es en promedio 250 psi y la temperatura de 125degF la presioacuten en la estacioacuten de Chichimene sea de 40 psi y la temperatura de 100degF De acuerdo con esto las peacuterdidas de presioacuten en la liacuteneas troncales es de 210 psi por consiguiente la presioacuten en la cabeza de los pozos bajariacutea a 105 psi es decir se reduce en un 58 lo cual repercute directamente en los requerimientos de energiacutea de las bombas Siacute todo el sistema de extraccioacuten consume cerca de 20 MWh y el gasto de energiacutea es de 000096 KWhbblpsi el ahorro seraacute de 78 MWh a precios de productor (220 $KWh) seriacutean 7 MMUS$antildeo Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutea Esto mismo aplica para el caacutelculo de ahorro en el diluyente
Los requerimientos energeacuteticos de los pozos y su ahorro energeacutetico al disminuir el recorrido de los fluidos hasta la planta de tratamiento se pueden ver en la siguiente tabla 43
95
Tabla 43 Balance de requerimiento energeacutetico de liacutenea troncal 16 de diaacutemetro
Fuente Autora
En la siguiente tabla 44 se pueden ver los caacutelculos para determinar el espesor del aislante teacutermico para la tuberiacutea de recoleccioacuten
Tabla 44 Datos de caacutelculo para espesor del revestimiento
Fuente Autora
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia KwhpsiBl
Requerimiento de Presioacuten (psi) 250 40 210 000096
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 024 00384 02016
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de tratamiento (m) 6000
Energiacutea requerida tuberiacutea produccioacuten (KWhmbbl) 00000336
Cabeza pozo Planta calentamiento Diferencia
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de calentamiento (m) 3000
Requerimento de presioacuten (psi) 145 40 105
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 01392 00384 01008
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia
Ahorro (KWhbbl) 01008 0 01008
Volumen de produccioacuten (BFPD) 35000
Ahorro (KWdiacutea) 84672
Ahorro (KWAntildeo) 30905280
Ahorro (US$antildeo)-(0122 US$KW) 3770444
Ahorro energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
BALANCE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO LIacuteNEA TRONCAL 16 DIAacuteMETRO
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta tratamiento
Diaacutemetro nominal tubo 16 pulgada
Diaacutemetro interno tubo - r1 15 pulgada
Diaacutemetro externo tubo - r2 16 pulgada
Espesor de aislante 05 pulgada
Diaacutemetro total - r3 17 pulgada
Longitud del tubo 1 pie
Conductividad teacutermica del acero - Ka 26 BTUhftdegF
Conductividad teacutermica del
recubrimiento fibra de vidrio - Kr004 BTUhftordmF
Temperatura del liacutequido - T1 20000 ordmF
Temperatura del acero - T2 19999 ordmF
Temperatura del recubrimiento - T3 19120 ordmF
Temperatura ambiente - Taire 11000 ordmF
Peacuterdida de calor -365 BTU
DATOS PARA CALCULAR EL ESPESOR DEL REVESTIMIENTO
96
En la tabla 45 se muestran las ecuaciones que se emplearon para los caacutelculos del espesor de revestimiento para la tuberiacutea
Tabla 45 Ecuaciones empleadas para caacutelculos de espesor de revestimiento
Fuente Autora
En la tabla 46 se pueden ver los caacutelculos de energiacutea requerida para calentar los fluidos y con base en ello determinar el volumen de gas necesario para tal fin
Flujo de calor en cilindros Q=2piKL(Ti-To)Ln(riro)
Qtub = (T2-T1)Rtub -365
Rtub = ln(r2r1)(2piKL) 0000395062
Qrec = (T3-T2)Rrec -364
Rrec = ln(r3r2)(2piKL) 0241217142
Flujo de calor de aire (hftordmF) Qa=hA(Ta-T3)
Raire = 1hA (hftordmF)
Coeficiente de conveccioacuten del aire = h h=113(T3-Ta)^013
A = Aacuterea externa (ft2) 631
1 Suponer T3 1912
2 Calcular h 2001339317
3 Calcular Raire 2223810806
4 Encontrar Qaire -3651389757
5 Encontrar T2 1999855748
ECUACIONES
CAacuteLCULOS
97
Tabla 46 Balance de energiacutea y gas para calentar fluidos
Fuente Autora
A continuacioacuten se muestra la inversioacuten requerida de los principales equipos para el nodo ldquoTroncal Surrdquo la cual maneja un volumen de 35000 BFPD de los cuales 2800 barriles son agua y el volumen de gas es de 800000 pies cuacutebicos En esta planta se requiere invertir en un sistema de respaldo en caso de que la planta falle y para ello se debe disponer de tanques de almacenamiento de fluidos y almacenamiento de nafta con capacidad para 8 horas de flujo como tambieacuten sistema inteligente para desviar las corrientes Tambieacuten se debe invertir en el revestimiento de la tuberiacutea En la tabla 47 se pueden ver dichas inversiones la inversioacuten para equipos principales es de 1145 MMUS$ gasoducto entre la planta de calentamiento y tratamiento de gas es de 09 MMUS$ inversioacuten para revestir la tuberiacutea en 3 kiloacutemetros es de 0436 MMUS$ y la inversioacuten en el sistema de respaldo es de 0575 MMUS$ para un total de 306 MMUS$ aproximadamente
Tabla 47 Costos de inversioacuten de equipos principales para calentamiento de crudo
Calor especiacutefico crudo API 14deg 203 KJKgdegK
Calor especIacutefico del agua 41813 KJKgdegK
Volumen a calentar de agua 2800 BWPD
Volumen a calentar de crudo 32200 BOPD
Temperatura inicial 140 degF
Temperatura final 200 degF
Q = CEM(T2-T1)agua 111669812 KJ
Q = CEM(T2-T1)crudo 623473981 KJ
Qtotal 735143793 KJ
Poder caloriacutefico del gas CREG 40000 KJKg
Densidad del gas 06 Kgm3
30631 m3diacutea
1081274 SCFDGas requerido por diacutea
BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR LOS FUIDOS
CE = (0388 + 000045T)GE^(05) 41813 donde T = 200 GE = 0971
Calor requerido
Gas requerido
Q = CEM(T2-T1) donde M = masa
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Fuente ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo Universidad Central de Venezuela
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG en las vasijas de calentamiento de fluidos lo cual genera GEI los cuales son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo esta alternativa lo mejor es concentrar todo el gas en un mismo punto para su procesamiento
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del nuacutemero de plantas de calentamiento en todo caso se requiere por planta de separadores bifaacutesicos tratadores de calentamiento y bombas de transferencia de liacutequidos y al igual que todas las alternativas propuestas una planta general para tratarlo y llevarlo a condiciones CREG En caso de que sobre gas este se puede vender por lo que se tendraacute que construir un gasoducto para llevarlo hasta el punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte El tamantildeo de las vasijas depende del volumen de fluido a manejar en cada nodo Para el caso del nodo Troncal Sur la inversioacuten asciende a 306 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que tiene muchos beneficios
Equipo Caracteriacutesticas generales
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 250degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipos 290000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 350degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipo 475000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 100degF
Presioacuten de disentildeo 300 psi
Costo equipos 380000 US$
Bombas de transferencia de fluidos (4 unidades)
Separadores generales horizontales (2 unidades)
Calentador teacutermico de fuego indirecto (una unidad)
EQUIPOS REQUERIDOS PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
TUBERIacuteASTRONCAL SUR
99
operativos podriacutea acelerarse su implementacioacuten y para un planta este plazo podriacutea ser de aproximadamente dos antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas El iacutendice de falla del sistema de extraccioacuten se reduce ya que los requerimientos de presioacuten que exige el sistema disminuyen y por ende mejora la eficiencia de las bombas de subsuelo lo que repercute en menos peacuterdidas de produccioacuten por la falla de las bombas de extraccioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales De otra parte el campo ahorrariacutea alrededor de 708 MWh (107 Millones de doacutelares al antildeo) en el sistema de extraccioacuten de crudo y otra suma por ahorro en la inyeccioacuten de nafta Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma del Sistema Nacional de Transporte se dejariacutea de consumir un buen porcentaje y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN
Significativa en lugares donde se requieren cantidades de calor (en forma de vapor o agua caliente) friacuteo y energiacutea eleacutectrica La trigeneracioacuten se aplica al sector terciario donde ademaacutes de necesidades de calefaccioacuten y agua caliente se requieren importantes cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Este tipo de sistemas es usado principalmente en el sector industria como empresas de alimentos y sector residencial debido a los cambios estacionales
Su ciclo baacutesico se basa de un generador un condensador evaporador y absorbedor Resulta ser una alternativa econoacutemica a los sistemas convencionales de refrigeracioacuten y es rentable para superficies superiores a 5000 m2 con utilizaciones de maacutes de 80 de diacuteas al antildeo
El punto de equilibrio para un proyecto de trigeneracioacuten es para 5 millones de KWhMes en consumo de energiacutea lo cual requiere de un volumen de gas de 14 MMSCFD Este sistema aplica muy bien en la industria y hospitales donde se podriacutea obtener ahorros del 40 de consumo de energiacutea
100
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para trigeneracioacuten
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende de un generador un condensador un evaporador y un absorbedor Tambieacuten requiere de la planta de procesamiento de gas para llevarlo a condiciones CREG y de otra parte la construccioacuten de un gasoducto para transportar este gas desde el campo hasta el punto de uso La mayor inversioacuten la debe hacer el agente productor que consiste en la planta de proceso y el gasoducto
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que en el entorno no tiene cliente no tiene sentido realizarlo en su lugar lo mejor es venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas pues las inversiones son las mismas
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten Por tratarse de una alternativa que en el entorno no dispone de un cliente no se le haraacute un anaacutelisis econoacutemico
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido En el entorno no existen hospitales o industrias con estos requerimientos de energiacutea por lo tanto no es viable su aplicacioacuten para ese volumen de gas ya que el punto de equilibrio es para un consumo de 14 MMSCFD
101
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS
El hecho de ventear o quemar gas en el campo merece implementar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubica el campo Ante esta praacutectica la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de la operacioacuten del campo Ademaacutes de las alternativas analizadas en este trabajo existen otras que se podriacutean llevar a cabo como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de los hidrocarburos adecuar este gas para utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) Lo menos que se puede hacer en este caso es disminuir la produccioacuten de GEI por la quema lo que conlleva a la construccioacuten de una planta de procesamiento del gas para eliminar los liacutequidos
En el anexo L se muestra el anaacutelisis econoacutemico de lo que representa para Ecopetrol el gas que se quema yo se ventea Este gas tiene un alto poder caloriacutefico como resultado de la extraccioacuten en conjunto con el crudo y a su vez por la disolucioacuten que se le hace al crudo con nafta para poderlo transportar por tuberiacuteas desde la cabeza del pozo hasta la planta de tratamiento Por lo tanto este gas sucio requiere de un proceso para poder llevarlo a condiciones de comercializacioacuten y en este estado su precio podriacutea oscilar alrededor de 6 US$MMbtu Para efectos de analizar lo que se deja de recibir como ingresos de este gas se toma de referencia que este gas podriacutea comercializarse despueacutes de tratamiento en 6 US$MMbtu y por lo tanto habraacute que quitarle 2 US$MMbtu por tratamiento (cuando se procesan 4 MMpcd) restarle ademaacutes 1 US$MMbtu por efecto de imprevistos y utilidad por el proceso de tratamiento lo cual da que el valor de este gas sucio puede ser de 3 US$MMbtu es decir el 50 de lo que vale un gas tipo CREG Sobre esta base Ecopetrol deja de recibir en VNA unos 34 MUS$ en un periacuteodo de 20 antildeos lo cual ha permitido en este proyecto viabilizar algunas alternativas para su implementacioacuten Si el gas en condiciones no CREG deja un VNA de 34 MMUS$ el cual no se recibe como ingreso permite estudiar cualquier opcioacuten de mejorarlo y disponerlo para su comercializacioacuten Asiacute que lo miacutenimo que se puede plantear es construir la planta de tratamiento y el gasoducto para su transporte lo que convierte este proyecto en un VNA de 236 MMUS$ que corresponde a la alternativa de Venta de gas En la tabla 48 se muestra el consolidado de validacioacuten de las alternativas analizadas en especial lo relacionado con el impacto econoacutemico y los beneficios operacionales En este consolidado se muestran los resultados econoacutemicos para un periacuteodo de evaluacioacuten de 20 antildeos Ademaacutes se califican estas alternativas con base en criterios tales como tiempo de implementacioacuten de la alternativa impacto al interior del campo y a nivel externo inversiones de equipos y plantas entre otros
102
Tabla 48 Evaluacioacuten Cualitativa de Alternativas Propuestas
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
ALTO BAJA CORTO PLAZO ALTA MEDIO ALTO
De dejan de recibir ingresos
por la no disposicioacuten de este
gas para uso industrial yo
comercial VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
VNA = - 34222 MMUS$
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEI
Es necesario el tratamiento para
disponerlo para cualquier uso En
la inversioacuten estaacute el gasoducto de 40
Km
Ingresos por venta de gas VNA
a un periacuteodo de 20 antildeos
PLANTA DE TRATAMIENTO 2293 MMUS$VNA = 2363 MMUS$ TIR = 21
RI = 54 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO ALTA ALTO ALTO
Se reduce emisiones GEI
Las inversiones en la planta de
calentamiento son bajas La planta
de tratamiento asume la inversioacuten
del gasoducto 40 Km
Reduce costos energiacutea eleacutectrica
nafta y mantenimiento a pozos
Mejora eficiencia de
extraccioacuten VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
CALENTAMIENTO FLUIDOS 306 MMUS$VNA = 25490 MMUS$ TIR =
880 RI = 01 antildeo
CALENTAMIENTO FLUIDOS +
TRATAMIENTO DE GAS2599 MMUS$
VNA = 27853 MMUS$ TIR =
880 RI = 1 antildeo
Venta al SNT Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Venta y Compra de gas
Aumenta disponibilidad de gas
en el paiacutes Operacioacuten maacutes
limpia
Calentamiento de Crudo
(Solo para 33 del total
fluiacutedos extraiacutedos )
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Requiere ingenieriacutea
baacutesica
Mejora eficiencia Sistema de
Extraccioacuten Reduce
requerimiento de energiacutea Mayor
produccioacuten
Aumenta disponibilidad de
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
Linea Base (Quema o
Venteo de Gas)
El campo Chichimene esta
catalogado como
productor de crudo y el gas
obtenido es muy poco Esto
hace que solo requiera de
permiso para quemar el
gas excedente y no se
generen multas
Las instalaciones operativas se
mantienen en estado de alerta
por la dispersioacuten de este gas en
su entorno lo cual podriacutea
originar explosiones causando
dantildeo especialmente al personal
de la operacioacuten de la planta de
tratamiento de Chichimene
Genera una alta contaminacioacuten
en el entorno por la quema de
este gas y sobre todo que la
dispersioacuten de estos gases de
combustioacuten es l imitada ya que
el punto de quema permanece
en el mismo sitio
El impacto genera gases de
combustioacuten que oscila
alrededor de 60
TonMMSCFD durante todos
los diacuteas del antildeo El grado de
dispersioacuten es muy bajo
concentrando estos gases
en el mismo sitio
Se debe mantener la tea equipos de
control y monitoreo de gases en
oacuteptimas condiciones de operacioacuten
Asiacute mismo mantener vigilancia
permanente por parte del personal
de seguridad para evitar
acumulaciones de gas alrededor de
la operacioacuten que puedan ocasionar
explosiones repentinas
103
Tabla 45 Evaluacioacuten Cualitativa Final de Alternativas Propuestas (Continuacioacuten)
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
MEDIO MEDIA LARGO PLAZO ALTA ALTO MEDIO
Reduce emisiones GEI Siacute es
combinada la reduccioacuten es
mayor
Es un buen negocio para realizarlo
conjuntamente La teacutermica asume
inversioacuten del gasoducto 40 Km
Reduce costos por compra de
energiacutea por mayor produccioacuten
Reduce costos por intervencioacuten
a pozos VNA a un periacuteodo de 20
antildeos
TEacuteRMICA 232 Mwe 3180 MMUS$VNA = 9269 MMUS$ TIR = 44
RI = 24 antildeos
TERMICA 232 Mwe + PLANTA
TRATAMIENTO GAS4873 MMUS$
VNA = 12387 MMUS$ TIR =
37 RI = 314 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Esta alternativa es maacutes viable siacute
ECP la realiza conjuntamente La
planta tratamiento asume la
inversioacuten del gasoducto de 40 Km
Ingresos por venta GNC VNA a
un periacuteodo de 20 antildeos
GNC 247 MMUS$VNA = 576 MMUS$ TIR = 38
RI = 277 antildeosGNC + PLANTA TRATAMIENTO
GAS254 MMUS$
VNA = 2939 MMUS$ TIR = 22
RI = 502 antildeos
BAJO ALTA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Inversioacuten alta de 143 MMUS$ No
se hizo corrida econoacutemica por no ser
viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Depende de Peak
Shaving Madre
Mejora seguridad de
instalaciones Almacena gas
para uso posterior Riesgo
explosioacuten
Ingresos de venta GNL No se
hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Cubre demanda pico de gas
Exporta gas l icuado Operacioacuten
maacutes limpia
BAJO MEDIA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEINo se hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA No hay cliente en el
entorno
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Ingresos por venta de gas No
se hizo corrida econoacutemica por
no ser viable en el momento
Aumenta disponibilidad de gas
en paiacutes Operacioacuten maacutes limpia
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Estabilidad a la produccioacuten
Reduce fallas
Aumenta disponibilidad
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
Auto Generacioacuten
(Teacutermica 23 2 MWe )Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Trigeneracioacuten
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Existen varias
plantas en paiacutes
Gas Natural Comprimido
(Planta para 500
MSCFD ) el excedente
de gas se vende
Cubre demanda de poblaciones
lejanas Cubre demanda pico
Reemplaza gas importado Uso
de gas de campos marginales
Planta Peak Shaving
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
104
En cada una de las alternativas planteadas en la matriz se muestra el beneficio econoacutemico como un VNA a un periacuteodo de 20 antildeos el impacto ambiental de cada una de las alternativas13 los requerimientos econoacutemicos de cada una de ellas Los plazos de ejecucioacuten dependen de las autorizaciones que se requiera para llevar a construccioacuten cada una de las alternativas Asimismo la incidencia operativa los beneficios operacionales y el impacto externo se evaluacutean con rangos de alto medio bajo siacute impacta de manera positiva o negativa a la operacioacuten del campo a las comunidades cercanas o paiacutes14
De acuerdo con lo anterior las alternativas se analizan y se resumen de la siguiente forma
En la alternativa de Generacioacuten Eleacutectrica se analiza que la demanda de energiacutea por los pozos productores es de 19 MWh y en la medida que el campo pierde presioacuten el sistema de extraccioacuten estaraacute maacutes profundo demandando una mayor cantidad de energiacutea para mantener los mismos niveles de produccioacuten Este concepto es uno de los que mayor inciden en los costos de produccioacuten (18 millones de doacutelares al antildeo a precio de productor de 220 $KWh) Por la demanda de energiacutea por los costos de produccioacuten y sobre todo por la estabilidad en el sistema eleacutectrico del campo que conlleva menores peacuterdidas de produccioacuten de crudo la autogeneracioacuten de energiacutea en el campo seriacutea conveniente pero no deja de ser una variable importante el volumen de gas disponible Ademaacutes la inversioacuten que se requiere (planta de tratamiento del gas central teacutermica redes subestaciones y gasoducto) es alta y su implementacioacuten es de largo plazo El VNA de la teacutermica es de 3180 MMUS$ y un TIR de 9269 y conjunto con la planta de tratamiento el VNA es de 4873 MMUS$ y el TIR es de 37 En este caso la turbina genera gas suficiente para cubrir la demanda del sistema de extraccioacuten (es decir 20 MW) y el excedente (alrededor de 1 MW) se destina para la planta de tratamiento
La alternativa de Venta de gas requiere que el gas cumpla especificaciones CREG para hacer factible su venta bien sea para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Esta alternativa tiene una inversioacuten baja ya que soacutelo se requiere construir la planta de procesamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas que es el gasoducto CusianandashApiay-Bogotaacute Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto es de 6 millones de doacutelares y ademaacutes su implementacioacuten es de corto plazo Este gas
13 En el Anexo O se muestra la medicioacuten de impactos ambientales de cada una de las alternativas a partir de los factores de emisioacuten de los contaminantes como tambieacuten el grado de dispersioacuten de los contaminantes en el medio ambiente 14 En el Anexo N se puede detallar cada uno de los requerimientos econoacutemicos para las diferentes alternativas valoradas
105
cubririacutea parte del gas que Colombia tendriacutea que importar a partir del 2018 siacute no se adicionan nuevas reservas en estos cuatros antildeos El VNA de esta alternativa es de 2363 MMUS$ y un TIR de 21
Para el caso de pequentildeas producciones de gas como el campo Chichimene que es de 500000 pies cuacutebicos hoy diacutea la Planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) la cual abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Esta alternativa estaacute sujeta a que exista una planta Peak Shaving que licue almacene y regasifique el gas la cual requiere que entidades gubernamentales como ECOPETROL UPME CREG entre otros organismos aprueben la construccioacuten La planta estariacutea destinada para manejar el gas que se importe siacute se diera el caso o en su defecto para condicionar el gas que se exportariacutea por viacutea mariacutetima Bajo estas circunstancias la idea de licuar el gas del campo Chichimene para almacenarlo en una planta Peak Shaving madre no es viable en los momentos actuales ni en el mediano plazo De otra parte las inversiones y los gastos operativos de una planta Peak Shaving son altos y el retorno de la inversioacuten es de muy largo plazo (mayor a 20 antildeos)
La alternativa de Gas Natural Comprimido es viable ya que el volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea podriacutean dar una cobertura para 25000 familias que registren consumos promedios de 20 pies cuacutebicos por diacutea (0567 m3diacutea) La demanda potencial para este gas son las pequentildeas poblaciones que estaacuten lejos de la red de transporte de gas y que usan como combustible el gas licuado del petroacuteleo (GLP) cuyo costo es el doble de lo que vale el gas natural domiciliario La facilidad para transportar GNC y ademaacutes que el precio oscila entre el precio del gas natural y el GLP lo hacen viable para su implementacioacuten Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado El tiempo para la implementacioacuten de esta alternativa es de corto plazo y sobre todo que en el paiacutes existen varias plantas de GNC La inversioacuten de la planta GNC es de 247 MMUS$ el VNA de 576 MMUS$ y el TIR de 38 El anaacutelisis de viabilidad de esta alternativa se hizo para un volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea De acuerdo con las proyecciones de produccioacuten incremental de gas es factible ampliar esta alternativa o en su defecto el gas que sobre se pueda destinar a cualquiera de las otras alternativas
La implementacioacuten de la alternativa de Calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electrosumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se
106
reduce el volumen de nafta inyectado pues solo se requiere de la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean La inversioacuten es baja (306 MMUS$) y genera un VNA de 2549 MMUS$ y un TIR de 880 Dado que el gas que requiere es menor al que se podriacutea tener se hace necesario construir la planta y el gasoducto para el gas sobrante lo cual da una inversioacuten conjunta de 25 99 MMUS$ con un VNA de 27853 MMUS$ y un TIR de 110 Esta alternativa resulta la maacutes conveniente desde todos los paraacutemetros analizados El tiempo de implementacioacuten es de corto plazo ya que los montajes de las vasijas no son complejos y lo acelera el hecho de tener muy buenas ventajas para la operacioacuten del campo
La alternativa de Trigeneracioacuten no tiene gran viabilidad dado el entorno donde se encuentra el campo Chichimene pues este sistema es aplicable en el sector industrial y en el sector residencial para abastecer energiacutea friacuteo y calor debido a cambios estacionales Lo que conlleva a procesar el gas y llevarlo por un gasoducto hasta el punto de uso ya que en el entorno del campo no hay empresas o industrias que requieran de estos servicios luego resulta ser lo mismo que venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas del paiacutes
107
6 CONCLUSIONES
La alternativa que genera mayores beneficios es la de calentamiento de fluidos en las liacuteneas de recoleccioacuten Esta alternativa es econoacutemicamente impactante como tambieacuten lo es su baja inversioacuten incidencia operacional y de raacutepida implementacioacuten El VNA de esta alternativa incluyendo la planta de tratamiento del gas es de 278 MMUS$ que es 10 veces maacutes que el VNA de lo que representa la venta del gas para consumo comercial
La alternativa de autogeneracioacuten presenta buenos beneficios en la parte econoacutemica y sobre todo en la estabilidad de la operacioacuten de extraccioacuten de hidrocarburos De otra parte es conveniente porque libera la energiacutea que hoy diacutea se toma del Sistema Nacional de Transporte y se puede disponer para consumo nacional No presenta ventajas en lo relativo al tiempo que requiere su implementacioacuten Esta alternativa es la que sigue en VNA a la alternativa anterior
La alternativa de gas natural comprimido presenta un gran impacto con respecto al entorno ya que esta conversioacuten de gas natural a gas licuado le permite a la comunidad del aacuterea disponer de un gas maacutes barato que el GLP No obstante cuando se combina con la planta de tratamiento de gas es mucho maacutes viable econoacutemicamente
El gas de recoleccioacuten del campo Chichimene debe ser tratado para llevarlo a condiciones CREG de tal forma que se pueda disponer para cualquiera de las alternativas planteadas en este estudio Con la venta de este gas se cubren las inversiones de la planta de tratamiento y generan un buen impacto econoacutemico
El gas producido en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene no se debe seguir quemando dado el impacto negativo en el medio ambiente Las emisiones de CO2 por la quema de este gas son de aproximadamente 316 toneladas por diacutea durante todos los diacuteas del antildeo y sobre todo que su impacto se concentra en un mismo lugar
Las alternativas de la planta Peak Shaving y trigeneracioacuten no son viables en la actualidad
108
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109
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110
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111
ANEXOS
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte
1 CHICHIMENE-4 K1K2 4453 130 4323 971 140 108 - K1K2
2 CHICHIMENE-17 K1K2 2411 47 2363 981 142 301 162 K1K2
3 CHICHIMENE-20 K1K2 2349 92 2257 961 40 044 - K1K2
4 CHICHIMENE-5 K1K2 2095 368 1726 824 171 046 147 K1K2
5 CHICHIMENE-82 K2 1796 357 1439 801 7 002 209 K2
6 CHICHIMENE-80 K2 1426 267 1159 813 0 0 208 K2
7 CHICHIMENE-173 K1 1384 170 1215 877 0 0 199 K1
8 CHICHIMENE-1 K1K2 1242 34 1208 973 92 269 - K1K2
9 CHICHIMENE-12A K1K2 1167 283 883 757 0 0 166 K1K2
10 CHICHIMENE-38 K1 1142 507 635 556 69 014 123 K1
11 CHICHIMENE-172 K1 1079 171 908 842 0 0 190 K1
12 CHICHIMENE-67 K1 1067 458 610 571 9 002 214 K1
13 CHICHIMENE-19 K1K2 983 251 732 745 181 072 - K1K2
14 CHICHIMENE-66 K1 781 179 602 771 7 004 214 K1
15 CHICHIMENE-26 K1 756 395 361 478 13 003 170 K1
16 CHICHIMENE-81 K1 348 73 275 790 0 0 207 K1
17 CHICHIMENE-82 K1 332 66 266 801 1 002 209 K1
18 CHICHIMENE-15 K1K2 201 189 12 60 183 097 - K1K2
19 CHICHIMENE-23 K1K2 0 0 0 Inactivo 0 0 - K1K2
SUBTOTAL K1 - K2 25012 4037 20974 839 1055 026 179
1 CHICHIMENE-158 SF 2632 1832 800 304 44 002 - SF
2 CHICHIMENE-65 SF 2550 1479 1071 420 116 008 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
112
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
3 CHICHIMENE-34 SF 2001 680 1321 660 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-156 SF 1886 1554 332 176 162 01 - SF
5 CHICHIMENE-141 SF 1792 1005 787 439 78 008 - SF
6 CHICHIMENE-83 SF 1747 424 1324 757 61 014 - SF
7 CHICHIMENE-84 SF 1640 734 907 552 98 013 - SF
8 CHICHIMENE-144 SF 1495 725 770 515 50 007 - SF
9 CHICHIMENE-142 SF 1427 877 550 385 60 007 - SF
10 CHICHIMENE-140 SF 1242 664 578 465 52 008 - SF
11 CHICHIMENE-28 SF 1200 915 286 238 30 003 - SF
12 CHICHIMENE-18 SF 1109 679 430 388 153 022 - SF
13 CHICHIMENE-16 SF 1086 160 926 853 182 114 - SF
14 CHICHIMENE-22 SF 889 344 545 613 10 003 - SF
15 CHICHIMENE-108 SF 841 799 42 50 54 007 - SF
16 CHICHIMENE-63 SF 729 708 21 29 47 007 - SF
17 CHICHIMENE-3 SF 696 327 369 530 482 148 - SF
18 CHICHIMENE-160 SF 689 661 28 41 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-97 SF 670 581 89 133 46 008 - SF
20 CHICHIMENE-24 SF 666 591 75 113 117 02 122 SF
21 CHICHIMENE-74 SF 654 617 37 57 0 0 - SF
22 CHICHIMENE-40 SF 602 578 23 40 0 0 - SF
23 CHICHIMENE-159 SF 595 500 95 160 35 007 - SF
24 CHICHIMENE-163 SF 554 535 19 34 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
113
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
25 CHICHIMENE-62 SF 548 519 29 53 41 008 - SF
26 CHICHIMENE-86 SF 548 494 54 99 41 008 - SF
27 CHICHIMENE-115 SF 525 451 73 141 11 002 - SF
28 CHICHIMENE-73 SF 479 383 96 200 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-6 SF 434 429 4 12 29 007 - SF
30 CHICHIMENE-116 SF 391 348 43 110 0 0 - SF
31 CHICHIMENE-39 SF 378 366 13 32 27 007 - SF
32 CHICHIMENE-44 SF 347 327 21 58 34 01 - SF
33 CHICHIMENE-145 SF 298 283 15 50 10 003 - SF
34 CHICHIMENE-162 SF 290 263 27 93 9 004 - SF
35 CHICHIMENE-35 SF 274 252 22 80 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-57 SF 271 254 17 63 10 004 - SF
37 CHICHIMENE-60 SF 264 258 5 23 0 0 - SF
38 CHICHIMENE-27 SF 228 218 10 44 0 0 - SF
39 CHICHIMENE-161 SF 202 193 10 45 0 0 - SF
40 CHICHIMENE-2 SF 189 179 10 53 19 011 - SF
41 CHICHIMENE-59 SF 188 184 4 21 3 001 - SF
42 CHICHIMENE-95 SF 128 111 17 133 0 0 - SF
43 CHICHIMENE-109 SF 94 93 1 11 2 002 - SF
44 CHICHIMENE-41 SF 69 65 4 58 0 0 - SF
45 CHICHIMENE-111 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
46 CHICHIMENE-113 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
114
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
47 CHICHIMENE-133 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
48 CHICHIMENE-136 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
49 CHICHIMENE-137 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-138 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
51 CHICHIMENE-14 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
52 CHICHIMENE-157 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-23 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
54 CHICHIMENE-42 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-43 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-58 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
57 CHICHIMENE-61 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
58 CHICHIMENE-64 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
59 CHICHIMENE-85 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
60 CHICHIMENE-96 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122
TOTAL 60549 27676 32874 543 3191 0115 139
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
115
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur
1 CHICHIMENE-50 K1 364 210 154 423 0 0 - K1
SUBTOTAL K1 - K2 364 210 154 423 0 0 -
1 CHICHIMENE SW-05 SF 1042 995 47 45 0 0 - SF
2 CHICHIMENE-104 SF 1026 921 105 102 8 001 - SF
3 CHICHIMENE-69 SF 953 864 88 93 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-32 SF 890 819 71 80 12 001 - SF
5 CHICHIMENE SW-28 SF 877 807 70 80 0 0 - SF
6 CHICHIMENE-105 SF 817 764 52 65 3 0 - SF
7 CHICHIMENE-36 SF 786 484 303 384 6 001 - SF
8 CHICHIMENE SW-31 SF 781 730 50 65 0 0 - SF
9 CHICHIMENE SW-57 SF 773 729 44 57 0 0 - SF
10 CHICHIMENE SW-35 SF 753 572 181 240 0 0 - SF
11 CHICHIMENE-122 SF 752 750 2 03 0 0 - SF
12 CHICHIMENE SW-59 SF 725 688 37 51 0 0 - SF
13 CHICHIMENE SW-4 SF 714 585 129 181 0 0 - SF
14 CHICHIMENE SW-47 SF 695 667 28 40 0 0 - SF
15 CHICHIMENE SW-34 SF 681 620 61 90 0 0 - SF
16 CHICHIMENE-30 SF 677 596 82 120 342 057 - SF
17 CHICHIMENE SW-58 SF 660 498 162 245 0 0 - SF
18 CHICHIMENE SW-20 SF 652 638 14 21 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-54 SF 648 611 37 57 19 003 - SF
20 CHICHIMENE-76 SF 648 615 32 51 25 004 - SF
21 CHICHIMENE-53 SF 634 581 53 84 31 005 - SF
22 CHICHIMENE-55 SF 610 564 46 75 24 004 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
116
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
23 CHICHIMENE-125 SF 595 540 55 92 0 0 - SF
24 CHICHIMENE SW-13 SF 565 555 11 18 2 0 - SF
25 CHICHIMENE-106 SF 559 536 23 41 15 003 - SF
26 CHICHIMENE-124 SF 553 488 65 118 0 0 - SF
27 CHICHIMENE SW-11 SF 551 544 7 13 191 035 - SF
28 CHICHIMENE SW-49 SF 503 483 20 40 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-88ST1 SF 501 459 42 84 3 001 - SF
30 CHICHIMENE-93 SF 486 451 35 72 2 0 - SF
31 CHICHIMENE SW-46 SF 480 465 15 31 0 0 - SF
32 CHICHIMENE SW-19 SF 474 469 6 11 0 0 - SF
33 CHICHIMENE SW-10 SF 461 456 6 11 0 0 - SF
34 CHICHIMENE SW-14 SF 450 440 10 22 3 001 - SF
35 CHICHIMENE-121 SF 444 426 18 41 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-70 SF 441 404 37 84 14 003 - SF
37 CHICHIMENE-87 SF 433 369 64 148 2 0 - SF
38 CHICHIMENE SW-29 SF 428 338 90 210 0 0 - SF
39 CHICHIMENE SW-24 SF 410 377 33 80 0 0 - SF
40 CHICHIMENE SW-42 SF 406 397 10 22 0 0 - SF
41 CHICHIMENE SW-43 SF 406 393 13 32 0 0 - SF
42 CHICHIMENE-29 SF 390 369 21 54 1 0 - SF
43 CHICHIMENE SW-17 SF 374 356 18 48 0 0 - SF
44 CHICHIMENE SW-38 SF 370 361 9 24 0 0 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
117
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
45 CHICHIMENE SW-21 SF 369 356 13 35 0 0 - SF
46 CHICHIMENE SW-25 SF 361 329 32 89 0 0 - SF
47 CHICHIMENE-78 SF 355 337 18 51 21 006 - SF
48 CHICHIMENE SW-45 SF 333 313 20 60 0 0 - SF
49 CHICHIMENE SW-6 SF 331 308 23 69 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-123 SF 330 312 18 55 0 0 - SF
51 CHICHIMENE SW-12 SF 329 324 5 15 2 001 - SF
52 CHICHIMENE SW-2 SF 316 298 18 57 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-103 SF 297 272 25 84 1 0 - SF
54 CHICHIMENE-120 SF 297 281 16 54 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-127 SF 286 278 8 28 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-48 SF 279 277 2 07 1 0 - SF
57 CHICHIMENE-71 SF 270 255 15 56 2 001 - SF
58 CHICHIMENE-91H SF 258 253 5 19 7 003 - SF
59 CHICHIMENE SW-33 SF 254 246 8 31 0 0 - SF
60 CHICHIMENE SW-08 SF 252 251 1 04 75 03 - SF
61 CHICHIMENE SW-51 SF 240 233 7 29 0 0 - SF
62 CHICHIMENE-79 SF 235 230 5 21 1 0 - SF
63 CHICHIMENE-119 SF 224 222 2 09 0 0 - SF
64 CHICHIMENE SW-26 SF 220 213 7 32 0 0 - SF
65 CHICHIMENE-118 SF 212 191 21 99 0 0 - SF
66 CHICHIMENE-72 SF 206 196 10 49 1 001 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
118
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
67 CHICHIMENE SW-27 SF 188 177 10 59 0 0 - SF
68 CHICHIMENE-49 ST1 SF 183 181 3 11 0 0 - SF
69 CHICHIMENE SW-09 SF 161 158 2 19 0 0 - SF
70 CHICHIMENE SW-15 SF 150 149 0 07 0 0 - SF
71 CHICHIMENE SW-18 SF 117 115 2 17 0 0 - SF
72 CHICHIMENE-126 SF 111 102 9 81 0 0 - SF
73 CHICHIMENE SW-30 SF 91 89 3 22 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 34329 31720 2610 76 837 0026 -
TOTAL 34693 31930 2764 80 837 0026 -
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
119
Anexo C Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Norte
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH28 CL4 5049 340
CH62 CL4 4060 192
CH63 CL4 4659 266
CH65 CL4 1163 236
CH27 CL7 000 17
CH57 CL7 000 24
CH59 CL7 000 26
CH60 CL7 00 19
CH26 CL9 000 110
CH38 CL9 3660 131
CH39 CL9 000 106
CH66 CL9 26 103
CH67 CL9 404 110
CH40 CL10 00 205
CH41 CL10 000 162
CH73 CL10 000 195
CH74 CL10 000 173
CH43 CL11 596 145
AK1 CL13 00 379
CH35 CL13 00 120
CH108 CL13 545 215
CH109 CL13 00 93
CH34 CL14 113 128
CH115 CL14 115 126
CH83 CL21 5613 176
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH84 CL21 6543 158
CH86 CL21 000 225
CH80 CL22 000 164
CH81 CL22 00 83
CH82 CL22 00 145
CH160 CL24 00 179
CH161 CL24 00 126
CH162 CL24 00 178
CH163 CL24 00 195
CH141 CL25 1720 166
CH142 CL25 3990 167
CH144 CL25 4980 176
CH156 CL26 1616 180
CH158 CL26 436 209
CH159 CL26 3467 227
CH140 CL33 5159 148
CH96 CL46 5820 206
CH97 CL46 000 314
CH172 CL46 000 102
CH173 CL46 000 102
CH14 IND 7890 242
CH2 IND 1944 79
CH6 IND 2890 152
CH4 IND 14002 266
CH3 IND 48230 228
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH24 IND 11747 108
CH17 IND 14243 56
CH18 IND 15257 229
CH16 IND 18211 85
CH5 IND 17121 134
CH12A IND 021 80
SW1 5026 38
8944
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
120
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-12 1 176 157
SW-13 1 227 117
SW-14 1 257 152
SW-15 1 000 139
CH-29 2 090 209
CH-53 2 3136 171
CH-54 2 1884 192
CH-55 2 2356 221
CH-69 5 234 248
CH-70 5 140 166
CH-71 5 15 88
CH-72 5 13 68
SW-2 6 000 127
SW-10 6 000 181
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-11 6 1361 193
SW-17 6 000 129
SW-18 6 000 224
SW-19 6 000 185
CH-30 8 3420 253
CH-48 8 073 112
CH-49 8 000 159
CH-50 8 000 130
SW-8 12 747 138
SW-9 12 0 77
SW-24 16 00 219
SW-25 16 00 173
SW-26 16 00 140
SW-27 16 00 136
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
121
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-4 17 00 112
CH-103 17 07 126
CH-104 17 78 165
CH-105 17 25 387
CH-106 17 153 203
CH-122 19 027 198
CH-123 19 000 171
CH-124 19 000 218
CH-125 19 000 157
CH-126 19 000 77
CH-127 19 050 125
CH-32 20 115 227
CH-87 20 16 136
CH-88 20 299 200
CH-91H 20 730 300
CH-93 20 222 165
SW-20 29 000 63
SW-21 29 000 38
CH-118 30 000 19
CH-119 30 000 29
CH-120 30 000 28
CH-121 30 000 38
SW-6 31 000 151
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-28 31 000 190
SW-29 31 000 138
SW-30 31 000 145
SW-31 31 000 244
SW-5 32 000 181
SW-49 32 000 59
SW-51 32 000 24
SW33 34 000 25
SW34 34 000 63
SW35 34 000 67
SW57 34 000 61
SW58 34 000 47
SW59 34 000 60
CH-36 35 263 120
CH76 35 2462 114
CH-77 35 399 149
CH-78 35 2130 156
CH-79 35 115 109
SW38 36 000 21
SW42 37 000 46
SW43 37 000 43
SW45 37 000 25
SW46 37 000 58
9982
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
122
Anexo E Resumen consumo en pozos del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
1 4 565
2 4 793
5 4 570
6 6 1039
8 4 654
12 2 215
16 4 668
17 5 993
19 6 946
20 5 1028
29 2 101
30 4 114
31 5 868
32 3 264
34 6 323
35 5 648
36 1 21
37 4 172
Subtotal SUR 18 74 9982
S
U
R
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
4 4 1034
7 4 86
9 5 560
10 4 735
11 1 145
13 4 807
14 2 254
21 3 559
22 3 392
24 4 678
25 3 509
26 3 616
33 1 148
46 4 724
IND 11 1659
SW1 1 38
Subtotal NORTE 16 57 8944
N
O
R
T
E
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
123
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Total AOM 497251340 512168880 527533947 543359965 681103165 576450587 593744104 611556428 629903120 789585241
Cons Energiacutea - $ 389351340 401031880 413062837 425454722 438218363 451364914 464905862 478853038 493218629 508015188
AOM menor - $ 107900000 111137000 114471110 117905243 121442401 125085673 128838243 132703390 136684492 140785027
AOM mayor - $ 0 0 0 0 121442401 0 0 0 0 140785027
Demanda - m3 5518800 5684364 5854895 6030542 6211458 6397802 6589736 6787428 6991051 7200782
VNA -AOM ($) $ 3587090188
Inversioacuten - $ 1079000000
VNA Total - $ $ 4666090188
VNA -Volumen (m3) 38512400
121 $m3
34322 $pcCosto compresioacuten
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Total AOM 668264220 688312147 708961512 730230357 915345699 774701386 797942427 821880700 846537121 1061136538
Cons Energiacutea - $ 523255643 538953312 555121912 571775569 588928836 606596701 624794602 643538440 662844594 682729931
AOM menor - $ 145008577 149358835 153839600 158454788 163208431 168104684 173147825 178342260 183692527 189203303
AOM mayor - $ 0 0 0 0 163208431 0 0 0 0 189203303
Demanda - m3 7416806 7639310 7868489 8104544 8347680 8598111 8856054 9121736 9395388 9677249
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
124
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento (Continuacioacuten)
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Inversioacuten $ 64986020
Costo de AOM $ 649860 $ 669356 $ 689437 $ 710120 $ 731423 $ 753366 $ 775967 $ 799246 $ 823223 $ 847920
Demanda - m3 109500 112785 116169 119654 123243 126941 130749 134671 138711 142873
VNA -AOM $COP $ 4534985
Inversioacuten - $COP $ 64986020
VNA Total - $COP $ 69521005
VNA -Volumen (m3) 764135
91 $m3
2578 $MMBTU =Costo almacenamiento x moacutedulo 132 UD$MMbtu (TRM = 1950$US$)
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Costo de AOM $ 873358 $ 899559 $ 926545 $ 954342 $ 982972 $ 1012461 $ 1042835 $ 1074120 $ 1106343 $ 1139534
Demanda - m3 147159 151574 156121 160804 165629 170597 175715 180987 186416 192009
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
125
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Norte
126
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Sur (Continuacioacuten)
127
Anexo H Precios de Referencia de Gas Natural de Campo Guajira y Opoacuten
Fuente Resolucioacuten CREG 119 de 2005
Anexo I Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
El gas en Colombia es considerado como un bien de primera necesidad y dado que gran parte de su produccioacuten se consume principalmente como gas domiciliario se cataloga como un servicio puacuteblico esencial y por esto es competencia del paiacutes hacer control en la cadena de valor de este energeacutetico
Es competencia de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible asiacute mismo asegurar que se realicen en el paiacutes por medio de empresas oficiales mixtas o privadas las actividades de produccioacuten comercializacioacuten construccioacuten y operacioacuten de gasoductos y de redes
Por lo anterior el gobierno creoacute la Comisioacuten de Regulacioacuten de la Energiacutea y Gas ldquoCREGrdquo a traveacutes de la Ley 142 de 1994 como unidades administrativas
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
56537 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo Guajira pertenece a caacutelculos
internos realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011
Ecopetrol no es una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicadaPMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
PMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PERIODO 01 DE ENERO DE 2014 - 30 DE JUNIO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) = 63244 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo OpOacuten pertenece a caacutelculos internos
realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011 Ecopetrol no es
una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicada
PRECIO GAS NATURAL CAMPO OPOacuteN
PRECIO GAS NATURAL CAMPO GUAJIRAPERIODO 01 DE AGOSTO DE 2013 - 31 DE ENERO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) =
128
especiales con independencia administrativa teacutecnica y patrimonial y adscrita al Ministerio de Minas y Energiacutea La CREG tiene la funcioacuten de regular los monopolios en la prestacioacuten del servicio de gas cuando la competencia no sea de hecho posible y en los demaacutes casos la de promover la competencia entre quienes presten servicios puacuteblicos para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean econoacutemicamente eficientes no impliquen abusos de la posicioacuten dominante y produzcan servicios de calidad Para ello tendraacute las siguientes funciones y facultades especiales
Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energiacutea y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energeacutetica eficiente propiciar la competencia en el sector de minas y energiacutea y proponer la adopcioacuten de las medidas necesarias para impedir abusos de posicioacuten dominante y buscar la liberacioacuten gradual de los mercados hacia la libre competencia
Expedir regulaciones especiacuteficas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijacioacuten de compromisos de ventas garantizadas de gas
Establecer el reglamento de operacioacuten para realizar el planeamiento y la coordinacioacuten de la operacioacuten del Sistema Nacional de Ductos y para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de gas combustible
Fijar las tarifas de venta de gas combustible o delegar en las empresas distribuidoras cuando sea conveniente dentro de los propoacutesitos de esta Ley bajo el reacutegimen que ella disponga la facultad de fijar estas tarifas
Definir las metodologiacuteas y regular las tarifas por los servicios de despacho y coordinacioacuten prestados por los centros regionales y por el Centro Nacional de Despacho
La CREG ha estudiado y aprobado varias resoluciones para cumplir con sus funciones de control entre las cuales se citan especialmente las que tienen que ver con la produccioacuten comercializacioacuten distribucioacuten y transporte de gas A continuacioacuten se hace un resumen de lo que tratan estas resoluciones
I CONDICIONES GENERALES
Con el fin de garantizar el acceso abierto al Sistema Nacional de Transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados se suscribiraacuten independientemente de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su valoracioacuten El transportador de gas natural no podraacute realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Podraacute no obstante adquirir
129
el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del Sistema de Transporte siacute ello se hace necesario Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no podraacuten ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6deg de Resolucioacuten 057 de 1996 El transportador tampoco podraacute tener intereacutes econoacutemico en empresas de generacioacuten eleacutectrica Los productores de gas natural no podraacuten desarrollar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica pero podraacuten poseer hasta 25 del capital social de una empresa que desarrolle tal actividad Los productores comercializaraacuten libremente su produccioacuten de gas natural y realizaraacuten contratos de venta en el Mercado Mayorista Los grandes consumidores de gas natural podraacuten negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor comercializador transportador o distribuidor pagando los correspondientes cargos al duentildeo de las redes siacute fuese el caso Los precios de transporte distribucioacuten y venta seraacuten negociables pero no superiores a los precios maacuteximos establecidos por la CREG salvo cuando mediante resolucioacuten se haya determinado que el precio de comercializacioacuten a grandes consumidores sea libre Con el fin de adecuar los contratos a las necesidades de los consumidores y a sus condiciones particulares se ofreceraacuten distintas modalidades contractuales las cuales seraacuten de conocimiento puacuteblico Podraacuten ofrecerse entre otros contratos firmes contratos en pico o contratos interrumpibles que incluyan o no prima de disponibilidad o una combinacioacuten de ellos En suma se permiten todas aquellas modalidades contractuales que no sean contrarias a la ley y la regulacioacuten y a los principios de libre competencia Se negociaraacuten de manera independiente los contratos de transporte y los de compraventa cuando se adquiera el combustible en un sitio distinto del nodo intermedio o de salida del Sistema o Subsistema de Transporte y se admitiraacuten diferentes puntos de entrega Al vender gas combustible por redes de tuberiacutea los comercializadores no discriminaraacuten entre personas o clases de personas salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta Los comercializadores no restringiraacuten distorsionaraacuten o evitaraacuten la competencia en la produccioacuten transporte distribucioacuten o comercializacioacuten del gas Asimismo no podraacuten abusar de su posicioacuten dominante en la fijacioacuten de precios
130
El transportador no podraacute otorgar trato preferencial a ninguacuten usuario de sus servicios y en particular a los comercializadores distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relacioacuten de las que configuran intereacutes econoacutemico Las empresas que desarrollen actividades de produccioacuten venta o distribucioacuten pueden ser comercializadoras Las empresas prestadoras de Servicios Puacuteblicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994 podraacuten continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y ademaacutes la actividad de comercializacioacuten siempre y cuando tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades De la misma forma procederaacuten todas las empresas que desarrollen simultaacuteneamente actividades de distribucioacuten de gas combustible En ninguacuten caso podraacuten dar un trato preferencial a ninguacuten comprador con teacuterminos contractuales similares
II PRODUCCIOacuteN DE GAS NATURAL
Los productores de gas natural deberaacuten ofrecer en venta todo su gas atenieacutendose a procesos transparentes de acuerdo con la metodologiacutea que consideren maacutes conveniente
Cuando el productor requiera gas natural para su propio consumo o para destinarlo a atender las necesidades de personas vinculadas econoacutemicamente a eacutel deberaacute adquirirlo o disponer de su propia produccioacuten de gas a precios de mercado Para ello deberaacute competir en los diferentes puntos de entrega dentro de condiciones de mercado con otros potenciales compradores siacute es del caso haciendo oferta sobre su propio gas
Se exceptuacutea de lo establecido en los artiacuteculos anteriores
Aquel campo en que exista gas asociado y en el que el productor decida reinyectarlo alliacute mismo por motivos teacutecnicos relacionados con la produccioacuten del petroacuteleo asociado
El consumo interno propio de la operacioacuten de los campos
La fijacioacuten del precio maacuteximo para el gas colocado en los nodos de entrada en la troncal seraacute asiacute
Para reservas descubiertas despueacutes del 11 de septiembre de 1995 los precios se determinaraacuten libremente sin sujecioacuten a topes maacuteximos Para ECOPETROL a partir del 1 de enero de 1998 A partir del 11 de septiembre del antildeo 2000 entraraacute en vigencia la foacutermula tarifaria
Para reservas descubiertas antes 11 de septiembre de 1995 localizados en el interior del paiacutes y Costa Atlaacutentica los precios tendraacuten un reacutegimen libre a partir del 10 de septiembre del antildeo 2005 Para ECOPETROL con anterioridad al 1 de enero de 1998
131
III CONDICIONES TARIFARIAS
El precio maacuteximo inicial en el nodo de entrada al Sistema Nacional de Transporte seraacute de US$130MBTU El precio maacuteximo fijado en eacutesta foacutermula tarifaria seraacute regulado en el nodo respectivo de entrada del gas al Sistema Nacional de Transporte
(sum
sum
)
Siendo
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre que comienza
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre anterior
= promedio para el semestre del iacutendice de precios para el crudo estaacutendar cotizado en el mercado de Nueva York ldquoNew York Mercantile Exchangerdquo NYMEX calculado asiacute
sum
Siendo
= periacuteodo de un mes
=equivale al semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres que
terminan en el semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres
que terminan en el semestre anterior al que comienza
132
IV TRANSPORTE DE GAS NATURAL
El propoacutesito del Coacutedigo de Transporte del Gas es permitir el desarrollo mantenimiento y operacioacuten del Sistema Nacional de Transporte de gas natural por tuberiacuteas en condiciones de eficiencia coordinacioacuten y con criterios de costo miacutenimo Con acceso libre para los productores comercializadores grandes consumidores y distribuidores y garantizar una calidad uniforme de gas para todos los usuarios del Sistema de Transporte de gas natural
Los contratos interrumpibles tendraacuten la menor prioridad los contratos firmes y en pico seraacuten prioritarios para el acceso y el servicio de transporte Asimismo las empresas que desean construir nuevos gasoductos a nuevos puntos de conexioacuten tengan acceso sin restricciones a las redes existentes de transporte
El centro de despacho de gas seraacute propiedad del transportador y seraacute responsable de la coordinacioacuten del despacho recibo transporte y entrega en el suministro del combustible
Las empresas transportadoras se remuneraraacuten mediante cargos por conexioacuten y cargos por uso los cuales distinguen entre capacidad y volumen
Los duentildeos de gasoductos dedicados no se consideran transportadores ni estaacuten sujetos a esta regulacioacuten salvo en el caso en que un tercero desee conectarse En este evento su propietario tendraacute obligacioacuten de permitir el acceso previa negociacioacuten de las condiciones teacutecnicas y comerciales
El gas natural entregado al transportador por el agente en el punto de entrada del Sistema de Transporte y por el transportador en el punto de salida deberaacute cumplir con la siguiente especificacioacuten de calidad que se muestra en la ilustracioacuten 26
133
Ilustracioacuten 27 Especificaciones de Calidad Exigidas por CREG
Fuente CREG
Salvo acuerdo entre las partes el productor - comercializador y el remitente estaacuten en la obligacioacuten de entregar gas natural a la presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta las 1200 Psia de acuerdo con los requerimientos del transportador
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten
referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes
en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos
de CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200
psia
134
Si el gas natural entregado por el agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT el transportador podraacute rehusar aceptar el gas en el punto de entrada
A CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR
Es un esquema de cargos por entrada y salida transportar gas en el Sistema Nacional de Transporte del interior el nodo de Vasconia el cual es el centro de referencia para las transacciones de gas natural
Los productores referenciaraacuten el transporte desde su nodo de entrada hasta el centro de referencia Este cargo se denomina ldquocargo de entradardquo Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el centro de referencia hasta su respectivo nodo de salida Este cargo se denomina ldquocargo de salidardquo
Para los productores de zonas de produccioacuten marginales se aplicaraacute la siguiente metodologiacutea para el caacutelculo de los cargos por uso y capacidad del sistema
| | | |
Siendo
= cargo
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de entrada
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de salida
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos por entrada y salida se muestran en las siguientes ilustraciones 25 y 26 respectivamente
Ilustracioacuten 28 Cargos Maacuteximos por Entrada al SNT
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca 96 0039
Cusiana 95 0055
Apiay -49 -0063
Neiva -179 -0134
CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA
135
Ilustracioacuten 29 Cargos Maacuteximos por Salida al SNT
Ademaacutes de los cargos de entrada y salida mencionados los productores y consumidores pagaraacuten un cargo de 0016 US$ KPC sobre el volumen facturado mensualmente correspondiente a los costos de administracioacuten medicioacuten y compresioacuten asociados con el sistema de transporte del interior
A partir del 1deg de enero de 1998 sin perjuicio de los otros cargos establecidos en la presente Resolucioacuten existe un ldquocargo estampillardquo para el Sistema de Transporte de gas natural del Interior igual a 015 US$ por KPC de gas efectivamente transportado se actualizaraacute semestralmente
El sistema de transporte del interior considera las siguientes puertas de ciudad con sus respectivos subsistemas como parte integral del mismo
SANTANDER
Barrancabermeja Sabana de Torres Bucaramanga Lebrija Giroacuten Floridablanca
Piedecuesta Puerto Parra Sebastopol La Belleza Floriaacuten Albania
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca -96 -0039
Cusiana -95 -0055
Villavicencio 61 0079
Neiva 179 0134
Sebastopol -36 -0015
Medelliacuten 145 0059
Bucaramanga 47 0019
Vasconia 0 0
Mariquita 42 0022
Chinchinaacute 86 0045
Cali 160 0085
La Belleza -38 -0023
Bogotaacute 141 005
CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA
136
CUNDINAMARCA
Puerto Salgar Ricaurte Simijaca Susa Fuacutequene Capellaniacutea Gauatancuy Ubateacute Cucunubaacute Sutatausa Tausa
Nemocoacuten Cogua Chipaque Une Caacutequeza Quetame Guayabetal Fosca Soacha Bogotaacute
VALLE DEL CAUCA
Cartago Ansermanuevo Obando La Victoria La Unioacuten Zarzal Roldanillo Caicedonia Sevilla Bugalagrande Andaluciacutea Tuluaacute
San Pedro Buga Guacariacute Ginebra El Cerrito Palmira Candelaria Pradera Florida Yumbo Cali Jamundiacute
ANTIOQUIA
Puerto Berrio Maceo Caracoliacute Yolomboacute San Roque Cisneros Santo Domingo Don Matiacuteas Concepcioacuten Guarne Rionegro
Barbosa Girardota Copacabana Bello Medelliacuten Itaguiacute Envigado La Estrella Sabaneta Caldas
137
BOYACAacute
Puerto Serviez Vasconia Puerto Boyacaacute Tunungua Bricentildeo Chiquinquiraacute Caldas Beleacuten Cerinza Combita Cucaita Duitama
Nobsa Paipa Saacutechica Samacaacute Santa Rosa de Viterbo Sogamoso Sora Sutamarchan Tunja Tuta Villa de Leyva Dicataacute
TOLIMA
Honda Mariquita Guayabal Leacuterida Liacutebano Tierra Adentro Ambalema La Sierra Venadillo Alvarado Piedras Doima
Ibagueacute Flandes Gualanday Chicoral Espinal Guamo Saldantildea Ortega Natagaima Fresno Herveo
CALDAS
La Dorada Victoria Manzanares Manizales
Neira Villa Mariacutea Chinchinaacute Palestina
QUINDIacuteO
Filandia Salento Circasia Montenegro
Quimbaya Calarcaacute Armenia La Tebaida
138
HUILA
Aipe Neiva
CASANARE
Tauramena Monterrey Aguazul
Yopal Morichal Cusiana
RISARALDAS
Marsella Santa Rosa de Cabal Dos Quebradas Pereira
La Virginia Balboa La Celia
META
Acaciacuteas Restrepo Cumaral
Villavicencio Apiay
Ilustracioacuten 30 Entradas y Salidas al SNT
DIAGRAMA No 1
Barranca Bmanga
Medellin Sebastopol
Vasconia La Belleza Cusiana
Cogua
Bogotaacute Apiay
Chinchinaacute Mariquita
Cali
Neiva
139
El sistema de transporte del interior comprende los 13 tramos troncales que se incluyen en el diagrama anterior Sobre estos tramos podraacuten establecerse nodos intermedios de salida cuyos cargos asociados se calcularaacuten en forma simple conforme a la siguiente metodologiacutea descrita en la ilustracioacuten 30
Ilustracioacuten 31 Caacutelculo para Nodos Intermedios al SNT
Sea el tramo de intereacutes el que conecta los nodos A y B y que tiene una longitud total de para el cual se calcularaacuten los cargos de salida en el nodo intermedio ubicado a una distancia medida sobre la troncal desde el nodo
Los cargos de salida (capacidad en US$KPCD-Antildeo) y (uso en US$KPC) en dicho nodo se calcularaacuten a partir de los cargos de salida (capacidad en los
nodos A y B) y (uso en los nodos A y B) mediante la siguiente foacutermula
B CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL CENTRO
El sistema de transporte del centro seraacute utilizado por ECOPETROL para el transporte de gas desde los campos de gas de la Guajira hasta el complejo petroquiacutemico de Barrancabermeja
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos para el sistema de transporte del centro se muestran en la tabla 49
140
Tabla 49 Cargos Maacuteximos para Sistema de Transporte de Centro
C CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR
Es un esquema de cargos que refleja el costo de transportar gas combustible en el sistema de transporte del sur mediante el siguiente procedimiento
Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el campo productor o desde la conexioacuten con el sistema de transporte del interior hasta su respectivo nodo de salida independientemente de la distancia recorrida Los cargos maacuteximos por uso del sistema de transporte del sur se muestran en la tabla 50
Tabla 50 Cargos Maacuteximos por Sistema de Transporte del Sur
V COMERCIALIZACIOacuteN DE GAS NATURAL
Los comercializadores podraacuten suministrar gas natural a precios acordados libremente soacutelo a quienes se definen como grandes consumidores Los productores de gas natural podraacuten comercializar su produccioacuten de manera independiente o en conjunto con otros socios del contrato de exploracioacuten y produccioacuten respectiva y podraacuten comercializar conjuntamente la produccioacuten de dos o maacutes contratos de exploracioacuten y produccioacuten diferente Los productores y comercializadores de gas natural podraacuten celebrar contratos de venta de gas natural a grandes consumidores y a los distribuidores a precios negociados libremente sujetos a un tope maacuteximo Todo distribuidor independientemente de su volumen de compras seraacute considerado como un gran consumidor Los contratos de suministro de gas natural a grandes consumidores podraacuten pactarse por un plazo maacuteximo de 20 antildeos teacutermino que se contaraacute a partir de la fecha del inicio de la ejecucioacuten del respectivo contrato
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Ballenas - Barrancabermeja 272 0111
CARGOS MAacuteXIMOS
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Neiva - Hobo 749 0228
CARGOS MAacuteXIMOS
141
VI DISTRIBUCIOacuteN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIacuteA
Los distribuidores permitiraacuten el acceso a las redes de tuberiacutea de su propiedad a cualquier productor comercializador o gran consumidor de gas combustible a cambio del pago de los cargos correspondientes La expansioacuten de los sistemas de distribucioacuten seraacute responsabilidad de las empresas que desarrollen esa actividad siempre que se ofrezcan realizar en condiciones competitivas o de miacutenimo costo Las empresas distribuidoras seraacuten remuneradas por los servicios que presten a los grandes consumidores por entrega de gas en las redes del distribuidor y por transporte por las redes del distribuidor Los distribuidores que realicen la actividad de comercializacioacuten en su aacuterea de servicio deberaacuten separar contablemente su actividad de distribucioacuten de la de comercializacioacuten de acuerdo con las regulaciones expedidas por la CREG La tarifa a los pequentildeos consumidores de gas natural es
Siendo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 para compras de gas natural en
troncal en el antildeo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 de transporte en troncal en el antildeo
= cargo promedio maacuteximo unitario en $m3 permitido al distribuidor por uso de la red en el antildeo
= cargo o margen maacuteximo unitario en $m3 de comercializacioacuten en el antildeo
= factor de correccioacuten en $m3 en el antildeo (puede ser positivo o negativo) es igual a cero en el antildeo inicial
Anexo J Especificaciones Proyecto Termo San Fernando
Fuente Resolucioacuten 0728 de 6 de septiembre de 2012
Mediante la Resolucioacuten 0271 del 30 de abril de 2012 y acorde con lo regulado en la Ley 99 de 1993 el Decreto 2820 de 2010 y los Decretos 3573 y 3578 de 2011 y Resolucioacuten 877 del 7 de septiembre de 2000 el Ministerio autorizoacute la cesioacuten de derechos y obligaciones en relacioacuten con los campos Castilla y Chichimene de la empresa CHEVRON PETROLEUM COMPANY OF COLOMBIA
142
a la Empresa Colombiana de Petroacuteleos ECOPETROL actual ECOPETROL SA y asiacute mismo acogioacute el Plan de Manejo Ambiental - PMA que se veniacutea desarrollando
Mediante la Resolucioacuten 169 del 21 de febrero de 2001 el Ministerio otorgoacute licencia ambiental a la empresa ECOPETROL SA para los pozos de desarrollo Chichimene-18 y Castilla-26 incluyendo la construccioacuten de liacuteneas de flujo y viacuteas de acceso
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Fernando
El proyecto consiste en la instalacioacuten de un sistema de autogeneracioacuten de energiacutea estable para consumo y soporte del Bloque Cubarral y para el cual se presenta la infraestructura asociada
De acuerdo con la informacioacuten suministrada el aacuterea a ocupar por la central de generacioacuten es de aproximadamente 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Femando - VIT en la Vereda astenia del municipio de Castilla La Nueva en terrenos en los que actualmente se desarrollan actividades de ganaderiacutea y agricultura
Se considera viable la realizacioacuten de este proyecto aunque la empresa deberaacute presentar antes del inicio de las actividades un PMA especiacutefico en el que se presente toda la informacioacuten teacutecnica relativa a la construccioacuten de la central termoeleacutectrica incluyendo planos de disentildeo a escala evaluacioacuten de impactos especiacutefica para este proyecto requerimientos de agua que demanda el proyecto y la disposicioacuten final del agua residual medidas a tomar para evitar la afectacioacuten de la calidad del aire por el uso de diesel como combustible de respaldo durante la etapa productiva de la termoeleacutectrica
Vecina a la central termoeleacutectrica se ubicaraacute la subestacioacuten eleacutectrica San Femando en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica El proyecto contempla la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando la construccioacuten de cuatro liacuteneas de 115 KV asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos a 345 KV que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Es importante aclarar que la construccioacuten de la liacutenea de 230 KV proveniente de la subestacioacuten La Reforma y que tiene como destino la subestacioacuten San Femando se presentoacute ante esta autoridad como un Diagnoacutestico Ambiental de Alternativas y no hace parte de las solicitudes de este proyecto por tanto esta autoridad no se
143
manifestaraacute sobre este actividad El desarrollo de infraestructura eleacutectrica mediante la construccioacuten de las liacuteneas circuitos y redes de distribucioacuten de energiacutea al interior de los campos Castilla mdash Chichimene es una actividad viable de realizacioacuten aunque sus caracteriacutesticas deberaacuten estar acordes a la Resolucioacuten 18 1294 del 6 de agosto de 2008 del Ministerio de Minas y Energiacutea en donde se establece el Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Eleacutectricas (RETIE)
Generacioacuten de energiacutea eleacutectrica en campo Chichimene
Contempla la construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte considerable de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene Se pretende con este proyecto implementar estrategias para aprovechar el gas producido y tratado en los campos Castilla - Chichimene esta Autoridad no presenta objecioacuten en su desarrollo siempre y cuando las actividades se realicen en las coordenadas presentadas adicionalmente previo al inicio de actividades la empresa debe presentar un documento incluyendo la infraestructura a instalar un plano de disentildeo a escala y las actividades e impactos especiacuteficos de la realizacioacuten de cada uno de estos proyectos
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando subestacioacuten eleacutectrica San Fernando
Construccioacuten y operacioacuten de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando en un aacuterea maacutexima de 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Fernando mdash VIT
Construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten eleacutectrica San Femando aledantildea a la central termoeleacutectrica en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica La autorizacioacuten incluye la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Aprovechamiento de gas para generacioacuten de energiacutea eleacutectrica campo Chichimene Construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene
144
de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene para lo cual se puede utilizar alguna de las siguientes alternativas
Caldera y turbina a vapor se instalaraacute una caldera con su respectiva turbina a vapor para generar 22 MW
Motores reciprocantes Tipo 1 (acepta CO2gt20) se requieren 11 motores reciprocantes de 31 MW cada uno con capacidad de generar electricidad sin necesidad de retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Motores reciprocantes Tipo 2 (no acepta CO2) se requieren 3 motores reciprocantes de 8 MW cada uno para generar electricidad Se requiere instalar una planta de endulzamiento para retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Turbinas a gas se instalariacutea una turbina a gas de tipo aero derivativa para generacioacuten de 24 MW
Micro turbinas se requiere instalar 30 unidades de generacioacuten para la produccioacuten de 1 MW de energiacutea eleacutectrica
145
Anexo K Medicioacuten de impactos ambientales para el campo Chichimene
En la tabla 51 se muestran los diferentes factores de emisioacuten de carbono y CO2 para diversos combustibles en ella se muestra que el gas natural es el combustible que presenta menores emisiones de carbono y CO2
Tabla 51 Factores de emisioacuten por tipo de combustible
En la tabla 52 se muestra la cantidad de emisiones arrojadas a la atmoacutesfera con cada una de las alternativas planteadas (con el proceso de tratamiento de gas natural a condiciones CREG) y ademaacutes las arrojadas a la atmoacutesfera actualmente por la quema de gas en el campo Cabe resaltar que el impacto ambiental se evaluacutea de acuerdo a la cantidad de emisiones contaminantes la concentracioacuten de los contaminantes en un mismo lugar o en diferentes puntos y ademaacutes el tiempo que lleva esta praacutectica realizaacutendose Para el caso de quema de gas actual se considera alto debido a que las emisiones contaminantes incluyen ademaacutes de CO2 material particulado metano entre otros Por otra parte la quema se ha realizado durante varios antildeos todos los diacuteas al antildeo y se concentran en el mismo lugar del campo (tea) Asimismo se evaluaron las diferentes alternativas planteadas
FE de C FE de CO2
(kg GJ)a (kg GJ)b
Carboacuten Soacutelido 268 9453
Crudo Liacutequido 20 7328
Diesel Liacutequido 202 7401
Gasolina Liacutequido 189 6925
Kerosene Liacutequido 195 7145
Gas propano Gas 172 6302
GLP Gas
Gas natural Gas 153 5606
FACTORES DE EMISIOacuteN DE CARBONO Y CO2 POR
TIPO DE COMBUSTIBLE
a Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories Reference Manual IPCC Bracknell UK
b Calculado a partir de la ecuacioacuten estequiomeacutetrica C + O2 -gt CO2
Combustible Estado
146
Tabla 52 Emisioacuten de contaminantes del gas natural campo Chichimene
CONTAMINANTE FE Quema de gas Venta de gas Teacutermica GNC Calentamiento Crudo Peak Shaving
LbMMpc Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo
CO2 120000 11547273 9954545 9954545 9954545 9954545 9954545
NO2 22 - 183 183 183 183 183
PM 76 731 630 630 630 630 630
SO2 06 -
TOC 11 1059
Metano 23 221
VOC 55 529
1 (tea) 25000 hogares 1 (centra l )25000
hogares
Seguacuten nodos de
ca lentamiento (cerca a
4)
25000 hogares
ALTO BAJO MEDIO BAJO BAJO BAJO
El impacto de la a l ternativa se ca l i fica de acuerdo a la emis ioacuten de contaminantes como tambieacuten midiendo la concentracioacuten
de estos en un mismo lugar Para el caso de la quema de gas toda la contaminacioacuten se concentra en el mismo s i tio
PUNTOS DE DISPERSIOacuteN
CONTAMINANTE
IMPACTO AMBIENTAL
FEFactores de emis ioacuten para gas natura l Emis ioacuten de gases contaminantes= FE x Volumen de gas
TOC Total Organic Compounds
VOC Volati le Organic Compounds
PM Particule Materia l
Gas s in tratar se asume igual a GLP y su reaccioacuten es incompleta
EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE AL ANtildeO BASE DE CAacuteLCULO 05
MMSCFD
Gas tratado combustioacuten completa
147
Anexo L Liacutenea base de gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 53 Base de caacutelculo en gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos no aprovechados MUS$ -788 -2047 -3593 -4718 -4811 -4906 -5002 -5101 -5201 -5304
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 300 309 318 328 338 348 358 369 380 391
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29
- Costos Mantenimiento General MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 219 246
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 20 21 21 22 23 23 24 25 25 26
- Costo permisos ambientales MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
Flujo de Caja Libre MUS$ -810 -2070 -3616 -4742 -4836 -4931 -5029 -5128 -5229 -5333
Antildeos 10 20
VNA MUS$ -22189 -34161
TIR ND ND
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos no aprovechados MUS$ -5408 -5515 -5623 -5734 -5847 -5962 -6080 -6200 -6322 -6446
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 403 415 428 441 454 467 481 496 511 526
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 30 30 31 32 33 34 35 36 37 39
- Costos Mantenimiento General MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 277 312 351
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 27 28 29 29 30 31 32 33 34 35
- Costo permisos ambientales MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
Flujo de Caja Libre MUS$ -5438 -5545 -5655 -5767 -5880 -5997 -6115 -6236 -6359 -6485
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
148
Anexo M Flujo de caja para planta de tratamiento de gas
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
16930513 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693051 US$antildeo
6000000 US$
120000 US$antildeo
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto 20 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
Pronoacutesticos de volumen gas libre del
Campo Seguacuten Ecopetrol
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 3)
149
Tabla 53 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
150
Anexo N Flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
Tabla 55 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
1081 MSCFD
16930520 US$
1145000 US$
6000000 US$
900000 US$
435851 US$
Inversioacuten sistema respaldo por falla planta calentamiento 575000 US$
229000 US$antildeo
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
35000 BFPD
Volumen de nafta inyectado al 17 de dilucioacuten en crudo 5950 BFPD
Ahorro de Volumen de nafta inyectado 20
3000 m
012 US$KWe
3
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10
MMSCFD los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Tramo de tuberiacutea produccioacuten planta Calentamiento a planta Tratamiento
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 5)
Iacutendice de Precios al Consumidor
Nota 4 Es te es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en EcopetrolNota 1 No incluye tari fa de comercia l i zacioacuten transporte ni dis tribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de ca lentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg
Tota l 6 Km
Nota 3 Es tos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO amp
CALENTAMIENTO
Inversioacuten revestimiento troncal de 16 pulg
Volumen de fluidos a calentar (32200 BOPD crudo y 2800 BWPD agua)
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 4)
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta calentamiento (nota 3)
Mantenimiento planta calentamiento 20 inversioacuten
Volumen gas libre del Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta calentamiento Ver tabla
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Calentamiento
Inversioacuten gasoducto para venta
151
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDAD
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
152
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 29838 30733 31655 32605 33583 34591 35629 36697 37798 38932
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 3777 3891 4007 4128 4251 4379 4510 4646 4785 4929
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 26061 26843 27648 28478 29332 30212 31118 32052 33013 34004
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 3050 3141 3236 3333 3433 3536 3642 3751 3863 3979
- Costo compra gas MUS$ 2510 2585 2663 2743 2825 2910 2997 3087 3180 3275
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 229 236 243 250 258 265 273 282 290 299
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 131 135 139 143 147 152 156 161 166 171
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 180 1854 190962 19669086 2025915858 208669333 214929413 221377296 228018615 234859173
Flujo de Caja Libre US$ 26788 27592 28420 29273 30151 31055 31987 32946 33935 34953
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 172537 254901
TIR 880 880
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 01
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 40100 41303 42542 43819 45133 46487 47882 49318 50798 52322
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 5076 5229 5386 5547 5714 5885 6061 6243 6431 6624
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 35024 36075 37157 38271 39420 40602 41820 43075 44367 45698
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 81 83 86 88 91 93 96 99 102 105
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 4099 4222 4348 4479 4613 4752 4894 5041 5192 5348
- Costo compra gas MUS$ 3373 3475 3579 3686 3797 3911 4028 4149 4273 4401
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 308 317 326 336 346 357 367 379 390 402
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 176 181 186 192 198 204 210 216 223 229
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 241904948 249162097 25663696 264336068 27226615 280434135 288847159 297512574 306437951 31563109
Flujo de Caja Libre US$ 36001 37082 38194 39340 40520 41736 42988 44277 45606 46974
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
153
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 31357 35073 39273 42607 43782 44991 46233 47511 48825 50176
- Costos totales MUS$ 5716 5707 6102 6233 6412 6596 6786 6981 7182 7388
Flujo de Caja Libre MUS$ 25640 29366 33171 36374 37370 38395 39448 40530 41644 42788
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 178865 278532
TIR 110 110
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 10
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 51566 52995 54464 55975 57529 59127 60771 62461 64200 65988
- Costos totales MUS$ 7601 7819 8045 8276 8515 8760 9013 9273 9541 9816
Flujo de Caja Libre MUS$ 43965 45175 46419 47699 49014 50367 51758 53188 54659 56172
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
154
Tabla 56 Costo de aislamiento teacutermico de la liacutenea troncal de 16 pulgadas
Tabla 57 Sistema de respaldo por falla en la planta de calentamiento
Longitud tuberiacutea revestida - m 3000
Diaacutemetro tuberiacutea - pulgada 16
Aacuterea a revestir - m2 1557
Costo de manta en fibra de vidrio - 40 US$m2 62264
Costo de fibra de vidrio para envolver - 30 US$m2 46698
Costo de instalacioacuten - m2 326888
Total - US$ 435851
Coeficiente conductividad (003 WmdegK) Densidad de 23 Kgm2 Rango Temp -120 a 400 degC
Tensioacuten a la roptura igual a 4300 N
Costo aislamiento teacutermico liacutenea troncal de 16 pulgada
Equipos Vol Bbls Costo - US$Tanque de almacenamiento de fluidos con capacidad para 8
horas de parada11667 300000
Tanque almacenamiento de nafta dilucion de 25 para 8
hora de parada2917 75000
Sistema inteligente para desviar fluidos a tanques 50000
Accesorios valvulas bombas equipos 150000
575000
Sistema respaldo por falla en la planta de calentamiento
Total - US$
155
Anexo O Flujo de caja para planta teacutermica
Tabla 58 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
4000 MSCFD
16930520 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
25052100 US$
6000000 US$
750000 US$
2505210 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
232 MWe
012 US$KWe
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento planta teacutermica 10 inversioacuten
Mantenimiento gasoducto 40 km 2 inversioacuten
Capacidad Generacioacuten Teacutermica
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 4)
Volumen gas libre del Campo
Declinacioacuten produccioacuten gas
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta Teacutermica
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas
Costo produccioacuten de gas asociado
Gas requerido por la teacutermica 232 MWh
Costo Unitario de Tratamiento Gas (nota 3)
Inversioacuten gasoducto teacutermica a planta tratamiento 05 Km 3 pulg
BASE DE CALCULO PLANTA TERMICA
Mantenimiento gasoducto 05 km 2 inversioacuten
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
156
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCFA 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 2547 2442 2739 2769 2844 2922 3001 3082 3166 3252
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1028 1897 4878 7233 7355 7478 7604 7731 7861 7992
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 13115 30787
TIR 22 26
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 454
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCFA 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 3341 3432 3525 3621 3720 3822 3926 4034 4144 4258
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 8125 8260 8396 8535 8676 8818 8963 9109 9258 9408
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
157
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Ingresos venta energiacutea MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
- Costo produccioacuten MUS$ 11911 12268 12636 13015 13406 13808 14222 14649 15088 15541
- Costo compra gas MUS$ 9286 9564 9851 10147 10451 10765 11087 11420 11763 12116
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 2505 2580 2658 2738 2820 2904 2991 3081 3174 3269
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 15 15 16 16 17 17 18 18 19 20
Flujo de Caja Libre US$ 12929 13317 13716 14127 14551 14988 15437 15901 16378 16869
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 52942 92693
TIR 42 44
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 240
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Ingresos venta energiacutea MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
- Costo produccioacuten MUS$ 16007 16487 16982 17491 18016 18557 19113 19687 20277 20886
- Costo compra gas MUS$ 12479 12853 13239 13636 14045 14467 14901 15348 15808 16282
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 3367 3468 3572 3679 3789 3903 4020 4141 4265 4393
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 20 21 21 22 23 23 24 25 26 26
Flujo de Caja Libre US$ 17375 17896 18433 18986 19556 20142 20747 21369 22010 22670
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
158
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 26358 29924 33970 37145 38156 39196 40265 41363 42493 43654
- Costos totales MUS$ 14457 14710 15376 15785 16250 16729 17223 17731 18254 18793
Flujo de Caja Libre MUS$ 11900 15214 18594 21360 21906 22466 23042 23632 24238 24861
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 66058 123869
TIR 34 37
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 314
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 44848 46075 47337 48634 49968 51339 52749 54199 55690 57222
- Costos totales MUS$ 19348 19919 20507 21113 21736 22379 23040 23721 24422 21953
Flujo de Caja Libre MUS$ 25500 26156 26830 27521 28232 28961 29710 30478 31268 35269
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
159
Anexo P Flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
Tabla 59 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 us$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
500 MSCFD
16930520 US$
2314872 US$
6000000 US$
150000 US$
0122 US$Km - Ton
100 Km
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
3
111 anual
1800 $US$
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO ampGAS
COMPRIMIDO
Volumen gas libre del
Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccion gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo Unitario de
Tratamiento Gas (nota 4)
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta GNC
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Gas Comprimido
Inversioacuten gasoducto para venta
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta GNC (nota 3)
Costo transporte gas por carretera seguacuten CREG
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Distribucioacuten Planta a Municipio-promedio
Mantenimiento gasoducto planta tratamiento a planta GNC 10 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD los
demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de calentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg Total 6 Km
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
160
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSION Antildeos 544
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
161
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 3095 3188 3284 3382 3484 3588 3696 3807 3921 4039
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 16 1648 1697 1748 1801 1855 1910 1968 2027 2088
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2231 2298 2367 2438 2578 2586 2664 2744 2826 2989
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 276 285 293 302 378 320 330 340 350 439
Consumo energiacutea MUS$ 216 22280 22948 23636 24345 25076 25828 26603 27401 28223
Mantenimiento menor MUS$ 60 6174 6360 6550 6747 6949 7158 7372 7594 7821
Mantenimiento mayor MUS$ 67 78
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 17 18 18 19 19 20 20 21 22 22
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 17 1767 1820 1874 1931 1989 2048 2110 2173 2238
Costo compra de gas MUS$ 1161 1196 1231 1268 1306 1346 1386 1428 1470 1514
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 60 618 637 656 675 696 716 738 760 783
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 15 1545 1591 1639 1688 1739 1791 1845 1900 1957
Costo Transporte MUS$ 762 785 808 832 857 883 910 937 965 994
Flujo de Caja Libre US$ 864 890 917 945 905 1002 1032 1063 1095 1050
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 3134 5760
TIR 36 38
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 277
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 4160 4284 4413 4545 4682 4822 4967 5116 5269 5427
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 2150 2215 2281 2350 2420 2493 2568 2645 2724 2806
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2998 3088 3181 3276 3465 3476 3580 3687 3798 4017
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 371 382 394 406 509 430 443 457 470 590
Consumo energiacutea MUS$ 29070 29942 30840 31765 32718 33700 34711 35752 36825 37929
Mantenimiento menor MUS$ 8056 8298 8547 8803 9067 9339 9619 9908 10205 10511
Mantenimiento mayor MUS$ 91 105
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 23 24 24 25 26 27 28 28 29 30
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 2305 2375 2446 2519 2595 2673 2753 2835 2920 3008
Costo compra de gas MUS$ 1560 1607 1655 1705 1756 1808 1863 1918 1976 2035
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 2016 2076 2139 2203 2269 2337 2407 2479 2554 2630
Costo Transporte MUS$ 1024 1054 1086 1119 1152 1187 1222 1259 1297 1336
Flujo de Caja Libre US$ 1162 1197 1232 1269 1217 1347 1387 1429 1472 1411
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
162
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 4613 7528 10901 13384 13683 13988 14301 14620 14948 15283
- Costos totales MUS$ 4897 4864 5233 5338 5558 5647 5808 5973 6144 6398
Flujo de Caja Libre MUS$ -284 2664 5668 8046 8125 8341 8493 8647 8804 8885
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 9463 29392
TIR 17 22
RETORNO INVERSION Antildeos 502
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 15625 15976 16335 16702 17078 17463 17856 18259 18672 19094
- Costos totales MUS$ 6500 6686 6877 7074 7367 7484 7699 7919 8146 8485
Flujo de Caja Libre MUS$ 9125 9290 9458 9628 9711 9978 10157 10340 10525 10609
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
163
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica 34
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo 36
243 Gas natural para la industria 37
244 Gas natural para uso vehicular 38
245 Gas natural para uso domeacutestico 38
246 Gas natural para trigeneracioacuten 38
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving 39
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido 40
3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE 43
31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL 47
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL 47
34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN
DE CHICHIMENE 51
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL 59
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA 62
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL 66
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas 67
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO 68
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
78
44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING 81
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
86
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 92
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN 99
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS 101
6 CONCLUSIONES 107
LISTA DE TABLAS
TABLA 1 RESUMEN DE PRODUCCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE A ENERO DE 2014 8
TABLA 2 PLAN QUINQUENAL PARA INCREMENTO DE PRODUCCIOacuteN DE GAS CAMPO CHICHIMENE 9
TABLA 3 BALANCE DE LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA 18
TABLA 4 DISTRIBUCIOacuteN DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN GPC 19
TABLA 5 PRODUCCIOacuteN FISCALIZADA EN GPC 19
TABLA 6 CAMPOS PRODUCTORES DE GAS NATURAL EN MMSCFD 2012 20
TABLA 7 SUMINISTRO DE GAS NATURAL EN MMSCFD 21
TABLA 8 VOLUacuteMENES DE GAS TRANSPORTADO EN MMSCFD 22
TABLA 9 LONGITUD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN KM 23
TABLA 10 COBERTURA DEL GAS NATURAL 24
TABLA 11 USUARIOS DE GAS NATURAL 25
TABLA 12 DEMANDA DE GAS NATURAL EN MMSCFD 26
TABLA 13 COMPONENTES TARIFARIOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS NATURAL EN
$M3 27
TABLA 14 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL ESTABLECIDAS POR LA CREG 28
TABLA 15 CONDICIONES REQUERIDAS POR LA CREG 33
TABLA 16 CROMATOGRAFIacuteA DEL GAS CHICHIMENE EN ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 43
TABLA 17CONDICIONES Y COMPOSICIONES DE ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA GAS DE
RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE 49
TABLA 18 CONDICIONES DE CALIDAD DE GAS NATURAL CREG VS CONDICIONES FINALES CON
TRATAMIENTO DE GAS EN ASPEN PLUS 50
TABLA 19 BASES DE CAacuteLCULO PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS ndash ESCENARIO (P50) 51
TABLA 20 INVERSIOacuteN DE LA PLANTA DE PROCESO DE GAS PARA ESCENARIOS DE PRODUCCIOacuteN
DE GAS (P50) Y (P90) 52
TABLA 21 COSTOS DE OPERACIOacuteN SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 54
TABLA 22 COSTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 55
TABLA 23 REQUERIMIENTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA PARA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA
PLANTA DE TRATAMIENTO (4MMPCD) 56
TABLA 24 COSTOS OPERACIONALES PLANTA DE PROCESO EN ESCENARIO PRODUCCIOacuteN DE
GAS (P50) 58
TABLA 25 COSTO ESTIMADO DE VENTEO O QUEMA DEL GAS CHICHIMENE 63
TABLA 26 FACTORES ACTIVIDAD Y EMISIOacuteN FIJADOS POR IPCC Y COMPARACIOacuteN EMISIONES
CUSIANA CON LAS DEL CAMPO CHICHIMENE 65
TABLA 27 RESUMEN CONSUMO DE POZOS EN EL CAMPO CHICHIMENE 66
TABLA 28 FACTORES DE REFERENCIA GENEacuteRICOS PARA TURBINAS A GAS 69
TABLA 29 DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES ISO Y CONDICIONES DEL CAMPO CHICHIMENE 72
TABLA 30 PARAacuteMETROS OBTENIDOS POR CAMBIOS EN TEMPERATURA HUMEDAD Y PRESIOacuteN 72
TABLA 31 CONDICIONES CON LAS QUE SE TRABAJARIacuteA LA TURBINA EN EL CAMPO CHICHIMENE
73
TABLA 32 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 45 MWE 75
TABLA 33 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 76
TABLA 34 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA DE 45 MWE 77
TABLA 35 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 77
TABLA 36 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y MANTENIMIENTO DE GASODUCTO 79
TABLA 37 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y OPERACIOacuteN PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING MADRE 85
TABLA 38 TARIFAS DEL GAS NATURAL RESIDENCIAL PARA 2014 EN COLOMBIA 87
TABLA 39 PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS DE GLP EN COLOMBIA 88
TABLA 40 COSTOS DE UNA UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO DE 130
KW 88
TABLA 41 COSTOS POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 M3 90
TABLA 42 DATOS PRODUCCIOacuteN DEL SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 92
TABLA 43 BALANCE DE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO DE LIacuteNEA TRONCAL 16 DE DIAacuteMETRO 95
TABLA 44 DATOS DE CAacuteLCULO PARA ESPESOR DEL REVESTIMIENTO 95
TABLA 45 ECUACIONES EMPLEADAS PARA CAacuteLCULOS DE ESPESOR DE REVESTIMIENTO 96
TABLA 46 BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR FLUIDOS 97
TABLA 47 COSTOS DE INVERSIOacuteN DE EQUIPOS PRINCIPALES PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO
97
TABLA 48 EVALUACIOacuteN CUALITATIVA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS 102
TABLA 49 CARGOS MAacuteXIMOS PARA SISTEMA DE TRANSPORTE DE CENTRO 140
TABLA 50 CARGOS MAacuteXIMOS POR SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR 140
TABLA 51 FACTORES DE EMISIOacuteN POR TIPO DE COMBUSTIBLE 145
TABLA 52 EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE 146
TABLA 53 BASE DE CAacuteLCULO EN GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
TABLA 54 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
DE GAS 148
TABLA 55 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y CALENTAMIENTO 150
TABLA 56 COSTO DE AISLAMIENTO TEacuteRMICO DE LA LIacuteNEA TRONCAL DE 16 PULGADAS 154
TABLA 57 SISTEMA DE RESPALDO POR FALLA EN LA PLANTA DE CALENTAMIENTO 154
TABLA 58 BASE DE CAacuteLCULO PARA TRATAMIENTO DE GAS Y PLANTA TEacuteRMICA 155
TABLA 59 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y GNC 159
LISTA DE ILUSTRACIONES
ILUSTRACIOacuteN 1 DISENtildeO METODOLOacuteGICO DEL PROYECTO 4
ILUSTRACIOacuteN 2 CAMPOS OPERADOS POR ECOPETROL EN EL META 5
ILUSTRACIOacuteN 3 UBICACIOacuteN DEL CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 7
ILUSTRACIOacuteN 4 CURVA DE PRODUCCIOacuteN DE GAS LIBRE Y GAS ASOCIADO 10
ILUSTRACIOacuteN 5 UBICACIOacuteN DEL MUNICIPIO DE ACACIacuteAS 11
ILUSTRACIOacuteN 6 GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute 12
ILUSTRACIOacuteN 7 PROYECTOS PARA EL DEPARTAMENTO DE META 13
ILUSTRACIOacuteN 8 PRONOacuteSTICO DE CONSUMO ENERGEacuteTICO MUNDIAL A PARTIR DE DIFERENTES
FUENTES DE ENERGIacuteA 17
ILUSTRACIOacuteN 9 ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA EL GAS NATURAL 30
ILUSTRACIOacuteN 10 CENTRAL TEacuteRMICA CONVENCIONAL A GAS 34
ILUSTRACIOacuteN 11 ESQUEMA GENERAL DE UNA CENTRAL CICLO COMBINADO 35
ILUSTRACIOacuteN 12 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA DE COGENERACIOacuteN 36
ILUSTRACIOacuteN 13 PRODUCTOS PETROQUIacuteMICOS OBTENIDOS A PARTIR DE GAS NATURAL 37
ILUSTRACIOacuteN 14 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA PEAK SHAVING 40
ILUSTRACIOacuteN 15 CADENA DEL GNC 41
ILUSTRACIOacuteN 16 MODELO DE TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO
CHICHIMENE 46
ILUSTRACIOacuteN 17 INVERSIOacuteN PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS VS CANTIDAD DE GAS PARA
ESCENARIOS (P50) Y (P90) 53
ILUSTRACIOacuteN 18 COSTOS DE OPERACIOacuteN Y ENERGIacuteA PARA ESCENARIO P50 57
ILUSTRACIOacuteN 19 SISTEMA ACTUAL DE RECOLECCIOacuteN Y PROCEDIMIENTO A REALIZAR PARA
VALORAR ALTERNATIVAS AL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 60
ILUSTRACIOacuteN 20 EMISIONES DE CO2 VS CANTIDAD DE GAS QUEMADO EN TEA (P50) 65
ILUSTRACIOacuteN 21 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A GAS 67
ILUSTRACIOacuteN 22 DATOS GENERALES TURBINA TITAN-250 70
ILUSTRACIOacuteN 23 CONDICIONES ISO DE OPERACIOacuteN Y DEL CAMPO CHICHIMENE 71
ILUSTRACIOacuteN 24 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS EN COLOMBIA 82
ILUSTRACIOacuteN 25 BALANCE DE GAS TOTAL EN COLOMBIA DEMANDA VS OFERTA 83
ILUSTRACIOacuteN 26 DIAGRAMA DE PROCESO DE CALENTAMIENTO DE CRUDO EN LA ETAPA DE
RECOLECCIOacuteN 93
ILUSTRACIOacuteN 27 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD EXIGIDAS POR CREG 133
ILUSTRACIOacuteN 28 CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA AL SNT 134
ILUSTRACIOacuteN 29 CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA AL SNT 135
ILUSTRACIOacuteN 30 ENTRADAS Y SALIDAS AL SNT 138
ILUSTRACIOacuteN 31 CAacuteLCULO PARA NODOS INTERMEDIOS AL SNT 139
LISTA DE ANEXOS
ANEXO A PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 111
ANEXO B PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 115
ANEXO C CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 119
ANEXO D CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 120
ANEXO E RESUMEN CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE 122
ANEXO F FLUJO DE CAJA PARA COSTO UNITARIO POR EL SERVICIO DE COMPRESIOacuteN Y
ALMACENAMIENTO 123
ANEXO G CONFIGURACIOacuteN CLUacuteSTERS EN TRONCAL NORTE 125
ANEXO H PRECIOS DE REFERENCIA DE GAS NATURAL DE CAMPO GUAJIRA Y OPOacuteN 127
ANEXO I MARCO REGULATORIO E INFRAESTRUCTURA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA 127
ANEXO J ESPECIFICACIONES PROYECTO TERMO SAN FERNANDO 141
ANEXO K MEDICIOacuteN DE IMPACTOS AMBIENTALES PARA EL CAMPO CHICHIMENE 145
ANEXO L LIacuteNEA BASE DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
ANEXO M FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS 148
ANEXO N FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y CALENTAMIENTO 150
ANEXO O FLUJO DE CAJA PARA PLANTA TEacuteRMICA 155
ANEXO P FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y GNC 159
GLOSARIO
ABSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas pasan de una primera fase a otra incorporaacutendose al volumen de la segunda fase
ADSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas son atrapados o retenidos en la superficie de un material
AMINAS Compuestos quiacutemicos orgaacutenicos derivados del amoniacuteaco Seguacuten se sustituyan uno dos o tres hidroacutegenos las aminas son primarias secundarias o terciarias respectivamente
BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES Sistema de levantamiento artificial maneja altas tasas de flujo y se encarga de desplazar voluacutemenes de crudo con alta eficiencia en yacimientos potencialmente rentables y en pozos profundos
BUTANO Gas maacutes pesado que el aire su foacutermula condensada es C4H10
CAacuteMARA DE COMBUSTIOacuteN Lugar donde se realiza la combustioacuten del combustible con el comburente en aplicaciones como turbinas a gas
CICLO COMBINADO Coexistencia de dos ciclos termodinaacutemicos en un sistema en el cual en uno el fluido de trabajo es vapor de agua y en el otro es un gas producto de una combustioacuten o quema
COGENERACIOacuteN Proceso de obtencioacuten de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica a partir de energiacutea primaria
COMBUSTIBLES FOacuteSILES Formados a partir de restos orgaacutenicos de plantas y animales muertos entre ellos se encuentra el petroacuteleo gas natural y carboacuten
COMPRESOR Maacutequina de fluido que su funcioacuten es aumentar la presioacuten y desplazar cierto tipo de fluidos como gases y vapores
CONDICIONES ESTAacuteNDAR Estado de referencia empleado para calcular propiedades bajo diferentes condiciones 60degF y 147 psia
CRACKING Conocido como destilacioacuten secundaria la cual rompe o descompone hidrocarburos de elevado peso molecular (Como gas oil y fuel oil) en compuestos de menor peso molecular (Naftas)
CRUDO EXTRA PESADO Petroacuteleo crudo que no fluye con facilidad y se ha definido con un iacutendice API inferior a 20deg
DESTILACIOacuteN Operacioacuten de separar mediante vaporizacioacuten y condensacioacuten en los diferentes componentes liacutequidos soacutelidos disueltos en liacutequidos o gases licuados de una mezcla
ENERGIacuteA PRIMARIA Forma de energiacutea disponible en la naturaleza antes de ser convertida o transformada
ETANO Gas ligeramente maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C2H6 Se obtiene por fraccionamiento de los liacutequidos del gas natural
FENOacuteMENO DEL NINtildeO Fenoacutemeno meteoroloacutegico que consiste en cambio de patrones de movimiento de corrientes marinas provocando superposicioacuten de aguas caacutelidas
GAS AacuteCIDO Gas que contiene cantidades apreciables de aacutecido sulfhiacutedrico CO2 y agua Se obtiene del tratamiento del gas amargo huacutemedo con bases faacutecilmente regenerables como son la monoetanolamina y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propoacutesito
GAS AMARGO Gas natural que contiene derivados del azufre tales como aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de diversos procesos de refinacioacuten
GAS ASOCIADO Gas natural que se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite crudo del yacimiento puede ser clasificado como gas libre o en solucioacuten
GAS DULCE Gas natural libre de aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos y otros derivados de azufre Existen yacimientos de gas dulce pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes quiacutemicos solventes fiacutesicos o adsorbentes
GAS HUacuteMEDO Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos
GAS LIFT Meacutetodo de levantamiento artificial en el cual se inyecta gas a alta presioacuten en la tuberiacutea del pozo con el fin de aligerar la columna hidrostaacutetica en la tuberiacutea de produccioacuten o desplazar fluidos hacia la superficie en forma de tapones liacutequidos
GAS NATURAL Mezcla gaseosa en la que sus componentes principales son el metano etano propano butano pentano y hexano Cuando se extrae de los pozos generalmente contiene aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos CO2 y vapor de agua como impurezas
GAS NO ASOCIADO Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
GAS SECO Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos maacutes pesados que el metano
GASODUCTO Tuberiacutea que transporta gas a grandes distancias
GEI Gases de efecto invernadero Entre ellos estaacute el vapor de agua dioacutexido de carbono y metano
GENERADOR Dispositivo que produce energiacutea eleacutectrica a partir de energiacutea mecaacutenica
GRAVEDAD API Medida de densidad que en comparacioacuten con el agua precisa lo pesado o liviana que es el tipo de petroacuteleo
HEAT RATE Consumo teacutermico especiacutefico neto Relacioacuten entre energiacutea teacutermica neta suministrada por el combustible y la cantidad de energiacutea eleacutectrica neta generada en la frontera comercial por una unidad o planta
INTERCAMBIADOR DE CALOR Dispositivo que transfiere calor entre dos medios
LICUEFACCIOacuteN Cambio de estado que ocurre cuando una sustancia cambia de estado gaseoso a estado liacutequido por disminucioacuten de temperatura y aumento de presioacuten llegando a una sobrepresioacuten elevada
LINE PACK Gas almacenado en un gasoducto
MTBE Eter Metil Terbutiacutelico Sustancia quiacutemica usada en la gasolina como aditivo
NAFTA Conocida como eacuteter de petroacuteleo Derivado del petroacuteleo usado como diluyente en la industria petrolera debido a su alta viscosidad
OLEFINAS Hidrocarburos con dobles enlaces carbono-carbono Los principales son etileno y propileno
OLEODUCTO Tuberiacutea usada para transporte de petroacuteleo y sus derivados a grandes distancias
PENTANO Hidrocarburos saturados de foacutermula empiacuterica C5H12 Existen en las fracciones de maacutes bajo punto de ebullicioacuten de la destilacioacuten del petroacuteleo
PROCESO ADIABAacuteTICO Sistema en el que no se intercambia calor con su entorno
PROPANO Gas maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C3H8
QUEROSENO Liacutequido transparente obtenido por destilacioacuten del petroacuteleo usado como combustible en turbinas a gas
REFORMING Proceso que transforma una gasolina de un nuacutemero de octano bajo en otra con nuacutemero de octano elevado
REGASIFICACIOacuteN Proceso que consiste en calentar el Gas Natural Licuado para convertirlo en Gas Natural y poder consumirlo en calderas o quemadores o para exportarlo fuera de la planta de regasificacioacuten para usos industriales o domeacutesticos
SHALE GAS Hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino
SYNFUEL Combustible diesel sinteacutetico producido a partir de gas natural el cual no contiene azufre ni aromaacuteticos
TORRES DE ABSORCIOacuteN Equipo de contacto gas-liacutequido donde el liacutequido es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en el gas
TORRE SEPARADORA Equipo de contacto gas-liacutequido donde el gas es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en un liacutequido
TRONCALES Oleoductos principales para el transporte de petroacuteleo
VENTEO No aprovechamiento del gas que surge de un pozo de petroacuteleo y se quema (En tea) por motivos de seguridad
YACIMIENTO PETROLIacuteFERO Depoacutesito o reservorio petroliacutefero Es una acumulacioacuten natural de hidrocarburos en el subsuelo contenidos en rocas porosas o fracturadas (Roca almacenamiento)
RESUMEN
TIacuteTULO ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN EN EL CAMPO CHICHIMENE
AUTOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPCIOacuteN
El presente estudio busca analizar y evaluar conceptualmente la utilizacioacuten del gas en solucioacuten producido en el Campo Chichimene el cual se viene disponiendo para consumo de la misma operacioacuten y el sobrante se estaacute venteando o quemando La produccioacuten de gas que se evaluaraacute es del orden de 500000 pies cuacutebicos por diacutea (05 MMSCFD) partiendo de la base de que este gas como miacutenimo se debe tratar para que cumpla condiciones de aprovechamiento en la misma operacioacuten o para uso externo Se determinaraacuten criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de las diferentes alternativas para lo cual se tendraacuten en cuenta aspectos tales como tiempo de implementacioacuten o ejecucioacuten de las mismas el impacto en el medio ambiente y sobre todo si algunas alternativas pueden ser aplicadas en la misma operacioacuten o en su defecto este gas pueda disponerse para la venta o consumo domiciliario e industrial
Con base en la situacioacuten actual cualquier alternativa que se pretenda llevar a cabo para la utilizacioacuten de este gas resulta conveniente desde el punto de vista operacional ya que se mitigaraacute el impacto en el medio ambiente y asiacute mismo se cumpliraacute con la normatividad ambiental No obstante se busca elegir la alternativa que no requiera de mucho tiempo para su implementacioacuten asiacute como tambieacuten la que favorezca a la operacioacuten del Campo y por ende a ECOPETROL
Palabras Claves Gas en Solucioacuten Venteo Quema Condiciones de Aprovechamiento Alternativas
ABSTRACT
TITLE CONCEPTUAL ANALYSIS OF THE SELECTION OF ALTERNATIVES FOR THE DEVELOPMENT OF THE GAS COLLECTION AT CHICHIMENE FIELD
AUTHOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPTION
The present study aims to perform a conceptual design and analysis for the use of gas in solution produced in the Chichimene field this gas is regularly consumed in the same operation and the surplus is vented or burned The gas production to be evaluated is about 500000 cubic feet per day (05 MMSCFD) on the basis that this gas must be treated to reach some conditions for its use in the same operation or for external usage Some criteria are defined to build an evaluation matrix of the different alternatives that includes execution time or implementation of these aspects the impact on the environment and especially if some alternatives can be applied in the same operation whether this gas can be available to sale or for domestic and industrial consumption
Based on the current situation any alternative looking for recovering and using this gas will be convenient from an operating point of view because it will result in the mitigation of negative impacts on the environment and comply with the environmental regulations However it is imperative to have an alternative that does not require large periods to be implemented and that also be beneficial for the operation of the field and thus to ECOPETROL as well
Key Words Gas in solution Vent Burning Achievement Terms Alternatives
1
INTRODUCCIOacuteN
El Campo Chichimene estaacute localizado en la cuenca de produccioacuten de hidrocarburos de los Llanos orientales de Colombia es conocido por su crudo extra pesado fue descubierto por la empresa Chevron en 1969 y fue revertido a ECOPETROL SA en el antildeo 2000 Actualmente tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos de gas asociado (4 MMSCFD) a la produccioacuten de 50000 barriles de crudo por diacutea (BOPD) de una gravedad API de 14deg a una temperatura de 125degF
Con relacioacuten al gas producido un porcentaje de este se consume en el proceso de extraccioacuten y tratamiento de los fluidos producidos en este campo y el excedente se ventea o se quema esto uacuteltimo genera un impacto negativo en los ingresos y sobre todo la repercusioacuten negativa para la operacioacuten ya que se estaacute afectando el entorno y el medio ambiente
Lo anterior conlleva en forma urgente a buscar opciones para el aprovechamiento de este gas partiendo de un anaacutelisis de la situacioacuten del negocio del gas a nivel paiacutes en la misma operacioacuten del campo productor lo cual permitiraacute en este estudio encontrar alternativas viables para su uso y sobre todo que su implementacioacuten se lleve a cabo en el inmediato o corto plazo en aras de mitigar el impacto ambiental
De otra parte dada la complejidad que tiene el sistema de recoleccioacuten y transporte del crudo producido por ser eacuteste un crudo pesado y con una alta viscosidad requiere se le inyecte nafta como diluyente desde la cabeza del pozo de tal forma que se pueda transportar por tuberiacutea hasta la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y posteriormente almacenarlo y bombearlo hacia la estacioacuten de almacenamiento de Apiay Este proceso de dilucioacuten con nafta conlleva a que casi todos los fluidos se mezclen y solo una parte del gas asociado alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea se logran separar en la fase de recoleccioacuten
Partiendo de lo anterior en este estudio se miraraacuten alternativas de uso de gas natural enfocaacutendose principalmente en aquellas que puedan cumplir con el volumen de gas potencialmente disponible de la fase de recoleccioacuten las que mitiguen el impacto ambiental y en lo posible las alternativas que no requieran de largos plazos para su ejecucioacuten
2
JUSTIFICACIOacuteN
La tendencia actual a nivel mundial es obligar a las empresas y a la sociedad en general a utilizar combustibles maacutes limpios y que afecten muy poco el medio ambiente Esto ha hecho que el gas natural sea una opcioacuten energeacutetica positiva pues su consumo es de bajo impacto frente a otros combustibles foacutesiles Su consumo ha aumentado considerablemente a nivel mundial y se mantendraacute por muchos antildeos como una fuente de energiacutea primaria desplazando al petroacuteleo y al carboacuten como combustibles foacutesiles
El gas asociado a la produccioacuten de crudo extra pesado del Campo Chichimene tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea (4 MMSCFD) del cual se dispone hoy diacutea alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea (05 MMSCFD) como gas libre del proceso de recoleccioacuten Este gas tiene una composicioacuten que supera las condiciones para transporte y consumo seguacuten lo establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas de Colombia ldquoCREGrdquo Este gas se estaacute quemando o venteando a la atmoacutesfera lo cual genera un impacto negativo al medio ambiente
Actualmente Colombia exporta a Venezuela 150 millones de pies cuacutebicos por diacutea de gas natural (150 MMSCFD) y se mantendraacute en esta condicioacuten siempre y cuando las reservas aumenten en la misma proporcioacuten que el consumo y que las condiciones climaacuteticas del paiacutes se mantengan estables y no se vea afectada la demanda por fenoacutemenos como El Nintildeo donde los requerimientos de energiacutea eleacutectrica la soportan las centrales termoeleacutectricas Seguacuten la UPME siacute en estos antildeos no se incorporan nuevas reservas de gas y con la demanda que estaacute requiriendo el paiacutes es posible que en el antildeo 2018 Colombia deba importar gas
Con base en lo anterior este trabajo se enfocaraacute en identificar analizar y evaluar conceptualmente alternativas que permitan utilizar el gas asociado para produccioacuten de energiacutea eleacutectrica consumo in situ como combustible entre otras ya que de no ser asiacute el gas se seguiraacute sometiendo a quema o venteo y no tendraacute un aprovechamiento energeacutetico
3
OBJETIVO GENERAL
Analizar e identificar alternativas de solucioacuten que garanticen el uso adecuado del gas de recoleccioacuten y su aprovechamiento energeacutetico aplicado al Campo Chichimene
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
Identificar alternativas para el aprovechamiento energeacutetico del gas de
recoleccioacuten del Campo Chichimene Seleccionar diferentes opciones que permitan obtener beneficios operativos
y reducir el impacto ambiental causado por la presencia del gas asociado en los sistemas de produccioacuten de crudo extra pesado
Determinar criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de alternativas
4
DISENtildeO METODOLOacuteGICO
Tipo de investigacioacuten
La investigacioacuten fue descriptiva se analizoacute el sistema actual y mediante la recopilacioacuten de informacioacuten se determinaron las alternativas para aprovechar el gas de produccioacuten del Campo Chichimene Seguidamente se realizoacute un estudio conceptual de cada una de las alternativas para determinar mediante criterios cuaacutel alternativa seriacutea la maacutes viable al lograr reducir el impacto ambiental por la presencia del gas de produccioacuten del campo
En esta parte se muestran las diferentes consideraciones que se tuvieron en cuenta a lo largo del desarrollo del proyecto y el detalle de cada una de las etapas En la ilustracioacuten 1 se muestra el disentildeo metodoloacutegico que se llevoacute a cabo para el desarrollo del proyecto
Ilustracioacuten 1 Disentildeo Metodoloacutegico del Proyecto
Fuente Autora
1 INICIO DEL PROYECTO
bullSe realizoacute la buacutesqueda de informacioacuten en la que se incluyoacute libros tesis y resoluciones con los que se pudo seleccionar alternativas de aprovechamiento del gas de produccioacuten del Campo Chichimene
2 PRELIMINARES
bullFijadas las alternativas se procedioacute a realizar el tratamiento requerido para llevar el gas a condiciones reguladas por la CREG mediante el Software Aspen Plus
3 RECOPILACIOacuteN DE DATOS Y SIMULACIONES
bullConsiderando alternativas viables en base a datos actuales del campo se procedioacute a realizar una matriz de evaluacioacuten de las alternativas
4 ANAacuteLISIS DE RESULTADOS TEacuteCNICO ECONOacuteMICOS
bullA partir de la matriz de evaluacioacuten se hizo recomendaciones sobre la opcioacuten que beneficie al medio ambiente genere beneficios operativos y que su plazo de ejecucioacuten sea inmediato o de corto plazo
5 FIN DEL PROYECTO
5
1 GENERALIDADES
11 EMPRESA ECOPETROL SA
ECOPETROL SA es una empresa de caraacutecter comercial de orden nacional vinculada con el Ministerio de Minas y Energiacutea Actualmente es la empresa maacutes grande del paiacutes y principal petrolera en Colombia Especializada en actividades de la cadena del petroacuteleo y gas operando de manera directa Participa en proyectos de exploracioacuten produccioacuten refinacioacuten y transporte Ademaacutes en operaciones ldquoUpstreamrdquo ECOPETROL SA domina la industria de petroacuteleo y gas en Colombia En la ilustracioacuten 2 se muestra los campos que actualmente opera ECOPETROL en el Meta
Ilustracioacuten 2 Campos operados por ECOPETROL en el Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
ECOPETROL trabaja en el Meta a traveacutes de la Superintendencia de Operaciones Apiay que administra los campos
Apiay Suria Reforma-Libertad
Castilla-Chichimene Valdivia-Almagro
6
En el Meta la empresa cuenta con produccioacuten asociada en los municipios de Puerto Loacutepez y Puerto Gaitaacuten Su socia Metapetroleum opera el Campo Rubiales con una produccioacuten promedio de 14000 BOPD Su otra socia Hupecol opera los Campos Elizita Peguita Peguita-II y Peguita-III con una produccioacuten promedio diaria de 6400 BOPD
La infraestructura de transporte de crudo en el Meta estaacute integrada por una red que inicia desde cada uno de los pozos de produccioacuten y transporta el crudo por liacuteneas de estacioacuten-estacioacuten hasta entregarlo en el Departamento del Casanare donde se mide su viscosidad calidad API y contenido de agua y azufre entre otros Alliacute se almacena antes de enviar una parte a refinar al Complejo Industrial de Barrancabermeja y otra a puertos de exportacioacuten
En los Campos de produccioacuten de Castilla-Chichimene y Apiay se producen crudos Castilla Blend (crudo pesado que es diluido con nafta al 17 hasta alcanzar una densidad de 183 degAPI) y la Mezcla Apiay (crudo de aproximadamente 213 degAPI) Los dos son transportados alternadamente por las mismas liacuteneas de flujo Aproximadamente se transportan por estos oleoductos 95000 BOPD producidos en el Meta de los cuales 66000 son Castilla Blend crudo que en su mayoriacutea se exporta La Mezcla Apiay es maacutes liviana y es enviada al Complejo Industrial de Barrancabermeja para convertirla en productos refinados
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE
Administrado desde enero 31 de 2000 y operado desde julio 31 del mismo antildeo por la Gerencia Llanos de ECOPETROL SA se encuentra entre las siguientes coordenadas (1045000 E 915000 N) y (1051500 E 921000 N) con una extensioacuten superficial de 3600 hectaacutereas y con un aacuterea de yacimiento de 1335 hectaacutereas Estaacute localizado a 4 Km al sureste del municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta En la ilustracioacuten 3 se muestra la ubicacioacuten del campo petrolero Chichimene en el mapa de Colombia
7
Ilustracioacuten 3 Ubicacioacuten del Campo Petrolero Chichimene
Fuente httpwwwecopetrolcomcoespecialesmapa_infraestructurahtm
El campo Chichimene fue descubierto por Chevron en 1969 con la perforacioacuten del pozo Chichimene-1 el cual inicioacute produccioacuten en el antildeo de 1985 con el contrato de asociacioacuten Cubarral el cual culminoacute el 30 de enero de 2000 tras lo cual ECOPETROL suscribioacute un contrato por 6 meses con Chevron para su administracioacuten Terminado este contrato y tras adelantar un estudio de explotacioacuten adicional del campo la Gerencia Llanos de ECOPETROL entroacute a operar directamente En el antildeo 2001 se empezoacute a producir un crudo extra pesado de aproximadamente 7-9 degAPI de la formacioacuten productora San Fernando (unidad operacional T2) con el pozo Chichimene-18 A pesar de su alta densidad el crudo de la formacioacuten San Fernando es moacutevil a condiciones de yacimiento debido a las elevadas temperaturas Esta formacioacuten produce cerca de 55000 BOPD usando bombas electrosumergibles como meacutetodo de levantamiento artificial El campo Chichimene cuenta con dos troncales las cuales transportan tipo de fluido diferente la troncal T2 transporta crudo extra pesado con gravedades API entre 10-12 y la troncal K1-K2 transporta crudo pesado con gravedades API entre 18-24 Actualmente el campo Chichimene cuenta con 153 pozos perforados de los cuales 20 producen crudo de 179 degAPI de las unidades K1-K2 y 117 pozos de 122 degAPI producen de la unidad T2 En este momento se encuentran 16 pozos
8
inactivos de la formacioacuten San Fernando La produccioacuten del campo a enero de 2014 es alrededor de 60000 BOPD1 A continuacioacuten en la tabla 1 se muestra un resumen detallado de la produccioacuten del campo Chichimene a enero de 2014 en ella se muestra el potencial de gas del campo barriles de agua y de petroacuteleo que el campo produce y la gravedad API de cada una de las troncales
Tabla 1 Resumen de Produccioacuten del Campo Chichimene a Enero de 2014
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En el plan quinquenal de pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo Chichimene se tiene previsto incrementar la produccioacuten de gas a traveacutes de rehabilitacioacuten de pozos gasiacuteferos como tambieacuten por la implementacioacuten de mejoras en la planta de tratamiento del campo A continuacioacuten en tabla 2 se observa el cronograma de produccioacuten incremental hasta el antildeo 2018 en el cual se puede ver que para el antildeo 2017 se tiene una produccioacuten de gas libre disponible para su uso cerca de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea
1 En el Anexo A se aprecia un resumen detallado de la Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en la Troncal Norte Como tambieacuten en el Anexo B se resume la Produccioacuten de crudo y gas de la Troncal Sur
FORMACIOacuteN K1-K2 25012 4037 20974 839 1055 0261 179 19
FORMACIOacuteN SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122 44
SUBTOTAL NORTE 60549 27676 32874 543 3191 0115 139 63
PROMEDIO 961 439 522 51
FORMACIOacuteN K1-K2 364 210 154 423 0 0000 - 1
FORMACIOacuteN SF 34329 31720 2610 76 837 0026 - 73
SUBTOTAL SUR 34693 31930 2764 80 837 0026 74
PROMEDIO 469 431 37 11
TOTAL FORM K1-K2 25376 4247 21128 833 1055 0248 - 20
TOTAL FORM SF 69866 55359 14510 208 2973 0054 - 117
TOTAL ESTACIOacuteN 95242 59606 35638 374 4028 0068 137
PROMPOZO K1-K2 1269 212 1056 833 53 0248 -
PROMPOZO SF 597 473 124 208 25 0054 -
PROMPOZO ESTACIOacuteN 695 435 260 374 29 0068 -
No
POZOS
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTOTAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE
ENERO DE 2014
TRONCAL BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API
9
Tabla 2 Plan quinquenal para incremento de produccioacuten de gas campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En la ilustracioacuten 4 se ve el comportamiento de proyeccioacuten de las curvas de gas con una declinacioacuten del 1 anual sino hay maacutes produccioacuten incremental
Incremetal Total Incremetal Total Incremetal Total
I sem 2014 0 59606 0 4028 0 500
II sem 2014 19 59625 94 4122 307 807
Promedio antildeo
I sem 2015 0 59625 -654 3468 654 1461
II sem 2015 0 59625 -707 2761 707 2168
Promedio antildeo
I sem 2016 0 59625 -670 2091 670 2838
II sem 2016 32 59657 90 2181 510 3348
Promedio antildeo
I sem 2017 17 59674 125 2306 595 3943
II sem 2017 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
I sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
II sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
para aprovechar gas de anulares (pozos por definir)59674 2306 3943
59674
Ampliacioacuten y optimizacioacuten de la fase de separacioacuten de fluidos en
la planta de tratamiento
Optimizacioacuten fase de calentamiento y tanques de
almacenamiento de crudo en la planta de tratamiento En el
Segundo Semestre cantildeoneo de nuevas zonas productoras de
crudo y gas (dos pozos)
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
en tres pozos para aprovechar gas de anulares
BOPD GAS SOLUCION - Mpcd GAS LIBRE - Mpcd
4075
3115
2136
2306 3943
3093
1815
654
59625
59641
PROGRAMAFECHA
PLAN QUINQUENAL PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCION DE GAS CAMPO CHICHIMENE
59616
Reactivacioacuten de dos pozos que presentan alto corte de agua y gas
en el mes de julio y agosto
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Ilustracioacuten 4 Curva de produccioacuten de gas libre y gas asociado
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE
El campo Chichimene se encuentra en jurisdiccioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta Este municipio se encuentra ubicado en la parte central de Colombia en la zona noroccidental del departamento del Meta Limita por el norte con el municipio de Villavicencio alinderado con el Riacuteo Negro o parte alta del Riacuteo Guayuriba al noroccidente con el municipio de Guayabetal departamento de Cundinamarca al oriente con el municipio de San Carlos de Guaroa al sur con el municipio de Castilla La Nueva al suroccidente con el municipio de Guamal y encierra por el occidente con el departamento de Cundinamarca En la ilustracioacuten 5 se muestra la ubicacioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta en el mapa general de Colombia
11
Ilustracioacuten 5 Ubicacioacuten del Municipio de Acaciacuteas
Fuente httpacacias-metagovcomapas_municipioshtml
El municipio de Acaciacuteas asiacute como parte del aacuterea rural cuenta con servicio de gas domiciliario el cual es suministrado por las empresas Madigas SA y Llanogas La cobertura de dicho servicio es del 80
El gas para este municipio es tomado del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Este gasoducto tambieacuten provee el gas a las ciudades de Villavicencio y Bogotaacute para las centrales termoeleacutectricas Ocoa y Termosuria y para varias poblaciones de los departamentos de Casanare Meta y Cundinamarca2
En la ilustracioacuten 6 se presenta la ubicacioacuten del gasoducto que pasa cerca al campo Chichimene
Es importante sentildealar que el campo Chichimene estariacutea a unos 40 Km de distancia para interconectarse con este sistema de transporte Las troncales que lo componen son
CusianandashApiay Longitud de 149 Km en tuberiacutea de 12rdquo y 10rdquo de diaacutemetro ApiayndashTermocoa Localizado en el Meta con longitud de 364 Km en tuberiacutea
de 6rdquo de diaacutemetro ApiayndashUsme Longitud de 122 Km en tuberiacutea de 6rdquo de diaacutemetro Gasoducto del Ariari Longitud de 601 Km en tuberiacutea de 3rdquo de diaacutemetro
2 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
12
Ilustracioacuten 6 Gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute
Fuente httpwwwtgicomcoindexphpesnuestra-operacionmapa-red-nacional-de-gasoductosgasoducto-cusiana-apiay-bogota
El departamento del Meta y especialmente el aacuterea de los yacimientos de Castilla-Chichimene en jurisdiccioacuten de los municipios de Castilla La Nueva y Acaciacuteas respectivamente son considerados por ECOPETROL como un aacuterea de produccioacuten actual de crudo ECOPETROL ha invertido 1081 millones US$ para llevar a cabo tres grandes proyectos que complementaraacuten la infraestructura actual que se posee en el Meta En la ilustracioacuten 7 se presenta los proyectos que tiene ECOPETROL para desarrollar en el departamento del Meta ademaacutes de un resumen de cada uno de ellos3
3 En el Anexo M se presenta las especificaciones del Proyecto Termo San Fernando que ECOPETROL desea implementar en el Departamento del Meta
13
Ilustracioacuten 7 Proyectos para el Departamento de Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
14
2 MARCO TEOacuteRICO
Este capiacutetulo hace referencia a la identificacioacuten de oportunidades que se tienen en Colombia para utilizar el gas natural para lo cual es necesario analizar el tipo de gas y con base en ello determinar el tratamiento que se debe realizar para llevarlo a condiciones de uso establecidos por la normatividad Colombiana
21 GAS NATURAL
El gas natural se conoce como una mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente de metano (alrededor de 70) la cual existe en los yacimientos en fase gaseosa o en solucioacuten y a condiciones atmosfeacutericas permanece en fase gaseosa Puede encontrarse mezclada con algunas impurezas que no son hidrocarburos tales como N2 CO2 entre otros
El gas natural ha sido el combustible que frente a otros ha presentado un crecimiento maacutes raacutepido en el consumo mundial debido a que posee diferentes tipos de aprovechamiento La industria del gas natural se enfoca en promover el cuidado del medio ambiente frente a otros combustibles En los yacimientos de petroacuteleo es posible encontrar gas el cual es conducido mediante gasoductos a grandes distancias o sino es comprimido para ser transportado por medio terrestre hasta los lugares de consumo
211 Tipos de Gas Natural
2111 Por su origen
Gas Asociado Se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite del yacimiento
Gas No Asociado Se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
2112 Por su composicioacuten
Gas Huacutemedo Mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso del gas natural formada por componentes maacutes pesados que CH4
Gas Seco Compuesta esencialmente por CH4 (alrededor de 94-99)
15
Gas Amargo Contiene derivados del azufre (aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros)
Gas Dulce Libre de derivados del azufre se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo
2113 Por su almacenamiento o procesamiento
Gas Natural Comprimido Gas seco almacenado a alta presioacuten en estado gaseoso
Gas Natural Licuado Compuesto mayormente de CH4 que ha sido licuado por compresioacuten y enfriado para facilitar su transporte y almacenamiento
212 Propiedades del Gas Natural
GOR Relacioacuten GasndashAceite la cual indica que tanto gas hay por cada barril de crudo a condiciones estaacutendar definitiva para conocer el tipo de crudo en un yacimiento
Poder Caloriacutefico A presioacuten constante es la cantidad de calor producido por
la combustioacuten completa de una unidad de volumen o de peso de un combustible a condiciones estaacutendar de tal manera que los productos salen tambieacuten a condiciones estaacutendar Puede encontrarse tanto poder caloriacutefico superior como tambieacuten inferior
Peso especiacutefico Relacioacuten existente entre una masa del gas y el volumen que ocupa en unas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura dadas
Densidad relativa Relacioacuten existente entre el peso especiacutefico con el del aire expresados ambos en las mismas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura
213 Impacto Medio Ambiental
El gas natural es el combustible foacutesil con menor impacto medioambiental en las etapas de extraccioacuten transformacioacuten transporte y utilizacioacuten
16
El uacutenico impacto en la fase de extraccioacuten es que el gas natural se encuentra unido a los yacimientos de petroacuteleo
De otra manera su transformacioacuten es miacutenima limitaacutendose a una fase de purificacioacuten y en algunos casos eliminacioacuten de componentes pesados sin la emisioacuten de efluentes o produccioacuten de escorias
Las consecuencias atmosfeacutericas del uso del gas natural son menores que las de otros combustibles por razones como
La menor cantidad de residuos producidos en la combustioacuten permite su uso como fuente de energiacutea directa en los procesos productivos o en el sector terciario evitando procesos de transformacioacuten como los de plantas de refino del crudo
La misma pureza del combustible lo hace apropiado para su empleo con tecnologiacuteas maacutes eficientes generacioacuten eleacutectrica produccioacuten simultaacutenea de calor y electricidad por medio de sistemas de cogeneracioacuten
Se puede emplear como combustible vehicular permitiendo la calidad medioambiental en las ciudades
Menores emisiones de gases contaminantes (SO2 CO2 NOX CH4) por unidad de energiacutea producida
Menor impacto medioambiental en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles lo cual contribuye a reducir la emisioacuten de GEI
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA
Desde 1970 hasta 1990 la utilizacioacuten de gas natural crecioacute un 87 en el mundo y actualmente representa la cuarta parte del consumo energeacutetico mundial La creciente explotacioacuten de los yacimientos de gas natural ha ido desplazando otras fuentes de energiacutea en todos los sectores de manera que su consumo se incrementa antildeo tras antildeo En la siguiente graacutefica se observa la gran expansioacuten de las energiacuteas renovables a partir del antildeo 2010 se muestra que ademaacutes de ellas se seguiraacute manteniendo el uso de fuentes de energiacutea como el gas agua y energiacutea nuclear Siendo el gas un recurso energeacutetico que mantendraacute su volumen de consumo hasta el antildeo 2030 En la ilustracioacuten 8 se muestra el pronoacutestico del consumo energeacutetico mundial y como el gas natural se mantendraacute hasta el antildeo 2030
17
Ilustracioacuten 8 Pronoacutestico de consumo energeacutetico mundial a partir de diferentes fuentes de energiacutea
Fuentehttpwwwenergysiemenscomhqpoolhqpower-generationpower-plantsgas-fired-power-plantscombined-cycle-powerplantsFlexible_future_for_combined_cycle_USpdf
Lo anterior demuestra que el uso del gas natural en el mundo permaneceraacute por mucho tiempo lo que lo convierte en un negocio importante y estrateacutegico para los paiacuteses que lo producen A continuacioacuten se muestra un breve resumen de la actividad exploratoria balance de reservas produccioacuten infraestructura y consumos de gas en Colombia
221 Balance de la actividad exploratoria
A finales de 2012 se llevoacute a cabo por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos la Ronda Colombia 2012 con resultados no muy favorables donde se asignaron 49 de los 115 bloques que se ofrecieron (43) cifra que resulta muy positiva siacute se tiene en cuenta que el promedio que suele presentarse en las rondas petroleras del mundo es de 30 No obstante de los 31 bloques ofrecidos para explotacioacuten de hidrocarburos no convencionales (shale gas e hidratos de metano) que se ofrecieron soacutelo se adjudicaron 5 para un 16 Se observa a partir del antildeo 2010 cuando se alcanzoacute el maacuteximo del periacuteodo 2008ndash2012 en Km equivalentes de siacutesmica una creciente disminucioacuten en esta importante actividad exploratoria
Colombia debe tratar de revertir esta situacioacuten ya que este es el primer eslaboacuten en la cadena exploratoria en la cual el sector gas y en general el paiacutes entero tienen puestas grandes expectativas para solucionar posibles desabastecimientos
18
en el mediano plazo El maacuteximo histoacuterico en Km equivalentes de siacutesmica fue de 26491 en el antildeo 2006 En la tabla 3 se observa el balance de exploracioacuten para el periacuteodo 2008-2012
Tabla 3 Balance de la actividad exploratoria
Fuente ANH
222 Balance de reservas
Al hacer un comparativo de las reservas totales de gas natural del paiacutes entre 2008 y 2012 se nota una leve disminucioacuten de 247 Gpc obtenieacutendose una reposicioacuten de reservas de 94 siacute se tiene en cuenta que la produccioacuten en los uacuteltimos 4 antildeos fue de 4513 Gpc Al analizar la composicioacuten de estas reservas totales se observa una reclasificacioacuten de ellas ya que un poco maacutes de 50 que se encontraban clasificadas como probables y posibles aparecen a 2012 catalogadas como probadas
De acuerdo con los estudios de estimacioacuten de recursos de gas adelantados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos las cuencas que podriacutean tener mayor prospectividad para yacimientos de gas libre son La Guajira La Guajira Off-shore Valle Inferior del Magdalena Catatumbo Cesar-Rancheriacutea Sinuacute-San Jacinto y Sinuacute Off-shore y gas asociado en cordillera oriental y el borde occidental de la cuenca de los llanos orientales En la tabla 4 se observa el comportamiento de las reservas durante el periacuteodo 2008-20124
4 En el Anexo G se muestra las reservas mundiales probadas de gas natural
19
Tabla 4 Distribucioacuten de reservas de gas natural en Gpc
Fuente ECOPETROL UPME
223 Balance de produccioacuten
En la tabla 5 se muestra el balance de produccioacuten para el periacuteodo 2008-2012 donde se ve una disminucioacuten de la produccioacuten de gas en la Cuenca de los Llanos Orientales representada en sus grandes campos Cusiana Cupiagua y Pauto la cual no debe ser vista como una situacioacuten adversa para el sector gas debido a que estaacute motivada por una mayor reinyeccioacuten de gas para incrementar la produccioacuten en los campos petroliacuteferos Para el segundo semestre de 2013 ECOPETROL espera poner en funcionamiento la planta de gas de Cupiagua la cual inicialmente tendraacute una capacidad de 140 MSCFD y una proyeccioacuten final de 210 MSCFD
Tabla 5 Produccioacuten fiscalizada en Gpc
Fuente Acipet MinMinas
20
En la tabla 6 se observa 30 de los 271 campos productores de gas en el paiacutes los cuales tienen un potencial de 3 MMMSCFD El departamento de Casanare y la Guajira son los que tienen los campos con mayor produccioacuten de gas en el paiacutes
Tabla 6 Campos productores de gas natural en MMSCFD 2012
Fuente MinMinas
224 Suministro de gas
El contrato firmado en 2007 con PDVSA estableciacutea que las exportaciones de gas Colombiano a Venezuela iriacutean hasta enero de 2012 y un mes despueacutes PDVSA exportariacutea gas a Colombia hasta diciembre de 2027 Sin embargo por atrasos en la infraestructura de transporte venezolana estas fechas fueron pospuestas por lo que Colombia seguiraacute exportando gas a Venezuela hasta junio de 2014 y las exportaciones de Venezuela hacia Colombia comenzariacutean en septiembre de ese
21
mismo antildeo Los compromisos contractuales de ECOPETROL con PDVSA para el 2014 eran de 100 MMSCFD sin embargo se estaacuten exportando 150 MMSCFD
En el periacuteodo en estudio La Guajira continuoacute siendo el soporte de maacutes del 50 del suministro de gas natural en Colombia (incluyendo el gas exportado) se incrementoacute en 163 MSCFD el suministro de los campos de los Llanos Orientales se consolidoacute la produccioacuten de La Creciente y se inicioacute en firme el suministro de gas natural del campo Gibraltar en el nororiente colombiano En la tabla 7 se observa el comportamiento del suministro de gas natural para el periacuteodo 2008-2012 el cual crecioacute durante este periacuteodo en un 30
Tabla 7 Suministro de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME Concentra
225 Volumen de gas por gasoductos
El maacuteximo volumen transportado de gas natural en Colombia se registroacute en 2010
como consecuencia del incremento en el consumo de este combustible por parte
del sector termoeleacutectrico a causa del fenoacutemeno del nintildeo El mayor crecimiento
promedio anual en el volumen transportado por empresa en este periacuteodo lo
obtuvo Transoriente (28) motivado por la puesta en marcha en 2012 del nuevo
gasoducto Gibraltar ndash Bucaramanga En la tabla 8 se muestra los voluacutemenes de
gas transportado por los gasoductos de Colombia de 2008 a 20125
5 En el Anexo F se muestra una imagen del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural en Colombia
22
Tabla 8 Voluacutemenes de gas transportado en MMSCFD
Fuente Promigas
226 Red de gasoductos
En este periacuteodo la red de gasoductos del paiacutes incrementoacute en 802 Km destacaacutendose las construcciones de los gasoductos Gibraltar-Bucaramanga (176 Km-Transoriente) Cali-Popayaacuten (117 Km-Progasur) Sardinata-Cuacutecuta (68 Km-Progasur) y Gasoducto Ramal a Oriente (40 Km-Transmetano) para un total en estos cuatro tramos de 401 Km Adicionalmente TGI (181 Km) y Promigas (179 Km) continuaron incrementando su red de gasoductos a traveacutes de un mayor cubrimiento de sus gasoductos regionales y con la construccioacuten de gasoductos alternos en sus gasoductos troncales En la tabla 9 se muestra la longitud en el Sistema Nacional de Transporte que tiene cada una de las empresas
23
Tabla 9 Longitud del Sistema Nacional de Transporte en Km
Fuente Resoluciones CREG Promigas () Los Km de gasoducto TGI incluye los Km de gasoducto de Transcogas
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten
El nuacutemero de usuarios residenciales anillados y conectados a gas natural en todo el paiacutes se incrementoacute durante este periacuteodo motivo por el cual la cobertura efectiva del servicio de gas natural incrementoacute en 6 pasando de 71 en 2008 a 77 en 2012 Actualmente la cobertura es de 8rsquo729000 usuarios
El crecimiento de los usuarios conectados entre 2008 y 2012 se presentoacute en todas sus clasificaciones maacutes de 1rsquo600000 usuarios residenciales 38500 usuarios comerciales y 744 nuevas industrias
La meta establecida por el actual gobierno de conectar 785000 familias durante 2010ndash2014 fue alcanzada en los primeros dos antildeos con un poco maacutes de 900000 familias
En el marco del congreso Naturgas 2013 el gobierno propuso al sector gas la meta de alcanzar en el transcurso de un antildeo 900 poblaciones atendidas y 1rsquo000000 de familias conectadas con gas natural para los 3 primeros antildeos (2010ndash2013) No obstante para ello es necesario seguir trabajando en poliacuteticas que incentiven aspectos fundamentales tales como la continuidad en la construccioacuten de gasoductos regionales y el subsidio de conexiones a los usuarios de menores ingresos a traveacutes de los fondos destinados para ello (FECF y SGR) En la tabla 10 se muestra la cobertura de gas natural en el paiacutes de 2008 a 2012 y su variacioacuten a lo largo de estos antildeos
24
Tabla 10 Cobertura del gas natural
Fuente MinMinas
Antioquia fue el departamento con el mayor nuacutemero de nuevos usuarios conectados a gas natural entre 2008 y 2012 con una cifra muy cercana a los 330000 usuarios seguido por Bogotaacute con un poco maacutes de 255000 y Valle del Cauca con 215000
En el periacuteodo el gas natural llegoacute a 3 nuevos departamentos Caquetaacute (2009) Guaviare (2010) y Putumayo (2012) cubriendo asiacute 24 de los 32 departamentos que conforman el paiacutes Entre los 8 departamentos que no cuentan con ninguacuten municipio conectado a gas natural estaacuten Chocoacute y Narintildeo en el Paciacutefico Arauca Vichada y Guainiacutea en los Llanos Orientales Vaupeacutes y Amazonas en la Amazoniacutea Colombiana y San Andreacutes y Providencia en la regioacuten insular del paiacutes En la tabla 11 se muestra la cantidad de usuarios con gas natural a lo largo del paiacutes durante el periacuteodo 2008 a 2012
25
Tabla 11 Usuarios de gas natural
Fuente MinMinas
228 Demanda de gas
Durante 2009 la demanda del sector industrial sufrioacute una disminucioacuten principalmente como consecuencia de la sustitucioacuten del gas natural por carboacuten en gran parte de la industria cementera
Bajo condiciones climaacuteticas normales el sector industrial y comercial es el mayor consumidor de gas natural en el paiacutes solo ante la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo como el observado durante gran parte de 2009-2010 este sector declina esta condicioacuten ante el sector eleacutectrico
La demanda nacional de gas natural en 2012 fue de 856 MSCFD uacutenicamente es superada por la que se presentoacute en 2010 que fue de 861 MSCFD esta uacuteltima
26
afectada por el fenoacutemeno del nintildeo y por ende por un mayor consumo del sector eleacutectrico Por lo anterior se puede afirmar que 2012 fue un gran antildeo de consumos para el sector gas donde solo se advirtioacute una miacutenima disminucioacuten en las cifras de GNV Se muestra en la tabla 12 la demanda de gas natural por sectores en regiones del paiacutes
Tabla 12 Demanda de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME SUI () Se adicionaron los consumos de ECOPETROL
229 Precios del gas
Entre las principales distribuidoras del paiacutes analizadas durante 2012 la tarifa maacutes alta de gas natural fue la de Gases del Oriente motivada por tener el mayor componente de suministro ya que supliacutea la ausencia de gas natural con aire propanado
En la actualidad Gases del Oriente atiende la ciudad de Cuacutecuta y otros municipios de Norte de Santander con gas extraiacutedo del campo Sardinata y procesado en la nueva planta de Tibuacute puesta en marcha por ECOPETROL a comienzos de
27
octubre de 2012 ademaacutes de utilizar para ello el nuevo gasoducto Sardinata-Cuacutecuta propiedad de Progasur Por esta razoacuten las tarifas de 2013 de esta distribuidora se encuentran muy cercanas a las del resto del paiacutes En la tabla 13 se muestra los diferentes componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en Colombia
Tabla 13 Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en $m3
Fuente SSPD SUI () Para los componentes presentados se tomoacute como referencia el mercado relevante
maacutes representativo
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL
Consiste en eliminar las impurezas que trae el gas natural como H2O CO2 y H2S Algunos de los componentes que trae el gas natural antes de ser procesado son CH4 H2O H2S CO2 N2 pentanos butano propano y etano
El gas natural debe acondicionarse para poder cumplir con los estaacutendares de calidad especificados por la CREG la cual es conocida como la entidad reguladora de energiacutea y gas en Colombia su principal objetivo es lograr que servicios como energiacutea eleacutectrica gas natural gas licuado de petroacuteleo se preste a
28
la mayor cantidad de personas a un menor costo con el fin de garantizar calidad cobertura y expansioacuten para sus usuarios Seguacuten la resolucioacuten de la CREG 071 de 1999 se muestra en la tabla 14 que pautas debe tener el gas natural para poder ser utilizado
Tabla 14 Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Fuente CREG
ESPECIFICACIONES SISTEMA
INTERNACIONAL
SISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a
Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en
estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de
CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
29
Algunos problemas que se pueden tener por la presencia de los siguientes compuestos en el gas natural son
H2S toxicidad del H2S corrosioacuten por presencia de H2S y CO2 ademaacutes en la combustioacuten se puede formar SO2 (altamente toacutexico y corrosivo)
CO2 problemas en el proceso de licuefaccioacuten (almacenamiento) ademaacutes de la disminucioacuten del poder caloriacutefico
Vapor de agua a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas se pueden formar hidratos de metano los cuales pueden obstruir los gasoductos ademaacutes puede formar soluciones aacutecidas en presencia de compuestos como CO2 y H2S
En la ilustracioacuten 9 podemos ver las diferentes etapas que se requieren en el proceso de tratamiento del gas natural y dependiendo del tipo de gas se va transformando hasta obtener un gas natural tratado a condiciones CREG separado de unos productos finales como son el etileno propileno gasolinas naturales entre otros
30
Ilustracioacuten 9 Etapas de Tratamiento para el Gas Natural
Fuente httpprofesoresfi-unammxI3profCarpeta20energEDa20y20ambienteGas20Naturalpdf
31
A continuacioacuten se explica cada una de las etapas de tratamiento requeridas para que el gas del sistema de recoleccioacuten del campo cumpla con condiciones CREG
La primera etapa del proceso consiste en la separacioacuten del crudo y el gas si este viene como gas asociado o no asociado En el caso de ser un gas asociado se puede tener un gas amargo (debido a que puede traer en su contenido parte de CO2 H2S) Si el gas viene no asociado al crudo puede presentarse como gas amargo (con contenido de CO2 H2S) gas huacutemedo dulce (con presencia de hidrocarburos liacutequidos) o gas seco (apto para venta u otros usos)
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural
Proceso para eliminar compuestos aacutecidos se limpia el gas mediante la remocioacuten de H2S y CO2 principalmente Existen procesos para desacidificar el gas natural como el Proceso de torres de absorcioacuten con aminas Proceso Benfield Proceso Scot entre otros
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural
Esta etapa tiene como finalidad remover el H2S CO2 mediante una torre de absorcioacuten con soluciones acuosas de aminas que pueden ser DEA (dietanolamina) MEA (monoetanolamina) MDEA (metildietilnolamina) DIPA (diisopropanolamina) la cual ingresa a la torre de absorcioacuten por la parte superior y cae por gravedad el gas ingresa por la parte inferior ascendiendo para encontrarse con la amina que cae cuando entran en contacto el H2S y CO2 son absorbidos por la fase liacutequida de la amina En la parte superior de la torre sale el gas despojado de esas dos sustancias donde finalmente el gas de salida es gas huacutemedo dulce y por la parte inferior sale la amina rica con el material absorbido Existen otros procesos para endulzamiento como el Proceso Clauss Euro Clauss BSR Selectox entre otros
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural
Consiste en la remocioacuten del vapor de agua presente en el gas ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte debido a la formacioacuten de hidratos de metano soacutelidos Dicha remocioacuten se realiza mediante absorcioacuten con TEG (trietilenglicol) en la que el glicol captura al agua y permite la salida del gas seco Una vez obtenido el gas seco se procede a la compresioacuten para obtener las condiciones establecidas por la GREG y finalmente poderlo entregar a la red
32
nacional de transporte por gasoducto mediante procesos como Criogeacutenico Turboexpander o Refrigeracioacuten Simple
Por otra parte existe el proceso de fraccionamiento el cual consiste en la separacioacuten de hidrocarburos liacutequidos para obtencioacuten de productos finales como etileno propileno entre otros En el estudio del gas Chichimene la cantidad de gas manejada resulta ser baja y por ende la cantidad de hidrocarburos liacutequidos es miacutenima para separarlos y obtener productos siacute la cantidad de hidrocarburos liacutequidos fuera mayor se podriacutea realizar mediante proceso de Destilacioacuten Fraccionada Despueacutes de tratado el gas se tiene un gas apto para venta con condiciones CREG para poder ser enviado al Sistema Nacional de Transporte o para ser usado como combustible en alguacuten proceso
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL
El gas natural es considerado de los combustibles foacutesiles como el maacutes limpio debido a su composicioacuten quiacutemica ya que principalmente produce CO2 y vapor de agua lo cual conlleva a emisiones de CO2 mucho menores que el petroacuteleo (alrededor de 25 a 30) Su uso principal es como combustible para proporcionar calor impulsar turbinas que producen electricidad o mover motores
Para todas las alternativas planteadas es necesario llevar el gas a condiciones establecidas por la CREG por lo que es obligatorio realizar un tratamiento previo al gas natural con el fin de eliminar hidrocarburos liacutequidos vapor de agua y CO2
6
En la tabla 15 se muestra las condiciones establecidas por la CREG y las correspondientes al gas de Chichimene Los iacutetems sentildealados son aquellos que se requieren tratar debido a que la CREG exige que el gas se encuentre seco libre de CO2 e hidrocarburos liacutequidos siacute se remueven el poder caloriacutefico del gas disminuye
6 En el Anexo M se puede ver detalladamente el Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
33
Tabla 15 Condiciones Requeridas por la CREG
Fuente Resolucioacuten CREG 071 de 1999
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Valores Actuales
en Campo
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos56
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2 12965
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3 22067
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5 152
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 01 01 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc0 mgm3
40 degC
10742 MJm3
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREGMUESTRAS DEL
PROCESO DE
RECOLECCIOacuteNRes CREG 071 de 1999
ANALISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENECAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones
Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 nitroacutegeno y
oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
34
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica
Utilizado en centrales termoeleacutectricas para generacioacuten eleacutectrica En Colombia debido a que existe eacutepocas del fenoacutemeno del nintildeo y debido a ello disminuyen las caudales de agua en todo el paiacutes comienzan las centrales hidroeleacutectricas a reducir su nivel de produccioacuten de energiacutea es por eso que las centrales termoeleacutectricas cumplen esta funcioacuten y son las que en ese tiempo despachan su energiacutea a nivel paiacutes Entre las centrales termoeleacutectricas existe la convencional la central de ciclo combinado y la cogeneracioacuten
La central termoeleacutectrica convencional a gas es una instalacioacuten usada para la generacioacuten de energiacutea a partir de la energiacutea liberada en forma de calor mediante la combustioacuten de gas natural (combustible foacutesil) En la ilustracioacuten 10 se aprecia un esquema general de una planta termoeleacutectrica a gas
Ilustracioacuten 10 Central teacutermica convencional a gas
Fuente httpwwwfullquimicacom201304centrales-convencionales-gashtml
35
Por otro lado existe la central de ciclo combinado la cual se basa en la produccioacuten de energiacutea a traveacutes de diferentes ciclos una turbina de gas y una turbina de vapor El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro mediante el uso de una caldera HRSG (Heat Recovery Steam Generator) de manera que los gases calientes de escape del ciclo de turbinas de gas entregan la energiacutea necesaria para el funcionamiento del ciclo de vapor acoplado La energiacutea obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada ademaacutes de la generacioacuten eleacutectrica para calefaccioacuten a distancia y para la obtencioacuten de vapor de proceso Algunas de las ventajas son
Sustituir una central teacutermica de ciclo combinado por una de carboacuten o diesel contribuye a la reduccioacuten de GEI
Consume un 35 menos de combustible foacutesil que las convencionales lo cual ayuda a reducir emisiones de CO2 a la atmoacutesfera
La emisioacuten unitaria por KWh producido a traveacutes de plantas de ciclo combinado es menor y sus emisiones de dioacutexido de azufre son despreciables a comparacioacuten con una central de carboacuten o diesel
Tiempo de construccioacuten aproximadamente 30 menor que una planta con carboacuten
Se utiliza menor cantidad de agua en el proceso ya que solo se requiere agua para el ciclo de vapor lo que una central de ciclo combinado con gas natural necesita 13 del agua que se precisa en un ciclo simple de fuel o carboacuten
En la ilustracioacuten 11 se muestra un esquema general del funcionamiento de una central de ciclo combinado
Ilustracioacuten 11 Esquema general de una Central Ciclo Combinado
Fuente httpwwwslidesharenetgbermudezguia-n-3-centrales-trmicas-de-gas
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Finalmente se encuentra la cogeneracioacuten la cual consiste en la produccioacuten simultaacutenea de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica utilizando un uacutenico combustible El calor producido sirve para calefaccioacuten y aire acondicionado o para calentar agua sanitaria la electricidad se utiliza o se enviacutea a la red eleacutectrica general Normalmente su ubicacioacuten es cercana a los consumidores con lo cual las peacuterdidas por distribucioacuten son menores que las de una central eleacutectrica y un generador de calor convencional Su rendimiento eleacutectrico depende de la tecnologiacutea utilizada pero oscila entre el 30-40 mientras que el rendimiento teacutermico estaacute alrededor del 55 En la ilustracioacuten 12 se muestra un esquema general de proceso de cogeneracioacuten
Ilustracioacuten 12 Proceso General de una Planta de Cogeneracioacuten
Fuente httpwwwred-calefaccion-lilleveoliaenvironnementcomtecnologiascogeneracionaspx
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo
Utilizado como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming y en campos productores para calentamiento de fluidos y tuberiacuteas En la ilustracioacuten 13 se detalla los productos petroquiacutemicos que se pueden obtener en plantas de petroacuteleo a partir del gas natural
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Ilustracioacuten 13 Productos Petroquiacutemicos obtenidos a partir de Gas Natural
Fuente Autora
243 Gas natural para la industria
El gas natural tiene diversas aplicaciones debido a que ofrece grandes ventajas en procesos donde se requiere de ambientes limpios procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia En industrias quiacutemicas se considera como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming ademaacutes facilita la utilizacioacuten del gas natural con mezcla variable de otros gases residuales disponibles en la industria gracias a la ductibilidad de los quemadores
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244 Gas natural para uso vehicular
Es considerado combustible sustituto de la gasolina El gas natural comprimido es una mezcla de gases que resulta ser econoacutemico y ambientalmente limpio ademaacutes de ser considerado una alternativa para sustitucioacuten de combustibles liacutequidos Es utilizado por vehiacuteculos como gas natural comprimido o como gas natural licuado y se compone generalmente de CH4 Algunas de sus ventajas son ahorro superior al 50 del costo frente a la gasolina recuperacioacuten promedio de la inversioacuten de conversioacuten desempentildeo similar y comparable a la gasolina y otros combustibles reduccioacuten de costos de mantenimiento al ser un sistema de combustioacuten maacutes limpio y ademaacutes como combustible disminuye la emisioacuten de gases contaminantes como CO hidrocarburos y CO2 respecto a los emitidos con la gasolina y demaacutes combustibles
245 Gas natural para uso domeacutestico
El gas natural ha desplazado a combustibles como el queroseno carboacuten gasolina que han sido empleados en las labores de los hogares dado su costo y bajas emisiones de GEI Ademaacutes es un combustible que brinda mayor seguridad en su manipulacioacuten debido a que llega hasta el punto de consumo por tuberiacuteas a baja presioacuten Algunas de sus ventajas son faacutecil instalacioacuten suministro continuo combustioacuten no contaminante econoacutemico respecto a otros combustibles similares y finalmente conservacioacuten de aparatos que funcionan con gas natural debido a que no requieren de mucho mantenimiento Sus aplicaciones principales son para alimentos debido a que es la mejor alternativa frente a otros combustibles Calefaccioacuten ya que permite calentar ambientes de hogares o locales y calentamiento de agua mediante calentadores a gas natural los cuales producen agua al instante y a bajo costo
246 Gas natural para trigeneracioacuten
Surge debido a necesidades de calefaccioacuten agua caliente pero tambieacuten cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Los nuevos equipos a gas natural permiten obtener friacuteo ya sea mediante el sistema de compresioacuten o a traveacutes del proceso de absorcioacuten Aunque los equipos de compresioacuten son muy eficientes los equipos de absorcioacuten son considerados como la opcioacuten maacutes ecoloacutegica para los sistemas de climatizacioacuten y refrigeracioacuten Combinando la tecnologiacutea de cogeneracioacuten con la de
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absorcioacuten se puede climatizar con un ahorro energeacutetico considerable Esta maacutequina opera pasando el calor de una fuente friacutea a otra caliente Esto se debe al hecho de que la bomba de calor no soacutelo aprovecha la energiacutea contenida en el gas sino tambieacuten la ambiental por lo que proporciona maacutes energiacutea de la que consume Algunas de sus ventajas son reduccioacuten de emisiones de GEI disminucioacuten de peacuterdidas en el sistema eleacutectrico aumento de la competitividad industrial y finalmente la promocioacuten de PyMES en construccioacuten y operacioacuten de plantas de trigeneracioacuten
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving
Las plantas Peak Shaving (En ingleacutes afeitando picos) pueden ser utilizadas como centros de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) para exportarlo para suplir demandas pico de gas en aacutereas de gran demanda o como almacenamiento de gas natural in situ con el fin de brindar confiabilidad al Sistema Nacional de Transporte de gas natural
Son plantas de almacenamiento criogeacutenico que surgieron como respuesta a la necesidad de garantizar con importantes reservas de gas natural licuado el abastecimiento de redes de gas natural Son usadas para el abastecimiento de gas durante los periacuteodos de demanda maacutexima ya que fueron concebidas para afrontar los picos de consumo en aquellos sistemas con alta incidencia de clientes residenciales e industriales
Esta planta reduce la necesidad de disponer de capacidad de transporte desde las zonas de produccioacuten de gas y con ello la sobredimensioacuten de los gasoductos involucrados que son utilizados en forma estacional (fenoacutemeno del nintildeo) es una alternativa eficaz para disminuir el costo total de ese transporte desde la produccioacuten hasta los centros de consumo con alta demanda
Se ubican estrateacutegicamente cerca a centros de consumo y generalmente lejanas de las zonas de produccioacuten gasiacutefera La planta requiere de mayor tiempo para licuar el gas y llenar los tanques de almacenamiento (aproximadamente 200-300 diacuteas) y para la vaporizacioacuten y entrega gas a las redes de distribucioacuten lo hace en pocos diacuteas (no maacutes de 20 diacuteas cada antildeo) La cadena de GNL lo conforman cinco agentes
Produccioacuten desde el campo productor hasta la planta de GNL incluyendo el procesamiento del gas y los gasoductos asociados
Licuefaccioacuten comprende el tratamiento del gas licuefaccioacuten recuperacioacuten de liacutequidos y condensados carga y almacenamiento de GNL
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Transporte siacute es para exportar el GNL viaja por barco desde la planta de licuefaccioacuten hasta la terminal de regasificacioacuten
Regasificacioacuten comprende la descarga almacenamiento regasificacioacuten e inyeccioacuten en ramales de distribucioacuten
Distribucioacuten a la salida de la planta de regasificacioacuten el gas es inyectado en el sistema de transporte y distribucioacuten para llegar a los usuarios finales
En la ilustracioacuten 14 se muestra el proceso general que debe tener una planta Peak Shaving Ilustracioacuten 14 Proceso General de una Planta Peak Shaving
Fuente Autora
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido El gas natural bajo las condiciones de temperatura normalmente utilizadas para su manipulacioacuten en el Sistema Nacional de Transporte de gas natural (1015 psi) se encuentra en estado gaseoso y moviliza una cierta cantidad de energiacutea por unidad de volumen Se podriacutea manipular maacutes energiacutea siacute se comprime el gas a mayor presioacuten En general cuando la demanda a atender es pequentildea y para ciertas condiciones de distancia de transporte los gasoductos pueden no ser la mejor opcioacuten de transporte desde el punto de vista econoacutemico En tal caso puede ser viable utilizar la teacutecnica del GNC para transportar el gas hasta el centro de consumo y luego distribuirlo a los usuarios a traveacutes de redes domiciliarias e industriales Mediante esta teacutecnica se aumenta la presioacuten del gas (3600 psi) en cilindros o tanques transportados por vehiacuteculos mantenieacutendolo en su estado gaseoso de tal forma que se incrementa la energiacutea por unidad de volumen reduciendo los costos unitarios de transporte
bullEliminacioacuten de CO2 H2O y separacioacuten de hidrocarburos pesados Tratamiento
bullEnfriamiento del gas durante 290 diacuteas Licuefaccioacuten
bullA bajas temperaturas se almacena en un tanque que mantiene la temperatura del GNL Almacenamiento
bullPor un sistema de bombas criogeacutenicas el gas es vaporizado a alta presioacuten lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una estacioacuten para adecuar las condiciones de presioacuten a las requeridas para inyeccioacuten a la red de distribucioacuten
Vaporizacioacuten
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El GNC (3600 psi) se transporta mediante cilindros de almacenamiento en camiones especialmente disentildeados y almacenados en cada localidad para ser luego introducidos a la red de distribucioacuten a una presioacuten de 58 psi Este sistema al igual que el suministro de GLP estaacute destinado al abastecimiento de gas natural para consumo residencial industrial y GNV en pequentildeas localidades y alejadas de un gasoducto Este sistema optimiza en forma integral lo teacutecnico y lo comercial Es un proyecto innovador de distribucioacuten de gas de bajo costo para consumo en pequentildeas y medianas poblaciones en la que no es rentable el abastecimiento mediante la instalacioacuten de un gasoducto troncal desde los yacimientos En la ilustracioacuten 15 se muestra en resumen la cadena del GNC
Ilustracioacuten 15 Cadena del GNC
Fuente httpgncenergiaperucom
La cadena de valor de GNC la conforman tres agentes
Compresioacuten se toma el gas natural del campo de produccioacuten (de un gasoducto de transporte o una red de distribucioacuten) y mediante compresores se aumenta la presioacuten del gas y se almacena en cilindros o tanques disentildeados para el caso La presioacuten maacutexima utilizada para el gas comprimido es de 3600 psi
Transporte y almacenamiento por medio de tubos ciliacutendricos con GNC a alta presioacuten se transporta en vehiacuteculos por carretera o viacutea fluvial hasta una planta de descarga emplazada en las inmediaciones de la localidad y se almacena En general los camiones de 12 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 5 moacutedulos de almacenamiento de 300 m3 (en total 1500 m3 de gas natural) mientras que los camiones articulados de 40 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 18 moacutedulos de almacenamiento (en total 5400 m3 de gas natural)
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Descompresioacuten utilizando vaacutelvulas para expandir el gas se reduce la presioacuten y se inyecta el gas a las redes de distribucioacuten para llevarlo a los usuarios finales
Con base en lo anterior se observa que en Colombia se consume aproximadamente el 33 del gas producido se exportan 150 MMSCFD a Venezuela y el restante se utiliza en la misma actividad de produccioacuten de hidrocarburos Asiacute mismo en Colombia no se almacena gas para cubrir demandas pico y el gran consumidor de este gas en su orden son sector eleacutectrico industrial - comercial y residencial Tambieacuten se determinoacute que el gas del campo Chichimene no cumple especificaciones para su uso lo cual requiere tratarse para disponerlo para venta o consumo en el mismo campo Por consiguiente en el siguiente capiacutetulo se describiraacute el tratamiento que se le debe realizar al gas ya que este es un gas no asociado amargo y huacutemedo debido al alto contenido de CO2 e hidrocarburos liacutequidos presentes
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3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
El campo Chichimene cuenta con un gas con alto contenido en metano (alrededor de 75) tal como se observa en la siguiente tabla Su composicioacuten se obtuvo mediante una cromatografiacutea tomada en un punto del sistema de recoleccioacuten de crudo del campo Chichimene la cantidad de gas en la etapa de recoleccioacuten actualmente es de 05 MMSCFD En la tabla 16 se muestra la cromatografiacutea del gas del campo Chichimene en la etapa de recoleccioacuten Tabla 16 Cromatografiacutea del gas Chichimene en etapa de recoleccioacuten
Fuente Departamento de Produccioacuten del Chichimene ECOPETROL
El gas de la etapa de recoleccioacuten del campo Chichimene debe tratarse y acondicionarse de acuerdo a las regulaciones de calidad del gas natural por la CREG por lo que es necesario implementar un tratamiento de gas del campo Para esto se propone en cada una de las etapas de tratamiento del gas tecnologiacuteas que presenten ventajas frente a otros procesos en las diferentes
COMPOSICIOacuteN FRACCIOacuteN MOLAR
Nitroacutegeno 0022067
CO2 012965
Metano 0747311
Etano 004463
Propano 0020076
n-Butano 0016541
i-Butano 0006041
n-Pentano 0003474
i-Pentano 0004346
n-Hexano 0003165
n-Heptano 0002043
n-Octano 0000657
TOTAL 1
Este gas cuenta con condiciones
de Presioacuten 30 psi Temperatura
104 degF
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etapas y asiacute se pueda cumplir las condiciones para entrega y uso posterior del gas
Por lo tanto en la etapa de desacidificacioacuten se trabaja con torres de absorcioacuten con amina DEA debido a que es un proceso de uso frecuente en plantas de tratamiento ademaacutes este proceso frente a procesos de adsorcioacuten y de membranas presenta ventajas En la adsorcioacuten se purifica el CO2 que se elimina y la utilizacioacuten de membranas requiere de altos costos e influye negativamente por la presencia de contaminantes como SOx NOx HCl
En cuanto a la amina empleada en este caso DEA presenta ventajas frente a aminas como MEA ya que no es corrosiva no genera formacioacuten de espuma ademaacutes esta amina posee mayor capacidad de absorcioacuten frente a la MEA y DIPA lo cual es ventajoso debido a que en esta primera etapa lo fundamental es eliminar el CO2 contenido en el gas que es un gran porcentaje (alrededor de 13)
Seguido de ello en la etapa de endulzamiento se propone el proceso con la amina DIPA debido a que es una amina utilizada comercialmente en los procesos de tratamiento de endulzamiento del gas natural es una amina secundaria que tiene gran capacidad para transportar gas aacutecido lo cual para este proceso es importante debido a que la amina DEA (del proceso anterior) y DIPA tienen contenido de azufre y mediante el uso de la amina DIPA se elimina este aacutecido sulfhiacutedrico de la corriente de gas La amina DIPA es una amina utilizada en el proceso SHELL ADIP y aunque su competencia en la remocioacuten de CO2 frente a otros procesos es difiacutecil siacute es maacutes eficiente que soluciones como DEA y MEA en la remocioacuten de H2S
Finalmente en la etapa de deshidratacioacuten se implementa una tecnologiacutea reciente ldquoDRIZO TEGrdquo con el fin de eliminar porcentaje de agua que se tiene actualmente en el gas de recoleccioacuten del campo el proceso DRIZO TEG cuenta con alta concentracioacuten de glicol lo que permite eliminar mayor porcentaje de agua que un proceso de deshidratacioacuten normal con glicol (aproximadamente 99998 en peso en lugar de lo tiacutepico 9995 en peso) Con maacutes de 60 plantas de tratamiento DRIZO demuestra ser el mejor proceso de deshidratacioacuten y ademaacutes por ser un proceso respetuoso con el medio ambiente con emisiones miacutenimas de CO2 y BTEX (benceno tolueno etilbenceno y xileno) requiere cantidad miacutenima de equipos y su costo es bajo Finalmente se lleva a compresioacuten para tener el gas de recoleccioacuten a condiciones fijadas por la CREG
En ninguno de los procesos se utiliza regeneracioacuten debido a que se requiere gran demanda de energiacutea De otro modo la etapa de fraccionamiento en el proceso no se lleva a cabo ya que el porcentaje de hidrocarburos liacutequidos es bajo y la ejecucioacuten de una etapa como el fraccionamiento implica inversiones econoacutemicas altas
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El sistema de tratamiento del gas de recoleccioacuten del campo se implementa mediante el software Aspen Plus V84 la cual es una herramienta para simular procesos de disentildeo conceptual de industrias quiacutemicas petroquiacutemicas refino de petroacuteleo procesamiento de gas y aceites generacioacuten de energiacutea entre otros Ademaacutes cuenta con herramientas de caacutelculos de costos y su interfaz es amigable
En la siguiente ilustracioacuten 16 se presenta el proceso general del tratamiento del gas del campo Chichimene con base en lo anteriormente mencionado
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Ilustracioacuten 16 Modelo de tratamiento para el gas de recoleccioacuten del Campo Chichimene
ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN
(Eliminacioacuten de CO2)
ETAPA II ENDULZAMIENTO (Eliminacioacuten de H2S y
CO2)
ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN
Y COMPRESIOacuteN (Eliminacioacuten de H2O y
Compresioacuten)
Torres de Absorcioacuten con
Amina DEA
Con Amina DIPA
DRIZO TEG Y Compresioacuten
GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo
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31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL
La primera etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten de CO2 y H2S En este caso el tipo de gas de trabajo no cuenta con contenido de H2S por lo tanto se procede simplemente a eliminar el CO2 Inicialmente el gas cuenta con unas condiciones de presioacuten y temperatura de 30 psi y 31315degK la planta de tratamiento trabaja a alta presioacuten por lo que es necesario comprimir el gas hasta lograr condiciones requeridas del proceso Posteriormente el gas de trabajo y la solucioacuten acuosa de amina (en este caso DEA) ingresan a una torre de absorcioacuten en la que entran en contacto el gas y la amina la cual se encarga de separar el CO2 del gas En esta etapa se logra remover el 10 del 13 de CO2 presente en el gas Este 10 pasa por una torre separadora en la cual se logra obtener un 5 de CO2 como producto para utilizar en procesos que requieran CO2 y el 5 restante sale como productos inertes del proceso El porcentaje de metano aumenta en un 13 pasando de 75 a 88 esta etapa incluye varios equipos como compresor enfriador bomba torre absorbedora torre separadora
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
La segunda etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten del CO2 que no se logroacute eliminar durante la primera etapa al igual que el H2S que ingresoacute en el gas debido a que la amina tiene un porcentaje bajo en ella El gas de trabajo ingresa a una torre de absorcioacuten en la que el gas entra en contacto con una solucioacuten acuosa de amina DIPA la cual es frecuentemente utilizada y es la que se encarga de remover en su totalidad el contenido de H2S reduce a un 18 el contenido de CO2 y aumenta de 88 de metano a 893 Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL
La tercera etapa consiste en la remocioacuten de H2O que se encuentra en el gas producto de los dos tratamientos anteriores ya que las aminas vienen en solucioacuten acuosa y una parte de esa agua queda internamente en el flujo de gas de trabajo que se estaacute tratando Es fundamental eliminar el vapor de agua ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte del gas por la posible formacioacuten de hidratos de metano soacutelido En el proceso de deshidratacioacuten el gas ingresa a una torre de absorcioacuten en la que entra en contacto con una solucioacuten de glicol (TEG) debido a que es una opcioacuten de deshidratacioacuten econoacutemica la cual se encarga de remover la totalidad del vapor de agua obteniendo un gas totalmente
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seco y con 96 de metano Debido a la alta eficiencia de esta etapa no fue necesario simular una planta de fraccionamiento para aumentar la pureza del metano ya que la condicioacuten de salida del gas se encuentra bajo las condiciones requeridas por la CREG y debido a que la presioacuten final en la etapa de deshidratacioacuten es la uacutenica que no se encuentra dentro de los estaacutendares de la CREG se implementa un compresor que entregue el gas a 1200 psia Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora compresor intercambiador de calor
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En la tabla 17 se muestra las condiciones iniciales y finales de la simulacioacuten del tratamiento del gas
Tabla 17Condiciones y Composiciones de Etapas de Tratamiento para Gas de Recoleccioacuten Chichimene
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo Grupo de Simulacioacuten Produccioacuten y Uso de Combustibles UNAB
Gas Actual Sist
RecoleccioacutenGas Out - Etapa 1 Gas In - Etapa 2 Gas Out - Etapa 2 Gas In - Etapa 3 Gas Final Tratado
DEA DIPA TEG 000 000 000 000 000 000
H2O 000 180E-03 180E-03 363E-03 200E-03 4 PPM
CO2 130E-01 343E-09 343E-09 579E-09 000 000
H2S 000 357E-07 357E-07 749E-07 285PPB 000
N2 002 003 003 003 003 003
CH4 075 088 088 088 089 096
C2H6 004 006 006 006 006 001
C3H8 002 003 003 003 003 158 PPM
Flujo total (MMSCFD) 05 031 031 0302 0302 0235
Temperatura (degK) 31315 31135 3115 32556 30259 31315
Presioacuten (Psig) 30 900 900 900 900 11853
VALORES
ETAPA 2 ENDULZAMIENTO CON
AMINA DIPA
ETAPA 3 DESHIDRATACIOacuteN DRIZO
TEG Y COMPRESIOacuteN
Nota Cada uno de los componentes mencionados se encuentran en Fraccioacuten Molar
ETAPA 1 DESACIDIFICACIOacuteN CON
TORRES DE ABSORCIOacuteN
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A continuacioacuten se muestra en la tabla 18 el comparativo de las caracteriacutesticas fijadas por la CREG y las obtenidas despueacutes del proceso de tratamiento del gas del campo Chichimene
Tabla 18 Condiciones de calidad de gas natural CREG Vs Condiciones finales con tratamiento de gas en Aspen Plus
Fuente Autora
Especificaciones de Calidad del Gas Natural
establecidas por la CREG
VALORES EXIGIDOS POR
CREG
GAS DESPUEacuteS DEL
TRATAMIENTO
ESPECIFICACIONES Valores S Internacional Valores Finales del Gas
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 0
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen (nota 3) 5 3
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3 0 mgm3
Res CREG 071 de 1999
3646 MJm3
40 degC
ANAacuteLISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE CON
PLANTA DE TRATAMIENTO
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado l iacutequido
Nota 3 Se cons idera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 ni troacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
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34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
Mediante el software Aspen Plus V84 fue posible determinar costos relativos a la inversioacuten como tambieacuten los costos de los equipos principales Esta corrida se realizoacute con base en los siguientes datos que se pueden ver en la tabla 19
Tabla 19 Bases de Caacutelculo Planta de Tratamiento de gas ndash Escenario (P50)
Fuente Aspen Plus V84
En la tabla 20 se relaciona el valor de la inversioacuten en equipos costos directos por el montaje e instalaciones costos asociados por el servicio llave en mano impuestos y renta presuntiva de las inversiones para el escenario de produccioacuten de gas (P50) y (P90) Para efectos de anaacutelisis financiero se tomaraacute el escenario (P50) el cual en el antildeo 2007 alcanza un volumen de 4 MMSCFD y su proyeccioacuten de produccioacuten a partir de este antildeo se calcularaacute con base en la curva de declinacioacuten del gas (ver la ilustracioacuten 4)
Gravedad especiacutefica del gas 07 grL
Horas de operacioacuten por antildeo 8760 h
Vida uacutetil del proyecto 20 antildeos
Modelo de depreciacioacuten Liacutenea recta
Valor de salvamento de la planta 20
Punto de equilibrio del proyecto 10 antildeos
Tiempo de construccioacuten de la planta 65 semanas
Renta presuntiva de capital 5
Impuesto anual 40
Tasa de retorno de la inversioacuten 20
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Tabla 20 Inversioacuten de la planta de proceso de gas para escenarios de produccioacuten de gas (P50) y (P90)
Fuente Aspen Plus V84
COSTOS EQUIPOS COSTOS DIRECTOSUTILIDAD LLAVE
MANO (20 Inv)TOTAL (05 a 4 MMSCFD)
TOTAL (4 a 7
MMSCFD)
TOTAL (7 a 10
MMSCFD)
Compresor 1745000 1930000 735000 4410000 5292000 6615000
Bomba 18300 62460 16152 96912 116294 145368Torre
Absorbedor 332900 592000 184980 1109880 1109880 1109880Torre
Stripper 375800 892000 253560 1521360 1825632 1825632
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
TOTAL 2500500 3539460 1207992 7247952 8697542 10871928
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
absorbedor 332900 126000 91780 550680 550680 550680
TOTAL 379700 957464 267433 1604597 1925517 2406896
Enfriador 18000 40045 11609 69654 83585 104481
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
Absorbedor 186900 1060509 249482 1496891 1496891 1496891Intercamb
de Calor 24500 63456 17591 105547 126657 158321
Compresor 903000 1006516 381903 2291419 2749703 3437129
TOTAL 1150700 1069972 444134 2664806 3197768 3997210
4030900 5566897 1919559 11517356 13820827 17276034
1612360 2226759 767824 4606942 5528331 6910414
5643260 7793655 2687383 16124298 19349158 24186447
282163 389683 134369 806215 967458 1209322
5925423 8183338 2821752 16930513 20316616 25395770
INVERSIOacuteN TOTAL PLANTA DE TRATAMIENTO vs ESCENARIOS POSIBLES DE PRODUCCIOacuteN DE GAS
IMPUESTOS - 40
SUBTOTAL
RENTA PRESUNTIVA - 5
ETAPAS PRINCIPALES DEL PROCESO
DESACIDIFICACIOacuteN
ENDULZAMIENTO
DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN
SUBTOTAL
La inversioacuten estimada para el tratamiento del gas de Chichimene se calculoacute con el modelo ASPEN Estos equipos (torres) se disentildearon para
tratar hasta un maacuteximo de 10 MMSCFD Las caracteriacutesticas de los demaacutes equipos cambian seguacuten los flujos a tratar para el proyecto los equipos
menores estan disentildeados para operar hasta el escenario de produccioacuten (P50) que estaacute entre 07 a 40 MMSCFD
INVERSION ESCENARIO (P50) - US$ INVERSION ESCENARIO (P90) - US$
TOTAL
53
De acuerdo con lo anterior el resultado total de la inversioacuten asciende a 16rsquo930513 US$ para el escenario de produccioacuten de gas (P50) donde los principales equipos de la planta cuestan alrededor del 35 del valor total de la inversioacuten El resto de la inversioacuten estaacute representada en el montaje instalaciones liacuteneas de flujo equipos y respaldos eleacutectricos instrumentacioacuten accesorios en general y principalmente la mano de obra calificada gastos de suministro y contratacioacuten impuestos renta presuntiva entre otros En la ilustracioacuten 17 se puede ver la tendencia de la inversioacuten requerida para la planta del proceso de tratamiento del gas en cada una de las etapas en funcioacuten del volumen de gas posible entre los rangos de produccioacuten (P50) y (P90)
Ilustracioacuten 17 Inversioacuten planta de tratamiento de gas VS Cantidad de gas para escenarios (P50) y (P90)
Fuente Autora
La planta de tratamiento modelada seguacuten el programa ASPEN PLUS V84 mantiene constantes las torres independientes del flujo maacutesico y hace variable los demaacutes equipos como bombas de acuerdo con el volumen a tratar En las tablas 21 y 22 se muestran los costos de operacioacuten y los costos de energiacutea de acuerdo con los posibles voluacutemenes de produccioacuten de gas que comprenden los dos escenarios de produccioacuten incremental de gas (P50) y (P90) En el primer escenario (realista) se tiene previsto alcanzar la produccioacuten de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea en el antildeo 2017 y en el escenario P90 (optimista) alcanzar 9 millones de pies cuacutebicos por diacutea Para efectos de anaacutelisis econoacutemico de las posibles alternativas se trabajara en este proyecto con el escenario (P50)
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Tabla 21 Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Departamento de produccioacuten Chichimene Ecopetrol
Volumen MSCFD Etapa Desacidificacioacuten Etapa EndulzamientoEtapa Deshidratacioacuten-
CompresioacutenTotal US$Antildeo US$MMBTU
500 387426 111742 158233 657400 3398
1000 386536 111485 157869 655890 1695
2000 431849 124554 176376 732780 0947
3000 460402 132790 188038 781230 0673
4000 (P50) 475000 137000 194000 806000 0521
5000 482308 139108 196985 818400 0423
6000 489733 141249 200017 831000 0358
7000 496805 143289 202906 843000 0311
8000 504231 145431 205938 855600 0276
9000 (P90) 510949 147368 208682 867000 0249
10000 513306 148048 209645 871000 0225
La energiacutea eleacutectrica impacta los costos operacionales en 465752US$ al antildeo en el escenario P50 que equivale al 58 de los costos totales en el
escenario de 4 millones de gas tratado el cual se da en el antildeo 2017 seguacuten pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo
Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
55
Tabla 22 Costos de energiacutea eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Autora
Por lo anterior para proyectar los consumos de energiacutea antes y despueacutes de alcanzar la produccioacuten de escenario (P50) de gas en la tabla 23 se muestra el caacutelculo de este consumo cuando se trabaja con una produccioacuten de 4 MMSCFD de gas
Volumen MMSCFDEtapa
desacificacioacuten
Etapa
endulzamiento
Etapa
Deshidratacioacuten y
Compresioacuten
Total
US$AntildeoUS$MMBTU
500 189490 910 189490 379891 1964
1000 189055 908 189055 379018 0980
2000 211218 1015 211218 423451 0547
3000 225183 1082 225183 451448 0389
4000(P50) 232323 1116 232323 465762 0301
5000 235897 1133 235897 472928 0244
6000 239529 1151 239529 480209 0207
7000 242988 1167 242988 487143 0180
8000 246620 1185 246620 494425 0160
9000(P90) 249906 1201 249906 501012 0144
10000 251059 1206 251059 503324 0130
Costos Energiacutea Eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Estos costos corresponden alos equipos principales
56
Tabla 23 Requerimientos de energiacutea eleacutectrica para equipos principales de la planta de tratamiento (4MMpcd)
Fuente Autora basada en fichas teacutecnicas de fabricante de equipos como httpwwwcatpumpscomarpdfCAT270pdf y httpcatalogsauerusacomitemall-categoriesboosters-and-gas-compressorsitem-1031ampbc=100|1053|1054|1045
Asiacute mismo en la ilustracioacuten 18 y en la tabla 24 se observa el comportamiento de los costos de energiacutea y operacionales despueacutes de haber alcanzado la produccioacuten de 4 MMSCFD Esta proyeccioacuten es la que se utilizaraacute para efectos de anaacutelisis econoacutemico de la planta de tratamiento del gas como tambieacuten para las demaacutes alternativas planteadas en este proyecto
EQUIPO CANTIDAD HP KWAntildeo Ndeg Etapas Rango de operacioacuten Requerimiento de energiacutea Flujo RPM
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFM
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFMBOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
3817724
0122
465762 Costo=(Pot x Fconv x Perido x CostUnitEnergiacutea)
CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS
REQUERIMIENTO ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO
Bomba CAT Pumps modelo 230 de USA
Compresor SAUER Compresors modelo WP 6442 de USACosto energiacutea seguacuten Ecopetrol (US$KW)
COSTO TOTAL (US$Antildeo)
PRIMERA ETAPA
TOTAL (KwAntildeo)
SEGUNDA ETAPA
TERCERA ETAPA
57
Ilustracioacuten 18 Costos de operacioacuten y energiacutea para Escenario P50
Fuente Autora
58
Tabla 24 Costos operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Fuente Autora e ICP
MSCFD MMSCFAntildeo MUS$Antildeo US$MMBTU MUS$Antildeo US$MMBTU
2014 500 183 657 3398 380 1964 1693
2015 1000 365 656 1695 379 0980 1693
2016 2000 730 733 0947 423 0547 1693
2017 3000 1095 781 0673 451 0389 1693
2018 4000 1460 806 0521 466 0301 1693
2019 3960 1445 798 0516 461 0298 1693
2020 3920 1431 790 0510 456 0295 1693
2021 3881 1417 782 0505 452 0292 1693
2022 3842 1402 774 0500 447 0289 1693
2023 3804 1388 766 0495 443 0286 1693
2024 3766 1375 759 0490 439 0283 1693
Costos Operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Inversioacuten
Total
MMUS$
Antildeo
Volumen Gas Costo Operacioacuten Costo Energiacutea
59
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL
Con los datos suministrados por el departamento de produccioacuten del campo se realizoacute mediante el software Aspen Plus un estudio teacutecnico de seleccioacuten de tecnologiacuteas para cada una de las etapas del tratamiento del gas para adecuarlo a condiciones reguladas por la CREG El sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene se basa en varios cluacutesters para la troncal norte como para la troncal sur las cuales manejan especialmente crudo extra pesado Estos cluacutesters reuacutenen la produccioacuten de varios pozos y se unen en un muacuteltiple de recoleccioacuten En las tuberiacuteas principales de cada una de las troncales va el crudo mezclado con agua y gas y son transportados hasta la estacioacuten de tratamiento Lo que se requiere es que la cantidad de gas libre que va con el crudo se pueda liberar del sistema y se le pueda dar un aprovechamiento energeacutetico7 En un punto del sistema de recoleccioacuten se tomoacute la cromatografiacutea del gas y en base a ello se planteoacute un tratamiento al gas con el cual se llevoacute el gas a condiciones reguladas por la CREG (Necesario para implementacioacuten de cualquier alternativa) Por lo que seguido de ello se procede a realizar el estudio de cada una de las alternativas para valorar y analizar criterios como impacto ambiental requerimientos econoacutemicos beneficios operativos incidencia operativa e impacto externo de cada una de ellas donde finalmente se recomiendan las opciones viables para aprovechamiento oacuteptimo al gas de recoleccioacuten del campo Chichimene A continuacioacuten se presenta en la ilustracioacuten 19 el sistema actual sobre el que se propone a trabajar Las alternativas a analizar para darle un aprovechamiento al gas de recoleccioacuten del campo son autogeneracioacuten con central teacutermica convencional calentamiento de crudo en tuberiacuteas venta del gas para SNT del gas trigeneracioacuten planta de almacenamiento Peak Shaving y GNC En cada una de las alternativas propuestas se tendraacute una disponibilidad de gas en condiciones CREG ya que el objetivo principal de este proceso es aprovechar el gas convirtieacutendolo en un gas uacutetil para cualquiera de las alternativas con el fin de reducir impacto ambiental y tener beneficios para el campo Chichimene
7 En el Anexo I y J se muestra la configuracioacuten de los cluacutesters para la Troncal Norte y para la Troncal Sur
60
Ilustracioacuten 19 Sistema actual de recoleccioacuten y procedimiento a realizar para valorar alternativas al Gas de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
PUNTO DE MUESTREO
GASTRATAMIENTO
DEL GAS
ESTACIOacuteN DE TRATAMIENTO
CRUDO CON AGUA
ALT
ER
NA
TIV
AS
D
EL
GA
S
Cromatografiacutea del Gas
Llevar a Condiciones CREG
AutogenerarCalentamiento Crudo
GNCPlanta Peak Shaving
Venta a SNT
Fuente Autora
61
Los criterios evaluados para cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual que se presenta en el campo son
Impacto ambiental comparacioacuten de cantidad de emisiones Lo que maacutes influye en dicho impacto es que la contaminacioacuten se produce en el mismo sitio y sucede durante todos los diacuteas del antildeo estos dos aspectos son aquellos por los que se toma la liacutenea para evaluar si el impacto llega a ser alto o bajo en cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual
Requerimientos econoacutemicos equipos o plantas principales que se requieren para implementar la alternativa
Plazo de ejecucioacuten suma de la aprobacioacuten de las diferentes fases del proyecto (ingenieriacutea conceptual pre factibilidad factibilidad y ejecucioacuten) Ademaacutes para el caso de ECOPETROL se requiere de aprobacioacuten de presupuesto permisos de las entidades gubernamentales (Ministerio de Hacienda Planeacioacuten Nacional Ministerio Medio Ambiente Ministerio de Minas y Energiacutea) aprobacioacuten de vigencias futuras proceso contractual (licitacioacuten privada o puacuteblica) y tiempo de ejecucioacuten de la obra Es posible que la alternativa la realice un tercero en ese caso el plazo puede ser menor
Incidencia operativa si el proyecto mantiene desmejora o mejora los diferentes procesos que conforman la operacioacuten del campo
Beneficios operativos si se generan beneficios econoacutemicos y operacionales en el campo
Impacto externo si se beneficia el entorno (comunidades) regioacuten yo paiacutes
En la matriz los aspectos fundamentales se tomaraacuten en cuenta para evaluar cada una de las alternativas cada uno puede presentar una ventaja o desventaja frente a las otras alternativas Para el caso de quema o venteo de gas en tea sus principales aspectos son impacto ambiental e impacto externo el impacto ambiental resulta ser alto debido a que la situacioacuten se estaacute presentando desde hace varios antildeos sucede todos los diacuteas del antildeo y ademaacutes las emisiones se producen en el mismo sitio Por otra parte el impacto externo es un aspecto fundamental a tratar debido a que si se mantiene la quema y venteo de gas en tea por parte del campo es posible que la comunidad pueda llegar a cerrar el campo debido a que las emisiones son altas y se presentan todos los diacuteas del antildeo Asimismo se determina para cada una de las alternativas los aspectos y criterios fundamentales de cada una de ellas Ademaacutes los criterios se basaran tomando iacutetems de bajo medio alto todos comparados seguacuten la liacutenea base (venteo y quema de gas en tea)
62
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA
La quema del gas en el campo Chichimene es la situacioacuten actual que enfrenta el campo y por la cual se propone diferentes alternativas que permitan darle un uso oacuteptimo al gas El campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que se obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
Debido al grado de sensibilizacioacuten de la opinioacuten puacuteblica ante los temas de medio ambiente y a la legislacioacuten existente el hecho de ventear o quemar gas en instalaciones petroleras merece evaluar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubican las explotaciones de hidrocarburos Vale la pena mencionar que producto de estas praacutecticas la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de todas las operaciones de explotacioacuten de un campo petrolero Por lo que es obligatorio disponer de alternativas para el manejo y aprovechamiento de los hidrocarburos gaseosos tales como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de hidrocarburos liacutequidos almacenarlo en yacimientos agotados yo abandonados almacenarlo en domos salinos utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) procesarlo y disponerlo para la misma operacioacuten para mejorar las condiciones de movilidad de los fluidos producidos a traveacutes de calentamiento o para consumo externo como gas domiciliario e industrial
En el campo Chichimene la produccioacuten de gas es asociada a la produccioacuten de hidrocarburos liacutequidos donde la relacioacuten de produccioacuten de gaspetroacuteleo es muy baja Desde el punto de vista teacutecnico la produccioacuten de gas no tiene una alta incidencia en lo operativo como por su mismo volumen de produccioacuten Esta situacioacuten ha hecho que este recurso energeacutetico en el presente soacutelo se disponga para cubrir las necesidades de la operacioacuten del campo para calentar las corrientes de fluido que de por siacute tienen muy baja movilidad ya que el crudo que se produce es de muy baja gravedad API el gas remanente se quema o ventea en las plantas de recoleccioacuten y tratamiento de fluidos Se estima que el volumen de gas que no se utiliza hoy diacutea es de 05 MMSCFD y en el futuro puede ser de 4 MMSCFD y este tiene un poder caloriacutefico de 10742 MJm3 ya que en su composicioacuten tiene un buen porcentaje de hidrocarburos liacutequidos Siacute este gas se procesara y se obtuviera un gas apto para venta (condiciones CREG) y asumiendo que su composicioacuten es equivalente a un gas como el de la Guajira-Opoacuten (40
63
MJm3) se venderiacutea en promedio en boca de pozo a unos 6 US$MMBTU generando ingresos anuales de algo maacutes de 115 MMUS$antildeo8 Tal y como se observa en la tabla 25 donde se muestra el costo estimado por el venteo o quema de gas del campo
Tabla 25 Costo estimado de venteo o quema del Gas Chichimene
Fuente Autora
Por lo anterior resulta conveniente buscar alternativas diferentes a la de venteo o quema de este gas y en su defecto darle un aprovechamiento tanto para la operacioacuten como para disponerlo para otros usos tales como consumo domiciliario e industrial como combustible en termoeleacutectricas licuarlo y almacenarlo para cubrir demandas pico o exportacioacuten comprimirlo y venderlo en poblaciones pequentildeas y alejadas de las redes de transporte y distribucioacuten de gas natural entre otros
Ademaacutes de las consideraciones anteriores el hecho de quemar este gas genera grandes impactos ambientales no soacutelo para poblaciones cercanas al campo sino para Colombia y para todo el mundo El cambio climaacutetico causado por aumento de la concentracioacuten atmosfeacuterica de gases de efecto invernadero como el CO2 y CH4 es el mayor reto para la sociedad actualmente Colombia soacutelo contribuye con el 037 de emisiones globales de GEI y es uno de los paiacuteses maacutes vulnerables a los efectos del cambio climaacutetico con consecuencias sobre su biodiversidad e infraestructura que por ende afectan su desarrollo socioeconoacutemico
Teniendo en cuenta que el CH4 es el principal componente del gas natural y que estas emisiones tienen un impacto 25 veces mayor que las de CO2 la reduccioacuten de emitirlo a la atmoacutesfera permite obtener varios beneficios
8 En el Anexo K se detalla los precios de referencia de gas natural en el Campo Guajira y Opoacuten
Campo Guajira 63244 US$MMBTU
Campo Opoacuten 56537 US$MMBTU
Promedio de precios 599 US$MMBTU
Precio en boca de pozo 600 US$MMBTU
Cantidad Gas 500000 SCFD
10742 MJm3
0002883 MBTUft3
US$ a $COP $ 2000 $COP
$ 8649 US$d
$ 3156885 US$antildeo
$ 17298000 $COPd
$ 6313770000 $COPantildeo
PRECIOS DE
REFERENCIA
COSTO
PROMEDIO
POR QUEMA
DE GAS Poder Caloriacutefico Actual
COSTO
EQUIVALENTE
A $COPCaacutelculo US$d
64
Se recupera un recurso energeacutetico Se mejoran las condiciones de seguridad industrial de las instalaciones Se contribuye en reducir las emisiones de GEI y se mitiga el calentamiento
global
El caacutelculo de emisiones netas de GEI se basa en la metodologiacutea general planteada por IPCC (Panel Intergubernamental de Cambio Climaacutetico) Esta metodologiacutea es la maacutes utilizada en la estimacioacuten de GEI y se encuentra disponible en ldquoDirectrices del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernaderordquo
Esta metodologiacutea consiste en combinar informacioacuten sobre el alcance de una actividad humana ldquoFactores de actividadrdquo con los coeficientes que cuantifican las emisiones por actividad ldquoFactores de emisioacutenrdquo Se resume en
En donde los factores de actividad en transporte de gas natural estaacuten relacionados con actividades como
Volumen de gas combustible utilizado en los motores de compresores Volumen de gas quemado en tea Volumen de gas venteado por mantenimiento Volumen de gas venteado operativamente
Mientras que los factores de emisioacuten dependen principalmente de la composicioacuten del gas natural (concentracioacuten de CH4 y CO2) y de aspectos como la eficiencia de combustioacuten en motores y teas
En Colombia el gas natural de Guajira (98 mol de CH4) genera mayores emisiones de CH4 por unidad de volumen al ser venteado que el gas natural de Cusiana (84 mol de CH4) Sin embargo el gas de Cusiana genera mayores emisiones de CO2 al ser quemado debido a su mayor contenido de C2H6 y CO2
Por lo que se realiza un estimativo de la cantidad de gas quemado con relacioacuten al gas de Cusiana debido a que la composicioacuten es similar a la del campo Chichimene con el fin de determinar las emisiones probables de CO2 que se generan por quemar en tea los 05 MMSCFD En la tabla 26 se muestra los factores de actividad y de emisioacuten fijados por la IPCC y la comparacioacuten del gas de Chichimene con el de Cusiana con el fin de determinar un aproximado de emisiones enviadas al medio ambiente asiacute mismo se muestra una graacutefica comparando la cantidad de gas quemada en tea vs Cantidad de CO2 enviada a medio ambiente para escenario P50
65
Tabla 26 Factores actividad y emisioacuten fijados por IPCC y comparacioacuten Emisiones Cusiana con las del Campo Chichimene
Fuente Autora
Ilustracioacuten 20 Emisiones de CO2 VS Cantidad de gas quemado en tea (P50)
Fuente Autora
De acuerdo con la resolucioacuten 0610 de marzo 24 de 2010 que modificoacute la resolucioacuten 0601 de abril 4 de 2006 del Ministerio del Medio Ambiente establece la Norma de Calidad del Aire en la cual especifica los contenido permisibles de contaminantes en el aire entre los cuales estaacute la presencia de material particulado total y material en suspensioacuten hidrocarburos (como metano) CO NO2 y en especial el tiempo de exposicioacuten de dichos eventos contaminantes Para el caso de Chichimene se queman 05 MMSCFD que al ser una combustioacuten incompleta genera una alta concentracioacuten de CO y CO2 (32 toneladas al aire por diacutea) y si se
FACTOR Incertidumbre Incertidumbre
Gas combustible CO2 1000 ft3 de combustible Guajira 521
Quema de gas en tea CO2 1000 ft3 de gas quemado Cusiana 632
Venteo de gas por mantenimiento CH4 1000 ft3 de gas venteado Guajira 199
Fugas y venteo operativo CH4 1000 ft3 de gas fugado Cusiana 169
Cantidad de gas
quemado (ft3)
Cantidad equivalente
en CO2
1000 632
500000 31600
654000 413328
1815000 114708
3093000 1954776
3943000 2491976
CASO CHICHIMENE COMPARADO CON CUSIANA (Diferentes cantidades de gas)
FUENTE PRINCIPAL GEIFACTORES DE ACTIVIDAD FACTORES DE EMISIOacuteN
FACTORES RELATIVO A LA
04 a 1
10kgCH4 por cada
1000 ft3
001 a 1 kgCO2 por cada
1000 ft3
66
ventea el gas se emite la cantidad de 85 toneladas de CH4 por diacutea La norma establece que los valores permisibles y el tiempo de exposicioacuten para las partiacuteculas en suspensioacuten es 300 microgm3 por 24 horas material particulado es 150 microgm3 por 24 horas CO es 10000 microgm3 por 8 horas metano es 1500 microgm3 por 4 meses Para el caso de Chichimene el factor maacutes influyente en cuanto a la contaminacioacuten es el tiempo ya que esta contaminacioacuten se produce constantemente durante todos los diacuteas del antildeo y tomando en cuenta todos los antildeos en que se ha realizado esta praacutectica De otra parte es que esta contaminacioacuten se produce en el mismo lugar concentrando los efectos en el entorno del mismo campo Como se mencionoacute anteriormente el campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que es obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL
Se presenta como alternativa la autogeneracioacuten en el campo Chichimene debido a que los pozos del campo trabajan con bombas electrosumergibles (como meacutetodo de levantamiento artificial) y se consume gran cantidad de energiacutea por diacutea debido a este sistema En la tabla 27 se muestra la cantidad de pozos que se tienen para cada una de las troncales y el consumo de ellos por hora9
Tabla 27 Resumen consumo de pozos en el Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
9 En el Anexo C y D se muestra detalladamente el consumo en los pozos del Campo tanto para la troncal
norte como tambieacuten para la troncal sur Ademaacutes en el Anexo F se muestra un resumen de consumo de pozos de las troncales del Campo
TRONCAL POZOS Ndeg CLUSTER Potencia (KWh)
Norte 63 16 8944
Sur 74 18 9982
TOTAL 137 34 18926
67
Como se aprecia en la tabla se requiere alrededor de 189 MWh por lo que se propone disponer de una central teacutermica que permita suplir la energiacutea de los pozos y en caso que se requiera de maacutes energiacutea se pueda tomar directamente de la red (como se realiza actualmente) Por ello se realiza el estudio de reacutegimen teacutermico de una turbina a gas de 2174 MWe en condiciones del campo
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas
Compuesta de tres secciones principales un compresor un quemador y una turbina de potencia Las turbinas a gas operan con base en el principio del ciclo Brayton el cual funciona bajo los siguientes principios termodinaacutemicos
Durante el proceso 1-2 el aire entra al compresor en condiciones de presioacuten temperatura y humedad relativa del sitio donde es comprimido en un proceso adiabaacutetico en el proceso 2-3 el aire es conducido hacia la caacutemara de combustioacuten en la cual se adiciona combustible (gas natural) El proceso de combustioacuten es desarrollado en condiciones de presioacuten constante y genera un aumento considerable en la temperatura de los gases producidos en el proceso de combustioacuten en el proceso 3-4 los gases salen de la caacutemara de combustioacuten con alta presioacuten y temperatura y son dirigidos a la turbina La potencia de la unidad puede variar de 02 MW hasta 280 MW En la ilustracioacuten 20 se muestra un esquema del principio de funcionamiento de una turbina a gas
Ilustracioacuten 21 Principio de funcionamiento de una turbina a gas
Fuente Guiacutea ambiental para termoeleacutectricas
En cuanto al impacto ambiental la combustioacuten que ocurre en los procesos termoeleacutectricos genera SO2 NOx CO CO2 y partiacuteculas que pueden contener
68
metales La cantidad de cada uno dependeraacute del tipo y el tamantildeo de la instalacioacuten las caracteriacutesticas del combustible y la manera en que se queme En las centrales teacutermicas la principal fuente de emisioacuten de contaminantes atmosfeacutericos la constituye el proceso de combustioacuten
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO
Alrededor de los antildeos 70 las turbinas a gas contaban con bajas eficiencias y baja fiabilidad por lo que se limitaban El tema del desempentildeo teacutermico en turbinas a gas ha cobrado cada vez maacutes relevancia debido al creciente aumento en los precios de los combustibles Por lo tanto se pretende cuantificar y corregir la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones diferentes de las de operacioacuten Estas dos variables tienen un impacto directo en las ventas y el margen de operacioacuten de la central
Algunas de las ventajas que se tienen junto con estas turbinas son
Conversioacuten eficiente de combustible Reduccioacuten de gasto de luz Bajo costo de instalacioacuten y mantenimiento Consumo de variedad de combustibles hidrocarburos Se pueden usar para precalentar el aire antes de entrar en la caacutemara de
combustioacuten Se puede poner en servicio con un miacutenimo de tiempo de retardo Ocupan menos espacio Gases de escape menos contaminantes para el medio ambiente
Las centrales eleacutectricas de turbinas a gas contienen cuatro componentes compresor caacutemara de combustioacuten turbina y generador El aire es aspirado por el compresor y entregado a la caacutemara de combustioacuten El combustible liacutequido o gaseoso se utiliza comuacutenmente para aumentar la temperatura del aire comprimido a traveacutes de un proceso de combustioacuten Los gases calientes que salen de la caacutemara de combustioacuten se expanden en la turbina que produce el trabajo y finalmente las descargas al ambiente La turbina a gas opera bajo los principios del ciclo termodinaacutemico Brayton Debido a esto algunos factores influyen de manera directa en el desempentildeo teacutermico como temperatura de entrada al compresor presioacuten atmosfeacuterica humedad relativa Existen dos maneras de cuantificar el impacto de cada una de estas variables
Por curvas de correccioacuten
69
Por tabla de factores que indican el impacto de cada variable en la potencia y en el reacutegimen teacutermico (praacutectica aunque no es muy exacta)
Debido a que no se cuenta con la curva de correccioacuten de la turbina la cual debe ser proporcionada por el fabricante y es uacutenica para cada modelo y tipo de turbina se trabajaraacute con la tabla de factores de referencia estos factores son geneacutericos para las turbinas a gas operando en ciclo simple Mediante esta manera se tendraacuten unos resultados aproximados a los que dariacutean si se usaran las curvas de correccioacuten En la tabla 28 se muestra los factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas operando en ciclo simple
Tabla 28 Factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
PARAacuteMETRO POTENCIA REacuteGIMEN TEacuteRMICO
Temperatura Ambiente +1degF -03 007
Presioacuten Atmosfeacuterica +1 1 -0004
Humedad Relativa +10 004 002
70
Se seleccionoacute una turbina ldquoTITAN-250rdquo debido a que ofrece un 40 en la eficiencia del eje con la reduccioacuten de emisiones hasta en un 30 En la ilustracioacuten 21 se muestra las caracteriacutesticas generales de la turbina
Ilustracioacuten 22 Datos generales Turbina TITAN-250
Fuente Solar Turbines
71
El flujo nominal de gas requerido para una turbina como la TITAN 250 se basa tomando datos de la turbina como Heat Rate y potencia siendo entonces
Ademaacutes en la ilustracioacuten 22 se muestra las condiciones ISO de operacioacuten de la turbina seleccionada y las condiciones atmosfeacutericas de ubicacioacuten del campo
Ilustracioacuten 23 Condiciones ISO de operacioacuten y del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
De igual manera en la tabla 29 se muestra la diferencia que se presenta entre las condiciones ISO anteriormente mencionadas con relacioacuten a las condiciones del campo
72
Tabla 29 Diferencia entre condiciones ISO y condiciones del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Con las condiciones ISO de la turbina y las del campo se realizan los caacutelculos de Heat Rate y potencia de salida tomando en cuenta los factores de referencia geneacutericos En la siguiente tabla 30 se muestra cada uno de los datos obtenidos por la diferencia en los paraacutemetros de temperatura humedad y presioacuten Tabla 30 Paraacutemetros obtenidos por cambios en Temperatura Humedad y Presioacuten
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Tomando las consideraciones atmosfeacutericas los valores de potencia y Heat Rate nuevos se muestran en la tabla 31
Temperatura Promedio 18 degF
Presioacuten Atmosfeacuterica -132 mm hg
Humedad Relativa 25
DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES
DE OPERACIOacuteNUnidades
Potencia 2291923 117423 KWe
Heat Rate 8664435 -110565 BTUKWe-h
Potencia 21723255 -21745 KWe
Heat Rate 87706125 -43875 BTUKWe-h
Potencia 22032034 287034 KWe
Heat Rate 877453668 -046332 BtuKWe-h
CAMBIO POR
HUMEDADDiferencia con Operacioacuten ISO Unidades
CAMBIO POR PRESIOacuteN Diferencia con Operacioacuten ISO Unidades
Diferencia con Operacioacuten ISO UnidadesCAMBIO POR
TEMPERATURA
73
Tabla 31 Condiciones con las que se trabajariacutea la turbina en el Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
El valor obtenido en potencia es superior al dato proporcionado por el fabricante esto quiere decir que esta turbina a condiciones atmosfeacutericas y paraacutemetros propios del ciclo termodinaacutemico y de combustioacuten opera maacutes eficientemente en las nuevas condiciones climaacuteticas de operacioacuten Ademaacutes el valor obtenido de Heat Rate es menor al dato dado por el fabricante lo que quiere decir que se requiere un menor consumo de gas en la turbina y por ende se trabajaraacute con mayor eficiencia La disponibilidad de gas que se tiene en el campo que es de 05 MMSCFD soacutelo cubririacutea el 125 del gas requerido por la turbina seleccionada (TITAN 250) el cual es de 4 MMSCFD Con esta turbina se podriacutea generar algo maacutes 23 MWh es decir un 21 maacutes de lo que se requiere para cubrir la demanda de energiacutea por los pozos que conforman el sistema de extraccioacuten del campo
De otra parte es conveniente que la central teacutermica se construya cercanamente a las instalaciones eleacutectricas del campo con el fin de disminuir costos en la construccioacuten de la red desde la central teacutermica hasta la subestacioacuten principal del campo Para efectos econoacutemicos se considera una distancia de medio kiloacutemetro entre la planta de tratamiento y la teacutermica
Con base en lo anterior la viabilidad de llevar a cabo esta alternativa seriacutea posible contando con este volumen de gas y el faltante (35 MMSCFD) se obtenga a traveacutes de los planes incrementales de produccioacuten de crudo y gas como tambieacuten de la optimizacioacuten de las plantas de recoleccioacuten y tratamiento o en su defecto se compre a otro agente productor (puede ser el mismo ECOPETROL) En este caso se requiere invertir en una tuberiacutea para traer el gas desde el Sistema Nacional de Transporte de gas o como respaldo de gas en caso de deficiencias en campo el cual se encuentra a unos 40 Km de distancia (costo entre 30 y 50 US$MetroPulgada) Asiacute las cosas para llevar a cabo este proyecto se requieren de las siguientes inversiones
Planta de proceso del gas a condiciones CREG Construccioacuten de la central teacutermica Construccioacuten de la tuberiacutea para traer el gas faltante y gasoducto de planta
de tratamiento y teacutermica Costo variable de compra de 35 MMSCFD de gas en caso de no disponer
del gas en campo
POTENCIA DE LA TURBINA 2318452 KWe
HEAT RATE 865958 BTUKWe-h
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Este proyecto se debe validar con respecto a compra de energiacutea para los pozos que a precios de productor de 220 $KWh (no incluye costos de transporte comercializacioacuten distribucioacuten y peacuterdidas) dariacutea un costo anual de 18rsquo000000 de doacutelares al antildeo
Otra posible opcioacuten es entregar este gas en condiciones CREG a un tercero para que invierta en la central teacutermica con el compromiso de comprarle la energiacutea a mejores precios y bajo un contrato ininterrumpible de energiacutea
Otro aspecto a tener en cuenta en la construccioacuten de la teacutermica es el hecho de garantizar el suministro de energiacutea para la operacioacuten del campo el cual cuando se interrumpe genera grandes peacuterdidas de produccioacuten de crudo y genera problemas en el sistema de extraccioacuten Como respaldo para fallas se seguiriacutea contando con el suministro de la energiacutea del SNT de gas
A continuacioacuten se muestra los costos de inversioacuten para una turbina de 232 MWe que requiere de 4 MMSCFD de gas la cual supliriacutea el consumo total de los pozos del campo y ademaacutes costos de inversioacuten para una turbina de 45 MWe que requiere de 075 MMSCFD de gas la cual se ajustariacutea a la cantidad actual de gas que se tiene en el proceso de recoleccioacuten
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Tabla 32 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 29333
Compresores de gas 1733
Electricidad alta tensioacuten 1867
Teledisparo + telecontrol 267
Transformadores 933
Electricidad baja tensioacuten 533
Sistema de gas combustible 733
Sistema mecaacutenico 1733
Sistema aire comprimido 267
Instrumentacioacuten 667
Tratamiento agua + obra civil 267
Sistema de control 667
Sistema de supervisioacuten 800
Torre de refrigeracioacuten 533
Obra civil 1200
Proteccioacuten contraincendio 67
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 933
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 42800
Ingenieriacutea 2613
Direccioacuten de obra 960
Seguro de montaje 59
Costos avales 117
Legalizaciones (1 IF) 471
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 941
Imprevistos (3 IF) 1507
TOTAL COSTO PLANTA 49468
Beneficio industrial y contingencias (8 CP) 4299
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 53767
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 11948
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 45 MWe
(075 MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
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Tabla 33 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 137333
Compresores de gas 8000
Electricidad alta tensioacuten 9333
Teledisparo + telecontrol 667
Transformadores 6739
Electricidad baja tensioacuten 3867
Sistema de gas combustible 2133
Sistema mecaacutenico 8467
Sistema aire comprimido 533
Instrumentacioacuten 2933
Tratamiento agua + obra civil 667
Sistema de control 1467
Sistema de supervisioacuten 1467
Torre de refrigeracioacuten 3133
Obra civil 12000
Proteccioacuten contraincendio 600
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 333
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 199939
Ingenieriacutea 8099
Direccioacuten de obra 1440
Seguro de montaje 339
Costos de permisos 676
Legalizaciones (1 IF) 2707
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 5412
Imprevistos (3 IF) 8119
TOTAL COSTO PLANTA 226729
Administracioacuten e imprevistos (8 CP) 23792
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 250521
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 10805
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 232 MWe (4
MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
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Tabla 34 Costos de mantenimiento para turbina de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Tabla 35 Costos de mantenimiento para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de autogeneracioacuten con una central teacutermica convencional
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG lo cual genera GEI estos gases son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo la construccioacuten de la central teacutermica lo maacutes recomendable seraacute que sea de tipo combinada la cual consiste en tomar los gases de chimenea para producir vapor de agua y activar otra turbina aumentando la eficiencia hasta en un 60 o se podriacutea decir que los requerimientos de gas seriacutean menores
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que ademaacutes de la teacutermica se requiere construir la planta de procesamiento del gas construir un gasoducto de 40 Km de longitud y dependiendo del lugar del montaje requiere de sistema de transporte y
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 60 800 272160
Mantenimiento General (1 CP) 371010 145 49468
Personal de operacioacuten 23 300 102060
Seguros impuestos otros (15 IF) 48150 019 6420
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 3710925 126 430108
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 45 MWe
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 800 1402229
Mantenimiento General (1 CP) 129 226729
Personal de operacioacuten 300 525836
Seguros impuestos otros (15 IF) 017 29991
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 125 2184785
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 232 MWe
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subestaciones eleacutectricas Para efectos de caacutelculo se asume una distancia de 05 kiloacutemetros Su costo de inversioacuten depende de la potencia generada por la turbina que en caso de ser 232 MW seriacutea de 48 millones de doacutelares y de 284 millones de doacutelares para la de 45 MW Maacutes adelante se mostraraacuten los resultados econoacutemicos de la alternativa de generar 232 MW La alternativa de generacioacuten de 45 MW no se realizaraacute anaacutelisis econoacutemico porque no suple las expectativas actuales ni futuras para los requerimientos del campo
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos lo cual hace que este tipo de proyectos puedan consumir entre tres y cuatro antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas y en su defecto dispondraacute de una fuente de energiacutea confiable y estable para la operacioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas De otra parte el Campo contariacutea con una fuente de energiacutea propia para abastecer las necesidades de energiacutea para los pozos productores garantizaacutendoles una mayor estabilidad y por ende disminuir el iacutendice de falla por problemas causados por fallas eleacutectricas Esto uacuteltimo da como resultado menos peacuterdidas de produccioacuten de crudo En cuanto al ejercicio econoacutemico por la generacioacuten eleacutectrica habriacutea que validarla con respecto a los costos que representa el consumo de 19 MWh del sistema de extraccioacuten de crudo
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma actualmente del Sistema Interconectado Nacional se dejariacutea de consumir y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes o incluso para exportarla a otros paiacuteses generando divisas para Colombia
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
Esta alternativa igual que las otras propuestas requiere del procesamiento del gas para llevarlo a condiciones CREG Una vez el gas cumpla especificaciones es factible su venta para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Los principales usos y la cobertura del gas natural en Colombia son venta para GNV uso domeacutestico uso industrial o a una central teacutermica cercana
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Cabe anotar que en Colombia las centrales teacutermicas producen alrededor del 25 de energiacutea total del paiacutes en donde las teacutermicas de la Costa Norte consumen alrededor de 170 MMSCFD mientras las del interior consumen 60 MMSCFD
En esta alternativa se debe construir un gasoducto pequentildeo (40 Km de longitud y de 3 pulgadas de diaacutemetro) desde el campo hasta que conecte con el gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Se debe tener en cuenta que la construccioacuten de gasoductos lleva tiempo y gran parte del tiempo se invierte en aprobaciones y permisos Ademaacutes se requiere de disentildeo materiales construccioacuten permisos ambientales pruebas y mantenimientos10
En el caso de venta a una central teacutermica cercana existen dos centrales teacutermicas a partir de gas de propiedad de ECOPETROL las cuales actualmente generan 40 MW pero por proyectos para el departamento se ha decidido que pasen a generar 55 MW son Termocoa y Termo Suria De otra manera se tiene pensado en la construccioacuten de una central teacutermica con capacidad de generar 50 MW tambieacuten de propiedad de ECOPETROL (central teacutermica Termo San Fernando) Por lo que seriacutea viable vender directamente este gas a alguna de las centrales teacutermicas mencionadas11 El banco mundial publicoacute una regla ldquoValor estaacutendar aproximadordquo para calcular el costo de un gasoducto en donde inciden variables fundamentales como diaacutemetro y longitud Los costos oscilan entre 30-50 US$(metropulgada) Asumiendo costos de 30 a 50 US$(Metro x Pulgada) tomando la distancia entre el campo Chichimene y un punto al nodo del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute (alrededor de 40 Km) con un diaacutemetro de tuberiacutea de 3 pulgadas debido a que la cantidad de gas es baja y asumiendo un mantenimiento operativo de 2 se requiere una inversioacuten entre 36 a 6 millones de doacutelares En resumen lo anteriormente mencionado se muestra en la tabla 36
Tabla 36 Costos de inversioacuten y mantenimiento de gasoducto
Fuente Autora
10 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia 11 En el Anexo M se muestra las especificaciones del proyecto Termo San Fernando
COSTO CONSTRUCCIOacuteN 50 US$(metropulgada)
Distancia Campo a Gasoducto 40000 metros
Diaacutemetro tuberiacutea 3 pulgadas
COSTO INVERSIOacuteN GASODUCTO 6000000$ US$
Mantenimiento operativo (002) 120000 US$
GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute
INVERSIOacuteN PARA VENTA AL SNT
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De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta de gas al SNT
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten baja ya que solo se requiere construir la planta de tratamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas natural Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares Maacutes adelante se mostraraacute el anaacutelisis econoacutemico de esta alternativa
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos No obstante por la cuantiacutea y ante la urgencia de dejar de quemar gas este proyecto puede realizarse en un corto plazo
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas En caso de que el campo requiera de gas para la operacioacuten (extraccioacuten de crudo por el sistema Gas Lift) entre otros este se tomariacutea por el mismo gasoducto que se disponga para venderlo
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten es ganancia para garantizar el suministro Reducir el volumen de importacioacuten siacute se diera el caso Colombia ahorrariacutea en divisas
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44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK
SHAVING
Una planta Peak Shaving para Colombia tiene grandes ventajas como tambieacuten desventajas Algunas de ellas son
VENTAJAS
Cubririacutea demandas pico en Colombia originadas especialmente por consumo de gas en termoeleacutectricas a causa del fenoacutemeno del nintildeo
Se podriacutea exportar la produccioacuten de gas de campos marginales y de campos con produccioacuten incremental
Generacioacuten de divisas para el paiacutes por la exportacioacuten de gas Se mejora la confiabilidad del sistema de distribucioacuten de gas en el paiacutes Se evitariacutea tener un sistema redundante de gasoductos (line pack) Toma el gas natural de la red de transporte durante los periacuteodos de baja
demanda No requiere instalaciones especiales Tiene capacidad para crecer y aumentar tanto su capacidad de produccioacuten
de GNL como de regasificacioacuten El GNL estaacute compuesto mayoritariamente por CH4 que en su forma
gaseosa es maacutes ligero que el aire Como resultado la corriente de gas re gasificado ldquoflotardquo en la atmoacutesfera y representa una amenaza mucho maacutes baja de incendio y explosioacuten
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL
DESVENTAJAS
Costo de inversioacuten alto Recuperacioacuten a largo plazo a traveacutes del cargo de confiabilidad en la tarifa
de gas La frecuencia de carga es baja siacute se enfoca a Colombia ya que el
fenoacutemeno del nintildeo se da cada 7 antildeos no hay estaciones ni los incidentes en el sistema de transporte tienen alta incidencia
No se puede ubicar en cualquier lugar debe estar ubicada estrateacutegicamente para consumo o para exportar gas
Requiere un predio de dimensiones importantes especialmente vinculado al tamantildeo y tipo del tanque de almacenamiento de GNL
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL sufriendo el impacto del precio internacional del GNL
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El modelo de oferta y demanda del Sistema Nacional de Transporte de gas natural de Colombia comprende el conjunto de centros de demanda campos o cuencas de abastecimiento de gas y segmentos de gasoductos que se indican en forma esquemaacutetica en la ilustracioacuten 23 Ilustracioacuten 24 Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
Fuente httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=358ampconID=42585
Se observa que los grandes grupos de demanda se ubican a lo largo de la red principal de gasoductos que va en sentido norte-sur del paiacutes Se destaca que la demanda de gas natural de la Costa Atlaacutentica centro y sur del paiacutes se encuentra cubiertas en un gran porcentaje No obstante aunque falta cubrir otras aacutereas de consumidores potenciales hoy diacutea se exportan 150 MMSCFD a Venezuela
La exportacioacuten de gas queda sujeta a la demanda que puede producir un cambio climaacutetico en este caso la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo y que de acuerdo con el Decreto 2100 de 2011 se le debe dar prioridad a las necesidades del
83
consumo nacional Se evidencia que Colombia actualmente no tiene problemas de abastecimiento de gas pero se veriacutea obligado a importar gas a partir del antildeo 2017 si no adiciona reservas en los proacuteximos antildeos La confiabilidad del suministro de gas natural en Colombia hoy diacutea se ve afectado mayormente por limitaciones en la infraestructura de transporte y en menor escala por problemas de la oferta Las limitaciones en la infraestructura obedecen a interrupciones programadas o no programadas por fallas en el sistema debido a incidentes externos provenientes de la comunidad o de agentes por fuera de la ley La confiabilidad en la infraestructura se podriacutea mejorar bien sea a traveacutes de plantas de almacenamiento de gas (planta Peak Shaving) o a traveacutes del sistema de transporte (line pack) entre otros En la ilustracioacuten 24 se muestra el balance de gas total en Colombia Ilustracioacuten 25 Balance de Gas Total en Colombia Demanda Vs Oferta
Fuente UPME
En el evento de exportar o importar gas existe la posibilidad de hacerlo a traveacutes de gasoductos o por viacutea mariacutetima siendo la uacuteltima la mejor opcioacuten para su transporte Si asiacute fuera lo mejor seriacutea concentrar el gas a exportar o importar en un mismo nodo el cual podriacutea ubicarse en tierra firme o mar adentro A manera de ejemplo se podriacutea pensar que ese nodo podriacutea estar cerca a los campos de la Guajira y el gas a exportar tomarlo directamente de estos yacimientos o de los campos cercanos esos despachos se cubririacutean con la produccioacuten incremental de
Gas de campos en produccioacuten (especialmente gas que se quema o ventea en campos)
Campos que se encuentran distantes del sistema de transporte de gas
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En el caso de importar y este viniera como GNC se tendriacutea que instalar una planta de almacenamiento y regasificacioacuten en un puerto con facilidades de transportarlo al interior del paiacutes (preferiblemente Off Shore por problemas de seguridad) Para conceptualizar la aplicacioacuten de este proyecto en el campo Chichimene es preciso determinar las tasas de produccioacuten de gas ya que este gas es asociado a la produccioacuten de crudo Su volumen se ve determinado por el grado de solubilidad del mismo en los fluidos que se extraen del yacimiento No obstante se miraraacute su viabilidad como una idea Para el caso de pequentildeas producciones de gas la planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) y abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Un carro tanque de 12 toneladas podriacutea transportar aproximadamente el equivalente a 53 MSCFD de gas natural como GNL Para un campo como Chichimene que produce 05 MMSCFD de gas libre del sistema de recoleccioacuten de fluidos (sin contar con el gas en solucioacuten) podriacutea ser viable licuar este volumen bajo la modalidad de un tercero lo cual podriacutea generar ingresos superiores a 1 milloacuten de doacutelares al antildeo por la venta de gas natural sin licuar Una vez el gas natural se procese a GNL los ingresos brutos de este volumen de gas seriacutea de 33 millones de doacutelares al antildeo lo cual dariacutea ganancia bruta para el tercero de 23 millones de doacutelares al antildeo En la tabla 37 se muestra los costos de inversioacuten y operacioacuten para una planta Peak Shaving madre (a gran escala)
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Tabla 37 Costos de inversioacuten y operacioacuten para una Planta Peak Shaving Madre
Fuente Gas Natural FENOSA Argentina
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta del gas para una planta Peak Shaving
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten alta y depende del tamantildeo de la planta y de las etapas que la conforman Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta Peak Shaving (soacutelo licuefaccioacuten) y la construccioacuten de un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas Este gasoducto lo debe construir el duentildeo del proyecto y puede ser de 3
Inversioacuten $ 120000000 $US
22 meses
18 antildeos
Emisioacuten Continua 7 diacuteas maacuteximo
3861000 m3d
160875 m3h
Capacidad del tanque 43470 m3GNL (Liacuteq)
Periacuteodo de Licuefaccioacuten 290 diacuteas
101000 m3d (Gas)
29290000 m3 en 290 d (Gas)
Terreno requerido() 100 Ha
Personal 237000$ US$
Materiales diversos 153000$ US$
Servicios y suministros de terceros 164000$ US$
Reparacioacuten y conservacioacuten 268000$ US$
TOTAL 822000$ US$
Doacutelar $ 2000 $ COP
Inversioacuten de $ 240000000000 $ COP
Costos operativos $ 1644000000 $COP
INVERSIOacuteN PARA PLANTA PEAK SHAVING MADRE
Tiempo de Construccioacuten
Caudal Maacuteximo de Emisioacuten
NOTA () El terreno ocupado de montaje es de 11 Ha pero se asume
100 Ha por si hay riesgos de explosioacuten
Caudal de Licuefaccioacuten
CONVERSIOacuteN DOacuteLAR A PESO COLOMBIANO
COSTOS OPERATIVOS ANUALES
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pulgadas de diaacutemetro para tomar gas del Sistema Nacional Transporte del paiacutes en caso de que el campo deje de producirlo El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares En caso de que la planta soacutelo licuara el gas producido hoy diacutea del campo no se requeriraacute de gasoducto y el gas licuado se transportaraacute por carro tanques hasta la Peak Shaving madre La inversioacuten requerida para una planta Peak Shaving madre es de 120 millones de doacutelares Dado el requerimiento de gas y por las mismas necesidades de gas para el paiacutes no se vislumbra por parte de Ecopetrol una inversioacuten de este tipo por consiguiente esta alternativa no se le realizaraacute un anaacutelisis econoacutemico
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto de inversiones altas y por la dimensioacuten del mismo se requiere de un largo plazo para su implementacioacuten
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales ademaacutes de que se recibiriacutean ingresos por el proceso de licuefaccioacuten del gas
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte podraacuten licuar su gas para luego regasificarlo y suministrarlo al paiacutes
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL
COMPRIMIDO
Para tener el gas en planta de GNC se estima que una movilizacioacuten diaria de 10 camiones representa abastecer un mercado de 15000 m3d (052 MMSCFD) mientras que 10 camiones articulados abastece un mercado de 54000 m3d (1906 MMSCFD) Estos valores permiten definir el rango de abastecimiento del GNC Asumiendo que un usuario residencial de gas natural consume en promedio 20 pies cuacutebicos por diacutea (20000 BTUdndash0567 m3d) se podriacutea abastecer 25000 usuarios solo con el gas actual de recoleccioacuten del campo Chichimene Siacute
87
consideramos un usuario de estrato Medio-Bajo la tarifa seriacutea de 850 $m3 + 2630 $cargo fijo mes y un consumo de 20 m3mes dariacutea un costo de 19630 $mes (10 US$mes) La tarifa incluye los cargos al productor transporte distribucioacuten y comercializacioacuten En la tabla 38 se muestra las tarifas del natural residencial por estratos para enero de 2014 en Colombia Tabla 38 Tarifas del gas natural residencial para 2014 en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
Es importante la comparacioacuten del GNC con el GLP el cual depende del precio del GLP en planta de abastecimiento maacutes el valor de su transporte almacenamiento hasta la poblacioacuten consumidora Los precios actuales que se tienen para cilindros de 40 libras de GLP (cuyo contenido energeacutetico se aproxima al consumo medio mensual de un usuario residencial de gas natural) estaacute alrededor de los 40000 $COP (20 US$) En poblaciones con consumos pequentildeos y ubicados a distancias considerables de las plantas de abastecimiento de GLP y de la red de gasoductos el GNC puede ser una opcioacuten para abastecerlas No obstante debido a las diferentes tarifas de los mercados variacutea la competitividad de GNC por esto para conocer la viabilidad de proyectos con GNC es necesario evaluar para cada poblacioacuten los costos del gas natural y del GLP
0 - 20 m3 Maacutes de 20 m3
$Usuario $m3 $m3
1 Bajo - bajo 000 45959 84727
2 Bajo 000 57044 84727
3 Medio - bajo 262923 84727 84727
4 Medio 262923 84727 84727
5 Medio - alto 315508 101672 101672
6 Alto 315508 101672 101672
Industrial y
comercial rango 1286328 92286 92286
Industrial y
comercial rango 2286328 91397 91397
Oficial 262923 84727 84727
No residencial
El rango 1 comprende consumos desde 0 y 100000 m 3 mes
El rango 2 comprende consumos desde 100000 y 400000
m 3 mes
Tarifas Gas Natural 2014 promedio pais
Consumos diciembre de 2013
Facturacioacuten enero de 2014
Sector Estrato Cargo fijo
Rangos de consumo
Residencial
88
Asumiendo consumos energeacuteticos iguales al mes en gas natural y GLP para un usuario de estrato Medio-Bajo nos da que la factura por gas natural seriacutea de 10 US$ (20 m3) y por GLP 20 US$ (cilindro de 40 libras) Es decir el precio para GNC estariacutea entre estos dos valores Asiacute mismo se debe realizar un anaacutelisis de cada caso considerando los diferentes mercados y la posibilidad de la combinacioacuten de cargos de transporte de cilindros y de transporte de GNC en vehiacuteculos de carga con el fin de determinar la viabilidad de los proyectos La inversioacuten a realizar depende por un lado de la ubicacioacuten geograacutefica del campo productor ya que no es lo mismo que se encuentre en una zona aislada que en otra de faacutecil acceso con servicios proacuteximos y por otro de la propia dimensioacuten y complejidad del proyecto de almacenamiento de gas La tabla 39 muestra los precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia para abril y mayo de 2014
Tabla 39 Precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
A continuacioacuten se muestra en la tabla 40 los costos de inversioacuten para una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Tabla 40 Costos de una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Refineriacutea de
BcaApiay Dina Cusiana
Ingreso al Productor ($GL) 191798 176440 176483 177666
Ingreso al Productor ($KG) 87023 86955 87010 87023
Transporte () No aplica No aplica No aplica
Precio de venta al comercializador 191798 176440 176483 177666
Precio de venta al comercializador 87023 86955 87010 87023
PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS GLP DE ABRIL 15 A MAYO 14 DE 2014
Concepto
Planta
Precios maacuteximos regulados de suministro de GLP sin perjuicio de lo establecido en las OPC con precio regulado
PRECIOS REGULADOS DE GLPTomado de httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
89
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
La inversioacuten en una unidad de compresioacuten estaacutendar para manejar 700 m3 de gas por hora es de 1079 M$COP y los costos de administracioacuten y operacioacuten estaacute en 38935 M$ El mantenimiento menor en 1079 M$ cada antildeo y el mantenimiento mayor es de 1079 M$ cada cinco antildeos La vida uacutetil de la inversioacuten es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio de compresioacuten anual es del 90
2013 (COP)
Inversioacuten $ 1079000000
Sist compresioacuten estaacutendar de 130 KW presioacuten de entrada 250
psigKW 130
Costo promedio por potencia instalada $KW 8300000
Costo de combustible (Energiacutea eleacutectrica) $ 389351340
Consumo de energiacutea KWhm3 017
Capacidad de compresioacuten media m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del 90 hr 7884
Costo promedio energiacutea $KWh 415
Costo anual durante 20 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Costo mantenimiento mayor cada 5 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Capacidad media de compresioacuten m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del compresor del 90 hr 7884
m3antildeo 5518800
pcantildeo 194813640
Volumen de gas requerido por unidad de compresioacuten pcd 533736
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de unidades de compresioacuten requeridas unidades 09
Capacidad media de compresioacuten y Unidades requeridas
Volumen medio anual asociado a un compresor estaacutendar
COSTO UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO
DE 130 KW
Costos Administracion Operacioacuten y Mantenimiento Anual
Costo de mantenimiento
90
En la tabla 41 los costos de inversioacuten por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Tabla 41 Costos por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
2013 (COP)
Equipos Cantidad Costo Unitario ($) Total Costo ($)
Cilindro de 100 Litros 12 1408649 16903793
Set de Vaacutelvulas 12 95355 1144265
Canastilla 1 7946350 7946350
25994408
64986020
649860
Capacidad media de almacenamiento por moacutedulo m3 300
Utilizacioacuten media anual del moacutedulo del 100 diacuteas 365
m3 antildeo 109500
pcantildeo 3865350
Volumen de gas requerido por moacutedulodiacutea pcd 10590
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de moacutedulos seguacuten capacidad disponible de gas moacutedulos 475
3087768719
30877687
Nota especial Un moacutedulo de 300 m3 vaciacuteo pesa 16 Ton Lleno pesa 2 Ton Un viaje de ida y regreso carga 36 Tonkm
Nota 1 Para el almacenamiento y transporte se consideran moacutedulos de almacenamiento conformados por 12 cilindros de acero con sus
vaacutelvulas de flujo y bloqueo de seguridad con capacidades de 100 litros(25 m3) cada uno para un total por moacutedulo de 300 m3 a 3600 psig Se Nota 2 Se deberaacute disponer de un moacutedulo que suministra el gas en cada municipio maacutes otro moacutedulo que estaraacute en uso en la etapa de
compresioacuten y transporte medio moacutedulo como reserva en cada municipio en caso de presentarse inconvenientes en el transporte es decir
seraacuten 25 modulos en total Esto significa que por 1 m3 a consumir se debe considerar en la inversioacuten de almacenamiento el equivalente a 25
m3
Costos Administracioacuten Operacioacuten y Mantenimiento del 1 sobre la inversioacuten
INVERSION TOTAL DE ALMACENAMIENTO DE GNC (472 Modulos) - $
COSTO TOTAL ADMINISTRACION OPERACIOacuteN Y MMTO - $ Antildeo
Total x moacutedulo (nota 1)
Total para operacioacuten y almacenamiento (valor moacutedulo x 25 veces) (nota 2 )
ANEXOCOSTO POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 m3
Capacidad media de almacenamiento y nuacutemero de moacutedulos (300 m3) cu
Demanda a cubrir por moacuteduloantildeo
91
La inversioacuten en el sistema de almacenamiento es de 308783 millones $COP para 47 moacutedulos (un moacutedulo almacena 300 m3) El mantenimiento total por antildeo es de 3088 millones $COP La vida uacutetil de los moacutedulos es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio anual de almacenamiento es del 10012
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para una planta de GNC
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del tamantildeo de la planta que este caso no es alta dado el volumen que se dispone Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (metropulgada) asumiendo el gasoducto de 3rdquo de diaacutemetro y a una distancia de 1 Km desde el campo seriacutea de 150 mil doacutelares La inversioacuten requerida para una planta de GNC es 247 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto cuya inversioacuten no es alta y ademaacutes solo se requiere de construir dos plantas la implementacioacuten es de corto plazo maacutexime cuando en el paiacutes ya se han construido
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas ademaacutes se recibiriacutean ingresos por el proceso de compresioacuten almacenamiento y transporte del gas comprimido
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte de gas podraacuten comprimir su gas para luego ser consumidos en las poblaciones pequentildeas y alejadas del sistema Este proyecto aplica muy bien ya que en la regioacuten donde se ubica este campo no se tiene una gran cobertura de gas natural a falta de
12 En el Anexo H se detalla el flujo de caja para servicio de compresioacuten y almacenamiento de gas natural
92
infraestructura de transporte Este puede ser un proyecto para lo que lleve a cabo un tercero y no directamente ECOPETROL
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE
CRUDO EN LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN
Esta idea surge a partir de diversos planteamientos que permitieron realizar esta propuesta el planteamiento se propone entre la autora junto con la tutoriacutea brindada por Ecopetrol y en base a ello se realizaron diversos caacutelculos para seleccionar equipos y accesorios de esta alternativa El sistema de recoleccioacuten de los fluidos extraiacutedos inicia desde la cabeza del pozo pasando por un manifold de produccioacuten e ingresando a una liacutenea madre para ser transportado hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene Cada pozo aporta una cantidad diferente en volumen y composicioacuten de crudo agua y gas que mezclados pueden originar condiciones reoloacutegicas adversas que exijan mayores requerimientos de energiacutea en el sistema de extraccioacuten de cada pozo El campo produce alrededor de 95244 BFPD de los cuales 59606 son BOPD 35638 son BWPD y 403 MMSCFD de gas asociado el crudo tiene una gravedad API promedio de 14ordm y una temperatura de 125degF en cabeza de pozo Debido a que el crudo tiene una baja gravedad API y una alta viscosidad es necesario inyectarle nafta como diluyente en la cabeza del pozo y obtener de esta manera una mejor fluidez En la tabla 39 se muestra un resumen detallado de los datos de produccioacuten en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 42 Datos produccioacuten del Sistema de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
El sistema de recoleccioacuten lo conforman dos troncales de produccioacuten (norte y sur) que recogen la produccioacuten de varios cluacutester de pozos y lo llevan hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene donde se separaran los fluidos (crudo agua y gas) a traveacutes de separadores generales y tratadores termo electroestaacuteticos El crudo se almacena en tanques y perioacutedicamente se bombea hasta la estacioacuten de
TRONCAL BFPD BOPD BWPD GAS MMSCFD POZOS
Norte 60549 27676 32874 3191 63
Sur 34693 31930 2764 0837 74
TOTAL 95242 59606 35638 4028 137
SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENEENERO DE 2014
93
almacenamiento de Apiay el agua es tratada y dispuesta en lagunas de oxidacioacuten mientras que parte del gas se mantiene en solucioacuten el que se libera se consume en la estacioacuten y el sobrante se va a tea En la ilustracioacuten 25 se muestra un diagrama de proceso del calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Ilustracioacuten 26 Diagrama de Proceso de Calentamiento de Crudo en la Etapa de Recoleccioacuten
Fuente Autora
De acuerdo a lo anterior se puede observar en el diagrama una alternativa de aprovechamiento de este gas en el calentamiento de los fluidos en liacutenea La idea consiste en interrumpir el flujo bien sea en la troncal o un ramal antes de la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y pasarlo a traveacutes de un separador bifaacutesico por donde ingresa el crudo junto con gas y agua y se separa la parte liacutequida de la gaseosa el gas separado se lleva a condiciones para venta (condiciones CREG) Seguido de esto se pasa la parte liacutequida por un tratador teacutermico en donde se calienta el liacutequido (crudo y agua) con parte del gas separado y tratado Los fluidos calientes se enviacutean a la estacioacuten de tratamiento de Chichimene con una bomba estacionaria por la misma liacutenea pero revestida a fin de mantener la temperatura y la movilidad de los liacutequidos En esta etapa de recoleccioacuten se deja o se reduce la inyeccioacuten de diluyente
La implementacioacuten de esta alternativa conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas a la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electro sumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se reduce el volumen de nafta inyectado ya que solo se requiere la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento
94
Esta alternativa puede ser aplicada en uno o en varios nodos Lo importante es que estos puntos de derivacioacuten de la produccioacuten sean los que mayor porcentaje de gas tengan de tal forma que el gas separado pueda recolectarse y llevarse a un mismo punto de proceso para llevarlo a condiciones CREG y de alliacute desviar parte para el calentamiento de crudo y agua y el resto se enviacutee para venta o consumo en otra aplicacioacuten
En sentido de ver las ventajas que representa esta alternativa para el campo Chichimene en cuanto a la reduccioacuten de energiacutea en el sistema de extraccioacuten y ahorro en el diluyente se asume que los nodos donde se implementariacutea esta alternativa sea en la mitad del tramo de las troncales ya que la presioacuten de cabeza de pozo es en promedio 250 psi y la temperatura de 125degF la presioacuten en la estacioacuten de Chichimene sea de 40 psi y la temperatura de 100degF De acuerdo con esto las peacuterdidas de presioacuten en la liacuteneas troncales es de 210 psi por consiguiente la presioacuten en la cabeza de los pozos bajariacutea a 105 psi es decir se reduce en un 58 lo cual repercute directamente en los requerimientos de energiacutea de las bombas Siacute todo el sistema de extraccioacuten consume cerca de 20 MWh y el gasto de energiacutea es de 000096 KWhbblpsi el ahorro seraacute de 78 MWh a precios de productor (220 $KWh) seriacutean 7 MMUS$antildeo Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutea Esto mismo aplica para el caacutelculo de ahorro en el diluyente
Los requerimientos energeacuteticos de los pozos y su ahorro energeacutetico al disminuir el recorrido de los fluidos hasta la planta de tratamiento se pueden ver en la siguiente tabla 43
95
Tabla 43 Balance de requerimiento energeacutetico de liacutenea troncal 16 de diaacutemetro
Fuente Autora
En la siguiente tabla 44 se pueden ver los caacutelculos para determinar el espesor del aislante teacutermico para la tuberiacutea de recoleccioacuten
Tabla 44 Datos de caacutelculo para espesor del revestimiento
Fuente Autora
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia KwhpsiBl
Requerimiento de Presioacuten (psi) 250 40 210 000096
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 024 00384 02016
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de tratamiento (m) 6000
Energiacutea requerida tuberiacutea produccioacuten (KWhmbbl) 00000336
Cabeza pozo Planta calentamiento Diferencia
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de calentamiento (m) 3000
Requerimento de presioacuten (psi) 145 40 105
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 01392 00384 01008
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia
Ahorro (KWhbbl) 01008 0 01008
Volumen de produccioacuten (BFPD) 35000
Ahorro (KWdiacutea) 84672
Ahorro (KWAntildeo) 30905280
Ahorro (US$antildeo)-(0122 US$KW) 3770444
Ahorro energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
BALANCE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO LIacuteNEA TRONCAL 16 DIAacuteMETRO
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta tratamiento
Diaacutemetro nominal tubo 16 pulgada
Diaacutemetro interno tubo - r1 15 pulgada
Diaacutemetro externo tubo - r2 16 pulgada
Espesor de aislante 05 pulgada
Diaacutemetro total - r3 17 pulgada
Longitud del tubo 1 pie
Conductividad teacutermica del acero - Ka 26 BTUhftdegF
Conductividad teacutermica del
recubrimiento fibra de vidrio - Kr004 BTUhftordmF
Temperatura del liacutequido - T1 20000 ordmF
Temperatura del acero - T2 19999 ordmF
Temperatura del recubrimiento - T3 19120 ordmF
Temperatura ambiente - Taire 11000 ordmF
Peacuterdida de calor -365 BTU
DATOS PARA CALCULAR EL ESPESOR DEL REVESTIMIENTO
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En la tabla 45 se muestran las ecuaciones que se emplearon para los caacutelculos del espesor de revestimiento para la tuberiacutea
Tabla 45 Ecuaciones empleadas para caacutelculos de espesor de revestimiento
Fuente Autora
En la tabla 46 se pueden ver los caacutelculos de energiacutea requerida para calentar los fluidos y con base en ello determinar el volumen de gas necesario para tal fin
Flujo de calor en cilindros Q=2piKL(Ti-To)Ln(riro)
Qtub = (T2-T1)Rtub -365
Rtub = ln(r2r1)(2piKL) 0000395062
Qrec = (T3-T2)Rrec -364
Rrec = ln(r3r2)(2piKL) 0241217142
Flujo de calor de aire (hftordmF) Qa=hA(Ta-T3)
Raire = 1hA (hftordmF)
Coeficiente de conveccioacuten del aire = h h=113(T3-Ta)^013
A = Aacuterea externa (ft2) 631
1 Suponer T3 1912
2 Calcular h 2001339317
3 Calcular Raire 2223810806
4 Encontrar Qaire -3651389757
5 Encontrar T2 1999855748
ECUACIONES
CAacuteLCULOS
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Tabla 46 Balance de energiacutea y gas para calentar fluidos
Fuente Autora
A continuacioacuten se muestra la inversioacuten requerida de los principales equipos para el nodo ldquoTroncal Surrdquo la cual maneja un volumen de 35000 BFPD de los cuales 2800 barriles son agua y el volumen de gas es de 800000 pies cuacutebicos En esta planta se requiere invertir en un sistema de respaldo en caso de que la planta falle y para ello se debe disponer de tanques de almacenamiento de fluidos y almacenamiento de nafta con capacidad para 8 horas de flujo como tambieacuten sistema inteligente para desviar las corrientes Tambieacuten se debe invertir en el revestimiento de la tuberiacutea En la tabla 47 se pueden ver dichas inversiones la inversioacuten para equipos principales es de 1145 MMUS$ gasoducto entre la planta de calentamiento y tratamiento de gas es de 09 MMUS$ inversioacuten para revestir la tuberiacutea en 3 kiloacutemetros es de 0436 MMUS$ y la inversioacuten en el sistema de respaldo es de 0575 MMUS$ para un total de 306 MMUS$ aproximadamente
Tabla 47 Costos de inversioacuten de equipos principales para calentamiento de crudo
Calor especiacutefico crudo API 14deg 203 KJKgdegK
Calor especIacutefico del agua 41813 KJKgdegK
Volumen a calentar de agua 2800 BWPD
Volumen a calentar de crudo 32200 BOPD
Temperatura inicial 140 degF
Temperatura final 200 degF
Q = CEM(T2-T1)agua 111669812 KJ
Q = CEM(T2-T1)crudo 623473981 KJ
Qtotal 735143793 KJ
Poder caloriacutefico del gas CREG 40000 KJKg
Densidad del gas 06 Kgm3
30631 m3diacutea
1081274 SCFDGas requerido por diacutea
BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR LOS FUIDOS
CE = (0388 + 000045T)GE^(05) 41813 donde T = 200 GE = 0971
Calor requerido
Gas requerido
Q = CEM(T2-T1) donde M = masa
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Fuente ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo Universidad Central de Venezuela
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG en las vasijas de calentamiento de fluidos lo cual genera GEI los cuales son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo esta alternativa lo mejor es concentrar todo el gas en un mismo punto para su procesamiento
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del nuacutemero de plantas de calentamiento en todo caso se requiere por planta de separadores bifaacutesicos tratadores de calentamiento y bombas de transferencia de liacutequidos y al igual que todas las alternativas propuestas una planta general para tratarlo y llevarlo a condiciones CREG En caso de que sobre gas este se puede vender por lo que se tendraacute que construir un gasoducto para llevarlo hasta el punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte El tamantildeo de las vasijas depende del volumen de fluido a manejar en cada nodo Para el caso del nodo Troncal Sur la inversioacuten asciende a 306 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que tiene muchos beneficios
Equipo Caracteriacutesticas generales
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 250degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipos 290000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 350degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipo 475000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 100degF
Presioacuten de disentildeo 300 psi
Costo equipos 380000 US$
Bombas de transferencia de fluidos (4 unidades)
Separadores generales horizontales (2 unidades)
Calentador teacutermico de fuego indirecto (una unidad)
EQUIPOS REQUERIDOS PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
TUBERIacuteASTRONCAL SUR
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operativos podriacutea acelerarse su implementacioacuten y para un planta este plazo podriacutea ser de aproximadamente dos antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas El iacutendice de falla del sistema de extraccioacuten se reduce ya que los requerimientos de presioacuten que exige el sistema disminuyen y por ende mejora la eficiencia de las bombas de subsuelo lo que repercute en menos peacuterdidas de produccioacuten por la falla de las bombas de extraccioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales De otra parte el campo ahorrariacutea alrededor de 708 MWh (107 Millones de doacutelares al antildeo) en el sistema de extraccioacuten de crudo y otra suma por ahorro en la inyeccioacuten de nafta Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma del Sistema Nacional de Transporte se dejariacutea de consumir un buen porcentaje y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN
Significativa en lugares donde se requieren cantidades de calor (en forma de vapor o agua caliente) friacuteo y energiacutea eleacutectrica La trigeneracioacuten se aplica al sector terciario donde ademaacutes de necesidades de calefaccioacuten y agua caliente se requieren importantes cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Este tipo de sistemas es usado principalmente en el sector industria como empresas de alimentos y sector residencial debido a los cambios estacionales
Su ciclo baacutesico se basa de un generador un condensador evaporador y absorbedor Resulta ser una alternativa econoacutemica a los sistemas convencionales de refrigeracioacuten y es rentable para superficies superiores a 5000 m2 con utilizaciones de maacutes de 80 de diacuteas al antildeo
El punto de equilibrio para un proyecto de trigeneracioacuten es para 5 millones de KWhMes en consumo de energiacutea lo cual requiere de un volumen de gas de 14 MMSCFD Este sistema aplica muy bien en la industria y hospitales donde se podriacutea obtener ahorros del 40 de consumo de energiacutea
100
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para trigeneracioacuten
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende de un generador un condensador un evaporador y un absorbedor Tambieacuten requiere de la planta de procesamiento de gas para llevarlo a condiciones CREG y de otra parte la construccioacuten de un gasoducto para transportar este gas desde el campo hasta el punto de uso La mayor inversioacuten la debe hacer el agente productor que consiste en la planta de proceso y el gasoducto
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que en el entorno no tiene cliente no tiene sentido realizarlo en su lugar lo mejor es venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas pues las inversiones son las mismas
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten Por tratarse de una alternativa que en el entorno no dispone de un cliente no se le haraacute un anaacutelisis econoacutemico
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido En el entorno no existen hospitales o industrias con estos requerimientos de energiacutea por lo tanto no es viable su aplicacioacuten para ese volumen de gas ya que el punto de equilibrio es para un consumo de 14 MMSCFD
101
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS
El hecho de ventear o quemar gas en el campo merece implementar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubica el campo Ante esta praacutectica la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de la operacioacuten del campo Ademaacutes de las alternativas analizadas en este trabajo existen otras que se podriacutean llevar a cabo como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de los hidrocarburos adecuar este gas para utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) Lo menos que se puede hacer en este caso es disminuir la produccioacuten de GEI por la quema lo que conlleva a la construccioacuten de una planta de procesamiento del gas para eliminar los liacutequidos
En el anexo L se muestra el anaacutelisis econoacutemico de lo que representa para Ecopetrol el gas que se quema yo se ventea Este gas tiene un alto poder caloriacutefico como resultado de la extraccioacuten en conjunto con el crudo y a su vez por la disolucioacuten que se le hace al crudo con nafta para poderlo transportar por tuberiacuteas desde la cabeza del pozo hasta la planta de tratamiento Por lo tanto este gas sucio requiere de un proceso para poder llevarlo a condiciones de comercializacioacuten y en este estado su precio podriacutea oscilar alrededor de 6 US$MMbtu Para efectos de analizar lo que se deja de recibir como ingresos de este gas se toma de referencia que este gas podriacutea comercializarse despueacutes de tratamiento en 6 US$MMbtu y por lo tanto habraacute que quitarle 2 US$MMbtu por tratamiento (cuando se procesan 4 MMpcd) restarle ademaacutes 1 US$MMbtu por efecto de imprevistos y utilidad por el proceso de tratamiento lo cual da que el valor de este gas sucio puede ser de 3 US$MMbtu es decir el 50 de lo que vale un gas tipo CREG Sobre esta base Ecopetrol deja de recibir en VNA unos 34 MUS$ en un periacuteodo de 20 antildeos lo cual ha permitido en este proyecto viabilizar algunas alternativas para su implementacioacuten Si el gas en condiciones no CREG deja un VNA de 34 MMUS$ el cual no se recibe como ingreso permite estudiar cualquier opcioacuten de mejorarlo y disponerlo para su comercializacioacuten Asiacute que lo miacutenimo que se puede plantear es construir la planta de tratamiento y el gasoducto para su transporte lo que convierte este proyecto en un VNA de 236 MMUS$ que corresponde a la alternativa de Venta de gas En la tabla 48 se muestra el consolidado de validacioacuten de las alternativas analizadas en especial lo relacionado con el impacto econoacutemico y los beneficios operacionales En este consolidado se muestran los resultados econoacutemicos para un periacuteodo de evaluacioacuten de 20 antildeos Ademaacutes se califican estas alternativas con base en criterios tales como tiempo de implementacioacuten de la alternativa impacto al interior del campo y a nivel externo inversiones de equipos y plantas entre otros
102
Tabla 48 Evaluacioacuten Cualitativa de Alternativas Propuestas
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
ALTO BAJA CORTO PLAZO ALTA MEDIO ALTO
De dejan de recibir ingresos
por la no disposicioacuten de este
gas para uso industrial yo
comercial VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
VNA = - 34222 MMUS$
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEI
Es necesario el tratamiento para
disponerlo para cualquier uso En
la inversioacuten estaacute el gasoducto de 40
Km
Ingresos por venta de gas VNA
a un periacuteodo de 20 antildeos
PLANTA DE TRATAMIENTO 2293 MMUS$VNA = 2363 MMUS$ TIR = 21
RI = 54 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO ALTA ALTO ALTO
Se reduce emisiones GEI
Las inversiones en la planta de
calentamiento son bajas La planta
de tratamiento asume la inversioacuten
del gasoducto 40 Km
Reduce costos energiacutea eleacutectrica
nafta y mantenimiento a pozos
Mejora eficiencia de
extraccioacuten VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
CALENTAMIENTO FLUIDOS 306 MMUS$VNA = 25490 MMUS$ TIR =
880 RI = 01 antildeo
CALENTAMIENTO FLUIDOS +
TRATAMIENTO DE GAS2599 MMUS$
VNA = 27853 MMUS$ TIR =
880 RI = 1 antildeo
Venta al SNT Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Venta y Compra de gas
Aumenta disponibilidad de gas
en el paiacutes Operacioacuten maacutes
limpia
Calentamiento de Crudo
(Solo para 33 del total
fluiacutedos extraiacutedos )
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Requiere ingenieriacutea
baacutesica
Mejora eficiencia Sistema de
Extraccioacuten Reduce
requerimiento de energiacutea Mayor
produccioacuten
Aumenta disponibilidad de
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
Linea Base (Quema o
Venteo de Gas)
El campo Chichimene esta
catalogado como
productor de crudo y el gas
obtenido es muy poco Esto
hace que solo requiera de
permiso para quemar el
gas excedente y no se
generen multas
Las instalaciones operativas se
mantienen en estado de alerta
por la dispersioacuten de este gas en
su entorno lo cual podriacutea
originar explosiones causando
dantildeo especialmente al personal
de la operacioacuten de la planta de
tratamiento de Chichimene
Genera una alta contaminacioacuten
en el entorno por la quema de
este gas y sobre todo que la
dispersioacuten de estos gases de
combustioacuten es l imitada ya que
el punto de quema permanece
en el mismo sitio
El impacto genera gases de
combustioacuten que oscila
alrededor de 60
TonMMSCFD durante todos
los diacuteas del antildeo El grado de
dispersioacuten es muy bajo
concentrando estos gases
en el mismo sitio
Se debe mantener la tea equipos de
control y monitoreo de gases en
oacuteptimas condiciones de operacioacuten
Asiacute mismo mantener vigilancia
permanente por parte del personal
de seguridad para evitar
acumulaciones de gas alrededor de
la operacioacuten que puedan ocasionar
explosiones repentinas
103
Tabla 45 Evaluacioacuten Cualitativa Final de Alternativas Propuestas (Continuacioacuten)
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
MEDIO MEDIA LARGO PLAZO ALTA ALTO MEDIO
Reduce emisiones GEI Siacute es
combinada la reduccioacuten es
mayor
Es un buen negocio para realizarlo
conjuntamente La teacutermica asume
inversioacuten del gasoducto 40 Km
Reduce costos por compra de
energiacutea por mayor produccioacuten
Reduce costos por intervencioacuten
a pozos VNA a un periacuteodo de 20
antildeos
TEacuteRMICA 232 Mwe 3180 MMUS$VNA = 9269 MMUS$ TIR = 44
RI = 24 antildeos
TERMICA 232 Mwe + PLANTA
TRATAMIENTO GAS4873 MMUS$
VNA = 12387 MMUS$ TIR =
37 RI = 314 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Esta alternativa es maacutes viable siacute
ECP la realiza conjuntamente La
planta tratamiento asume la
inversioacuten del gasoducto de 40 Km
Ingresos por venta GNC VNA a
un periacuteodo de 20 antildeos
GNC 247 MMUS$VNA = 576 MMUS$ TIR = 38
RI = 277 antildeosGNC + PLANTA TRATAMIENTO
GAS254 MMUS$
VNA = 2939 MMUS$ TIR = 22
RI = 502 antildeos
BAJO ALTA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Inversioacuten alta de 143 MMUS$ No
se hizo corrida econoacutemica por no ser
viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Depende de Peak
Shaving Madre
Mejora seguridad de
instalaciones Almacena gas
para uso posterior Riesgo
explosioacuten
Ingresos de venta GNL No se
hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Cubre demanda pico de gas
Exporta gas l icuado Operacioacuten
maacutes limpia
BAJO MEDIA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEINo se hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA No hay cliente en el
entorno
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Ingresos por venta de gas No
se hizo corrida econoacutemica por
no ser viable en el momento
Aumenta disponibilidad de gas
en paiacutes Operacioacuten maacutes limpia
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Estabilidad a la produccioacuten
Reduce fallas
Aumenta disponibilidad
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
Auto Generacioacuten
(Teacutermica 23 2 MWe )Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Trigeneracioacuten
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Existen varias
plantas en paiacutes
Gas Natural Comprimido
(Planta para 500
MSCFD ) el excedente
de gas se vende
Cubre demanda de poblaciones
lejanas Cubre demanda pico
Reemplaza gas importado Uso
de gas de campos marginales
Planta Peak Shaving
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
104
En cada una de las alternativas planteadas en la matriz se muestra el beneficio econoacutemico como un VNA a un periacuteodo de 20 antildeos el impacto ambiental de cada una de las alternativas13 los requerimientos econoacutemicos de cada una de ellas Los plazos de ejecucioacuten dependen de las autorizaciones que se requiera para llevar a construccioacuten cada una de las alternativas Asimismo la incidencia operativa los beneficios operacionales y el impacto externo se evaluacutean con rangos de alto medio bajo siacute impacta de manera positiva o negativa a la operacioacuten del campo a las comunidades cercanas o paiacutes14
De acuerdo con lo anterior las alternativas se analizan y se resumen de la siguiente forma
En la alternativa de Generacioacuten Eleacutectrica se analiza que la demanda de energiacutea por los pozos productores es de 19 MWh y en la medida que el campo pierde presioacuten el sistema de extraccioacuten estaraacute maacutes profundo demandando una mayor cantidad de energiacutea para mantener los mismos niveles de produccioacuten Este concepto es uno de los que mayor inciden en los costos de produccioacuten (18 millones de doacutelares al antildeo a precio de productor de 220 $KWh) Por la demanda de energiacutea por los costos de produccioacuten y sobre todo por la estabilidad en el sistema eleacutectrico del campo que conlleva menores peacuterdidas de produccioacuten de crudo la autogeneracioacuten de energiacutea en el campo seriacutea conveniente pero no deja de ser una variable importante el volumen de gas disponible Ademaacutes la inversioacuten que se requiere (planta de tratamiento del gas central teacutermica redes subestaciones y gasoducto) es alta y su implementacioacuten es de largo plazo El VNA de la teacutermica es de 3180 MMUS$ y un TIR de 9269 y conjunto con la planta de tratamiento el VNA es de 4873 MMUS$ y el TIR es de 37 En este caso la turbina genera gas suficiente para cubrir la demanda del sistema de extraccioacuten (es decir 20 MW) y el excedente (alrededor de 1 MW) se destina para la planta de tratamiento
La alternativa de Venta de gas requiere que el gas cumpla especificaciones CREG para hacer factible su venta bien sea para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Esta alternativa tiene una inversioacuten baja ya que soacutelo se requiere construir la planta de procesamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas que es el gasoducto CusianandashApiay-Bogotaacute Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto es de 6 millones de doacutelares y ademaacutes su implementacioacuten es de corto plazo Este gas
13 En el Anexo O se muestra la medicioacuten de impactos ambientales de cada una de las alternativas a partir de los factores de emisioacuten de los contaminantes como tambieacuten el grado de dispersioacuten de los contaminantes en el medio ambiente 14 En el Anexo N se puede detallar cada uno de los requerimientos econoacutemicos para las diferentes alternativas valoradas
105
cubririacutea parte del gas que Colombia tendriacutea que importar a partir del 2018 siacute no se adicionan nuevas reservas en estos cuatros antildeos El VNA de esta alternativa es de 2363 MMUS$ y un TIR de 21
Para el caso de pequentildeas producciones de gas como el campo Chichimene que es de 500000 pies cuacutebicos hoy diacutea la Planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) la cual abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Esta alternativa estaacute sujeta a que exista una planta Peak Shaving que licue almacene y regasifique el gas la cual requiere que entidades gubernamentales como ECOPETROL UPME CREG entre otros organismos aprueben la construccioacuten La planta estariacutea destinada para manejar el gas que se importe siacute se diera el caso o en su defecto para condicionar el gas que se exportariacutea por viacutea mariacutetima Bajo estas circunstancias la idea de licuar el gas del campo Chichimene para almacenarlo en una planta Peak Shaving madre no es viable en los momentos actuales ni en el mediano plazo De otra parte las inversiones y los gastos operativos de una planta Peak Shaving son altos y el retorno de la inversioacuten es de muy largo plazo (mayor a 20 antildeos)
La alternativa de Gas Natural Comprimido es viable ya que el volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea podriacutean dar una cobertura para 25000 familias que registren consumos promedios de 20 pies cuacutebicos por diacutea (0567 m3diacutea) La demanda potencial para este gas son las pequentildeas poblaciones que estaacuten lejos de la red de transporte de gas y que usan como combustible el gas licuado del petroacuteleo (GLP) cuyo costo es el doble de lo que vale el gas natural domiciliario La facilidad para transportar GNC y ademaacutes que el precio oscila entre el precio del gas natural y el GLP lo hacen viable para su implementacioacuten Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado El tiempo para la implementacioacuten de esta alternativa es de corto plazo y sobre todo que en el paiacutes existen varias plantas de GNC La inversioacuten de la planta GNC es de 247 MMUS$ el VNA de 576 MMUS$ y el TIR de 38 El anaacutelisis de viabilidad de esta alternativa se hizo para un volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea De acuerdo con las proyecciones de produccioacuten incremental de gas es factible ampliar esta alternativa o en su defecto el gas que sobre se pueda destinar a cualquiera de las otras alternativas
La implementacioacuten de la alternativa de Calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electrosumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se
106
reduce el volumen de nafta inyectado pues solo se requiere de la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean La inversioacuten es baja (306 MMUS$) y genera un VNA de 2549 MMUS$ y un TIR de 880 Dado que el gas que requiere es menor al que se podriacutea tener se hace necesario construir la planta y el gasoducto para el gas sobrante lo cual da una inversioacuten conjunta de 25 99 MMUS$ con un VNA de 27853 MMUS$ y un TIR de 110 Esta alternativa resulta la maacutes conveniente desde todos los paraacutemetros analizados El tiempo de implementacioacuten es de corto plazo ya que los montajes de las vasijas no son complejos y lo acelera el hecho de tener muy buenas ventajas para la operacioacuten del campo
La alternativa de Trigeneracioacuten no tiene gran viabilidad dado el entorno donde se encuentra el campo Chichimene pues este sistema es aplicable en el sector industrial y en el sector residencial para abastecer energiacutea friacuteo y calor debido a cambios estacionales Lo que conlleva a procesar el gas y llevarlo por un gasoducto hasta el punto de uso ya que en el entorno del campo no hay empresas o industrias que requieran de estos servicios luego resulta ser lo mismo que venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas del paiacutes
107
6 CONCLUSIONES
La alternativa que genera mayores beneficios es la de calentamiento de fluidos en las liacuteneas de recoleccioacuten Esta alternativa es econoacutemicamente impactante como tambieacuten lo es su baja inversioacuten incidencia operacional y de raacutepida implementacioacuten El VNA de esta alternativa incluyendo la planta de tratamiento del gas es de 278 MMUS$ que es 10 veces maacutes que el VNA de lo que representa la venta del gas para consumo comercial
La alternativa de autogeneracioacuten presenta buenos beneficios en la parte econoacutemica y sobre todo en la estabilidad de la operacioacuten de extraccioacuten de hidrocarburos De otra parte es conveniente porque libera la energiacutea que hoy diacutea se toma del Sistema Nacional de Transporte y se puede disponer para consumo nacional No presenta ventajas en lo relativo al tiempo que requiere su implementacioacuten Esta alternativa es la que sigue en VNA a la alternativa anterior
La alternativa de gas natural comprimido presenta un gran impacto con respecto al entorno ya que esta conversioacuten de gas natural a gas licuado le permite a la comunidad del aacuterea disponer de un gas maacutes barato que el GLP No obstante cuando se combina con la planta de tratamiento de gas es mucho maacutes viable econoacutemicamente
El gas de recoleccioacuten del campo Chichimene debe ser tratado para llevarlo a condiciones CREG de tal forma que se pueda disponer para cualquiera de las alternativas planteadas en este estudio Con la venta de este gas se cubren las inversiones de la planta de tratamiento y generan un buen impacto econoacutemico
El gas producido en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene no se debe seguir quemando dado el impacto negativo en el medio ambiente Las emisiones de CO2 por la quema de este gas son de aproximadamente 316 toneladas por diacutea durante todos los diacuteas del antildeo y sobre todo que su impacto se concentra en un mismo lugar
Las alternativas de la planta Peak Shaving y trigeneracioacuten no son viables en la actualidad
108
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111
ANEXOS
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte
1 CHICHIMENE-4 K1K2 4453 130 4323 971 140 108 - K1K2
2 CHICHIMENE-17 K1K2 2411 47 2363 981 142 301 162 K1K2
3 CHICHIMENE-20 K1K2 2349 92 2257 961 40 044 - K1K2
4 CHICHIMENE-5 K1K2 2095 368 1726 824 171 046 147 K1K2
5 CHICHIMENE-82 K2 1796 357 1439 801 7 002 209 K2
6 CHICHIMENE-80 K2 1426 267 1159 813 0 0 208 K2
7 CHICHIMENE-173 K1 1384 170 1215 877 0 0 199 K1
8 CHICHIMENE-1 K1K2 1242 34 1208 973 92 269 - K1K2
9 CHICHIMENE-12A K1K2 1167 283 883 757 0 0 166 K1K2
10 CHICHIMENE-38 K1 1142 507 635 556 69 014 123 K1
11 CHICHIMENE-172 K1 1079 171 908 842 0 0 190 K1
12 CHICHIMENE-67 K1 1067 458 610 571 9 002 214 K1
13 CHICHIMENE-19 K1K2 983 251 732 745 181 072 - K1K2
14 CHICHIMENE-66 K1 781 179 602 771 7 004 214 K1
15 CHICHIMENE-26 K1 756 395 361 478 13 003 170 K1
16 CHICHIMENE-81 K1 348 73 275 790 0 0 207 K1
17 CHICHIMENE-82 K1 332 66 266 801 1 002 209 K1
18 CHICHIMENE-15 K1K2 201 189 12 60 183 097 - K1K2
19 CHICHIMENE-23 K1K2 0 0 0 Inactivo 0 0 - K1K2
SUBTOTAL K1 - K2 25012 4037 20974 839 1055 026 179
1 CHICHIMENE-158 SF 2632 1832 800 304 44 002 - SF
2 CHICHIMENE-65 SF 2550 1479 1071 420 116 008 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
112
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
3 CHICHIMENE-34 SF 2001 680 1321 660 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-156 SF 1886 1554 332 176 162 01 - SF
5 CHICHIMENE-141 SF 1792 1005 787 439 78 008 - SF
6 CHICHIMENE-83 SF 1747 424 1324 757 61 014 - SF
7 CHICHIMENE-84 SF 1640 734 907 552 98 013 - SF
8 CHICHIMENE-144 SF 1495 725 770 515 50 007 - SF
9 CHICHIMENE-142 SF 1427 877 550 385 60 007 - SF
10 CHICHIMENE-140 SF 1242 664 578 465 52 008 - SF
11 CHICHIMENE-28 SF 1200 915 286 238 30 003 - SF
12 CHICHIMENE-18 SF 1109 679 430 388 153 022 - SF
13 CHICHIMENE-16 SF 1086 160 926 853 182 114 - SF
14 CHICHIMENE-22 SF 889 344 545 613 10 003 - SF
15 CHICHIMENE-108 SF 841 799 42 50 54 007 - SF
16 CHICHIMENE-63 SF 729 708 21 29 47 007 - SF
17 CHICHIMENE-3 SF 696 327 369 530 482 148 - SF
18 CHICHIMENE-160 SF 689 661 28 41 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-97 SF 670 581 89 133 46 008 - SF
20 CHICHIMENE-24 SF 666 591 75 113 117 02 122 SF
21 CHICHIMENE-74 SF 654 617 37 57 0 0 - SF
22 CHICHIMENE-40 SF 602 578 23 40 0 0 - SF
23 CHICHIMENE-159 SF 595 500 95 160 35 007 - SF
24 CHICHIMENE-163 SF 554 535 19 34 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
113
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
25 CHICHIMENE-62 SF 548 519 29 53 41 008 - SF
26 CHICHIMENE-86 SF 548 494 54 99 41 008 - SF
27 CHICHIMENE-115 SF 525 451 73 141 11 002 - SF
28 CHICHIMENE-73 SF 479 383 96 200 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-6 SF 434 429 4 12 29 007 - SF
30 CHICHIMENE-116 SF 391 348 43 110 0 0 - SF
31 CHICHIMENE-39 SF 378 366 13 32 27 007 - SF
32 CHICHIMENE-44 SF 347 327 21 58 34 01 - SF
33 CHICHIMENE-145 SF 298 283 15 50 10 003 - SF
34 CHICHIMENE-162 SF 290 263 27 93 9 004 - SF
35 CHICHIMENE-35 SF 274 252 22 80 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-57 SF 271 254 17 63 10 004 - SF
37 CHICHIMENE-60 SF 264 258 5 23 0 0 - SF
38 CHICHIMENE-27 SF 228 218 10 44 0 0 - SF
39 CHICHIMENE-161 SF 202 193 10 45 0 0 - SF
40 CHICHIMENE-2 SF 189 179 10 53 19 011 - SF
41 CHICHIMENE-59 SF 188 184 4 21 3 001 - SF
42 CHICHIMENE-95 SF 128 111 17 133 0 0 - SF
43 CHICHIMENE-109 SF 94 93 1 11 2 002 - SF
44 CHICHIMENE-41 SF 69 65 4 58 0 0 - SF
45 CHICHIMENE-111 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
46 CHICHIMENE-113 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
114
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
47 CHICHIMENE-133 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
48 CHICHIMENE-136 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
49 CHICHIMENE-137 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-138 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
51 CHICHIMENE-14 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
52 CHICHIMENE-157 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-23 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
54 CHICHIMENE-42 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-43 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-58 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
57 CHICHIMENE-61 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
58 CHICHIMENE-64 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
59 CHICHIMENE-85 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
60 CHICHIMENE-96 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122
TOTAL 60549 27676 32874 543 3191 0115 139
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
115
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur
1 CHICHIMENE-50 K1 364 210 154 423 0 0 - K1
SUBTOTAL K1 - K2 364 210 154 423 0 0 -
1 CHICHIMENE SW-05 SF 1042 995 47 45 0 0 - SF
2 CHICHIMENE-104 SF 1026 921 105 102 8 001 - SF
3 CHICHIMENE-69 SF 953 864 88 93 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-32 SF 890 819 71 80 12 001 - SF
5 CHICHIMENE SW-28 SF 877 807 70 80 0 0 - SF
6 CHICHIMENE-105 SF 817 764 52 65 3 0 - SF
7 CHICHIMENE-36 SF 786 484 303 384 6 001 - SF
8 CHICHIMENE SW-31 SF 781 730 50 65 0 0 - SF
9 CHICHIMENE SW-57 SF 773 729 44 57 0 0 - SF
10 CHICHIMENE SW-35 SF 753 572 181 240 0 0 - SF
11 CHICHIMENE-122 SF 752 750 2 03 0 0 - SF
12 CHICHIMENE SW-59 SF 725 688 37 51 0 0 - SF
13 CHICHIMENE SW-4 SF 714 585 129 181 0 0 - SF
14 CHICHIMENE SW-47 SF 695 667 28 40 0 0 - SF
15 CHICHIMENE SW-34 SF 681 620 61 90 0 0 - SF
16 CHICHIMENE-30 SF 677 596 82 120 342 057 - SF
17 CHICHIMENE SW-58 SF 660 498 162 245 0 0 - SF
18 CHICHIMENE SW-20 SF 652 638 14 21 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-54 SF 648 611 37 57 19 003 - SF
20 CHICHIMENE-76 SF 648 615 32 51 25 004 - SF
21 CHICHIMENE-53 SF 634 581 53 84 31 005 - SF
22 CHICHIMENE-55 SF 610 564 46 75 24 004 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
116
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
23 CHICHIMENE-125 SF 595 540 55 92 0 0 - SF
24 CHICHIMENE SW-13 SF 565 555 11 18 2 0 - SF
25 CHICHIMENE-106 SF 559 536 23 41 15 003 - SF
26 CHICHIMENE-124 SF 553 488 65 118 0 0 - SF
27 CHICHIMENE SW-11 SF 551 544 7 13 191 035 - SF
28 CHICHIMENE SW-49 SF 503 483 20 40 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-88ST1 SF 501 459 42 84 3 001 - SF
30 CHICHIMENE-93 SF 486 451 35 72 2 0 - SF
31 CHICHIMENE SW-46 SF 480 465 15 31 0 0 - SF
32 CHICHIMENE SW-19 SF 474 469 6 11 0 0 - SF
33 CHICHIMENE SW-10 SF 461 456 6 11 0 0 - SF
34 CHICHIMENE SW-14 SF 450 440 10 22 3 001 - SF
35 CHICHIMENE-121 SF 444 426 18 41 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-70 SF 441 404 37 84 14 003 - SF
37 CHICHIMENE-87 SF 433 369 64 148 2 0 - SF
38 CHICHIMENE SW-29 SF 428 338 90 210 0 0 - SF
39 CHICHIMENE SW-24 SF 410 377 33 80 0 0 - SF
40 CHICHIMENE SW-42 SF 406 397 10 22 0 0 - SF
41 CHICHIMENE SW-43 SF 406 393 13 32 0 0 - SF
42 CHICHIMENE-29 SF 390 369 21 54 1 0 - SF
43 CHICHIMENE SW-17 SF 374 356 18 48 0 0 - SF
44 CHICHIMENE SW-38 SF 370 361 9 24 0 0 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
117
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
45 CHICHIMENE SW-21 SF 369 356 13 35 0 0 - SF
46 CHICHIMENE SW-25 SF 361 329 32 89 0 0 - SF
47 CHICHIMENE-78 SF 355 337 18 51 21 006 - SF
48 CHICHIMENE SW-45 SF 333 313 20 60 0 0 - SF
49 CHICHIMENE SW-6 SF 331 308 23 69 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-123 SF 330 312 18 55 0 0 - SF
51 CHICHIMENE SW-12 SF 329 324 5 15 2 001 - SF
52 CHICHIMENE SW-2 SF 316 298 18 57 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-103 SF 297 272 25 84 1 0 - SF
54 CHICHIMENE-120 SF 297 281 16 54 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-127 SF 286 278 8 28 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-48 SF 279 277 2 07 1 0 - SF
57 CHICHIMENE-71 SF 270 255 15 56 2 001 - SF
58 CHICHIMENE-91H SF 258 253 5 19 7 003 - SF
59 CHICHIMENE SW-33 SF 254 246 8 31 0 0 - SF
60 CHICHIMENE SW-08 SF 252 251 1 04 75 03 - SF
61 CHICHIMENE SW-51 SF 240 233 7 29 0 0 - SF
62 CHICHIMENE-79 SF 235 230 5 21 1 0 - SF
63 CHICHIMENE-119 SF 224 222 2 09 0 0 - SF
64 CHICHIMENE SW-26 SF 220 213 7 32 0 0 - SF
65 CHICHIMENE-118 SF 212 191 21 99 0 0 - SF
66 CHICHIMENE-72 SF 206 196 10 49 1 001 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
118
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
67 CHICHIMENE SW-27 SF 188 177 10 59 0 0 - SF
68 CHICHIMENE-49 ST1 SF 183 181 3 11 0 0 - SF
69 CHICHIMENE SW-09 SF 161 158 2 19 0 0 - SF
70 CHICHIMENE SW-15 SF 150 149 0 07 0 0 - SF
71 CHICHIMENE SW-18 SF 117 115 2 17 0 0 - SF
72 CHICHIMENE-126 SF 111 102 9 81 0 0 - SF
73 CHICHIMENE SW-30 SF 91 89 3 22 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 34329 31720 2610 76 837 0026 -
TOTAL 34693 31930 2764 80 837 0026 -
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
119
Anexo C Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Norte
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH28 CL4 5049 340
CH62 CL4 4060 192
CH63 CL4 4659 266
CH65 CL4 1163 236
CH27 CL7 000 17
CH57 CL7 000 24
CH59 CL7 000 26
CH60 CL7 00 19
CH26 CL9 000 110
CH38 CL9 3660 131
CH39 CL9 000 106
CH66 CL9 26 103
CH67 CL9 404 110
CH40 CL10 00 205
CH41 CL10 000 162
CH73 CL10 000 195
CH74 CL10 000 173
CH43 CL11 596 145
AK1 CL13 00 379
CH35 CL13 00 120
CH108 CL13 545 215
CH109 CL13 00 93
CH34 CL14 113 128
CH115 CL14 115 126
CH83 CL21 5613 176
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH84 CL21 6543 158
CH86 CL21 000 225
CH80 CL22 000 164
CH81 CL22 00 83
CH82 CL22 00 145
CH160 CL24 00 179
CH161 CL24 00 126
CH162 CL24 00 178
CH163 CL24 00 195
CH141 CL25 1720 166
CH142 CL25 3990 167
CH144 CL25 4980 176
CH156 CL26 1616 180
CH158 CL26 436 209
CH159 CL26 3467 227
CH140 CL33 5159 148
CH96 CL46 5820 206
CH97 CL46 000 314
CH172 CL46 000 102
CH173 CL46 000 102
CH14 IND 7890 242
CH2 IND 1944 79
CH6 IND 2890 152
CH4 IND 14002 266
CH3 IND 48230 228
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH24 IND 11747 108
CH17 IND 14243 56
CH18 IND 15257 229
CH16 IND 18211 85
CH5 IND 17121 134
CH12A IND 021 80
SW1 5026 38
8944
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
120
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-12 1 176 157
SW-13 1 227 117
SW-14 1 257 152
SW-15 1 000 139
CH-29 2 090 209
CH-53 2 3136 171
CH-54 2 1884 192
CH-55 2 2356 221
CH-69 5 234 248
CH-70 5 140 166
CH-71 5 15 88
CH-72 5 13 68
SW-2 6 000 127
SW-10 6 000 181
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-11 6 1361 193
SW-17 6 000 129
SW-18 6 000 224
SW-19 6 000 185
CH-30 8 3420 253
CH-48 8 073 112
CH-49 8 000 159
CH-50 8 000 130
SW-8 12 747 138
SW-9 12 0 77
SW-24 16 00 219
SW-25 16 00 173
SW-26 16 00 140
SW-27 16 00 136
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
121
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-4 17 00 112
CH-103 17 07 126
CH-104 17 78 165
CH-105 17 25 387
CH-106 17 153 203
CH-122 19 027 198
CH-123 19 000 171
CH-124 19 000 218
CH-125 19 000 157
CH-126 19 000 77
CH-127 19 050 125
CH-32 20 115 227
CH-87 20 16 136
CH-88 20 299 200
CH-91H 20 730 300
CH-93 20 222 165
SW-20 29 000 63
SW-21 29 000 38
CH-118 30 000 19
CH-119 30 000 29
CH-120 30 000 28
CH-121 30 000 38
SW-6 31 000 151
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-28 31 000 190
SW-29 31 000 138
SW-30 31 000 145
SW-31 31 000 244
SW-5 32 000 181
SW-49 32 000 59
SW-51 32 000 24
SW33 34 000 25
SW34 34 000 63
SW35 34 000 67
SW57 34 000 61
SW58 34 000 47
SW59 34 000 60
CH-36 35 263 120
CH76 35 2462 114
CH-77 35 399 149
CH-78 35 2130 156
CH-79 35 115 109
SW38 36 000 21
SW42 37 000 46
SW43 37 000 43
SW45 37 000 25
SW46 37 000 58
9982
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
122
Anexo E Resumen consumo en pozos del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
1 4 565
2 4 793
5 4 570
6 6 1039
8 4 654
12 2 215
16 4 668
17 5 993
19 6 946
20 5 1028
29 2 101
30 4 114
31 5 868
32 3 264
34 6 323
35 5 648
36 1 21
37 4 172
Subtotal SUR 18 74 9982
S
U
R
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
4 4 1034
7 4 86
9 5 560
10 4 735
11 1 145
13 4 807
14 2 254
21 3 559
22 3 392
24 4 678
25 3 509
26 3 616
33 1 148
46 4 724
IND 11 1659
SW1 1 38
Subtotal NORTE 16 57 8944
N
O
R
T
E
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
123
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Total AOM 497251340 512168880 527533947 543359965 681103165 576450587 593744104 611556428 629903120 789585241
Cons Energiacutea - $ 389351340 401031880 413062837 425454722 438218363 451364914 464905862 478853038 493218629 508015188
AOM menor - $ 107900000 111137000 114471110 117905243 121442401 125085673 128838243 132703390 136684492 140785027
AOM mayor - $ 0 0 0 0 121442401 0 0 0 0 140785027
Demanda - m3 5518800 5684364 5854895 6030542 6211458 6397802 6589736 6787428 6991051 7200782
VNA -AOM ($) $ 3587090188
Inversioacuten - $ 1079000000
VNA Total - $ $ 4666090188
VNA -Volumen (m3) 38512400
121 $m3
34322 $pcCosto compresioacuten
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Total AOM 668264220 688312147 708961512 730230357 915345699 774701386 797942427 821880700 846537121 1061136538
Cons Energiacutea - $ 523255643 538953312 555121912 571775569 588928836 606596701 624794602 643538440 662844594 682729931
AOM menor - $ 145008577 149358835 153839600 158454788 163208431 168104684 173147825 178342260 183692527 189203303
AOM mayor - $ 0 0 0 0 163208431 0 0 0 0 189203303
Demanda - m3 7416806 7639310 7868489 8104544 8347680 8598111 8856054 9121736 9395388 9677249
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
124
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento (Continuacioacuten)
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Inversioacuten $ 64986020
Costo de AOM $ 649860 $ 669356 $ 689437 $ 710120 $ 731423 $ 753366 $ 775967 $ 799246 $ 823223 $ 847920
Demanda - m3 109500 112785 116169 119654 123243 126941 130749 134671 138711 142873
VNA -AOM $COP $ 4534985
Inversioacuten - $COP $ 64986020
VNA Total - $COP $ 69521005
VNA -Volumen (m3) 764135
91 $m3
2578 $MMBTU =Costo almacenamiento x moacutedulo 132 UD$MMbtu (TRM = 1950$US$)
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Costo de AOM $ 873358 $ 899559 $ 926545 $ 954342 $ 982972 $ 1012461 $ 1042835 $ 1074120 $ 1106343 $ 1139534
Demanda - m3 147159 151574 156121 160804 165629 170597 175715 180987 186416 192009
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
125
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Norte
126
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Sur (Continuacioacuten)
127
Anexo H Precios de Referencia de Gas Natural de Campo Guajira y Opoacuten
Fuente Resolucioacuten CREG 119 de 2005
Anexo I Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
El gas en Colombia es considerado como un bien de primera necesidad y dado que gran parte de su produccioacuten se consume principalmente como gas domiciliario se cataloga como un servicio puacuteblico esencial y por esto es competencia del paiacutes hacer control en la cadena de valor de este energeacutetico
Es competencia de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible asiacute mismo asegurar que se realicen en el paiacutes por medio de empresas oficiales mixtas o privadas las actividades de produccioacuten comercializacioacuten construccioacuten y operacioacuten de gasoductos y de redes
Por lo anterior el gobierno creoacute la Comisioacuten de Regulacioacuten de la Energiacutea y Gas ldquoCREGrdquo a traveacutes de la Ley 142 de 1994 como unidades administrativas
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
56537 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo Guajira pertenece a caacutelculos
internos realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011
Ecopetrol no es una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicadaPMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
PMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PERIODO 01 DE ENERO DE 2014 - 30 DE JUNIO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) = 63244 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo OpOacuten pertenece a caacutelculos internos
realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011 Ecopetrol no es
una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicada
PRECIO GAS NATURAL CAMPO OPOacuteN
PRECIO GAS NATURAL CAMPO GUAJIRAPERIODO 01 DE AGOSTO DE 2013 - 31 DE ENERO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) =
128
especiales con independencia administrativa teacutecnica y patrimonial y adscrita al Ministerio de Minas y Energiacutea La CREG tiene la funcioacuten de regular los monopolios en la prestacioacuten del servicio de gas cuando la competencia no sea de hecho posible y en los demaacutes casos la de promover la competencia entre quienes presten servicios puacuteblicos para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean econoacutemicamente eficientes no impliquen abusos de la posicioacuten dominante y produzcan servicios de calidad Para ello tendraacute las siguientes funciones y facultades especiales
Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energiacutea y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energeacutetica eficiente propiciar la competencia en el sector de minas y energiacutea y proponer la adopcioacuten de las medidas necesarias para impedir abusos de posicioacuten dominante y buscar la liberacioacuten gradual de los mercados hacia la libre competencia
Expedir regulaciones especiacuteficas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijacioacuten de compromisos de ventas garantizadas de gas
Establecer el reglamento de operacioacuten para realizar el planeamiento y la coordinacioacuten de la operacioacuten del Sistema Nacional de Ductos y para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de gas combustible
Fijar las tarifas de venta de gas combustible o delegar en las empresas distribuidoras cuando sea conveniente dentro de los propoacutesitos de esta Ley bajo el reacutegimen que ella disponga la facultad de fijar estas tarifas
Definir las metodologiacuteas y regular las tarifas por los servicios de despacho y coordinacioacuten prestados por los centros regionales y por el Centro Nacional de Despacho
La CREG ha estudiado y aprobado varias resoluciones para cumplir con sus funciones de control entre las cuales se citan especialmente las que tienen que ver con la produccioacuten comercializacioacuten distribucioacuten y transporte de gas A continuacioacuten se hace un resumen de lo que tratan estas resoluciones
I CONDICIONES GENERALES
Con el fin de garantizar el acceso abierto al Sistema Nacional de Transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados se suscribiraacuten independientemente de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su valoracioacuten El transportador de gas natural no podraacute realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Podraacute no obstante adquirir
129
el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del Sistema de Transporte siacute ello se hace necesario Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no podraacuten ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6deg de Resolucioacuten 057 de 1996 El transportador tampoco podraacute tener intereacutes econoacutemico en empresas de generacioacuten eleacutectrica Los productores de gas natural no podraacuten desarrollar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica pero podraacuten poseer hasta 25 del capital social de una empresa que desarrolle tal actividad Los productores comercializaraacuten libremente su produccioacuten de gas natural y realizaraacuten contratos de venta en el Mercado Mayorista Los grandes consumidores de gas natural podraacuten negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor comercializador transportador o distribuidor pagando los correspondientes cargos al duentildeo de las redes siacute fuese el caso Los precios de transporte distribucioacuten y venta seraacuten negociables pero no superiores a los precios maacuteximos establecidos por la CREG salvo cuando mediante resolucioacuten se haya determinado que el precio de comercializacioacuten a grandes consumidores sea libre Con el fin de adecuar los contratos a las necesidades de los consumidores y a sus condiciones particulares se ofreceraacuten distintas modalidades contractuales las cuales seraacuten de conocimiento puacuteblico Podraacuten ofrecerse entre otros contratos firmes contratos en pico o contratos interrumpibles que incluyan o no prima de disponibilidad o una combinacioacuten de ellos En suma se permiten todas aquellas modalidades contractuales que no sean contrarias a la ley y la regulacioacuten y a los principios de libre competencia Se negociaraacuten de manera independiente los contratos de transporte y los de compraventa cuando se adquiera el combustible en un sitio distinto del nodo intermedio o de salida del Sistema o Subsistema de Transporte y se admitiraacuten diferentes puntos de entrega Al vender gas combustible por redes de tuberiacutea los comercializadores no discriminaraacuten entre personas o clases de personas salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta Los comercializadores no restringiraacuten distorsionaraacuten o evitaraacuten la competencia en la produccioacuten transporte distribucioacuten o comercializacioacuten del gas Asimismo no podraacuten abusar de su posicioacuten dominante en la fijacioacuten de precios
130
El transportador no podraacute otorgar trato preferencial a ninguacuten usuario de sus servicios y en particular a los comercializadores distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relacioacuten de las que configuran intereacutes econoacutemico Las empresas que desarrollen actividades de produccioacuten venta o distribucioacuten pueden ser comercializadoras Las empresas prestadoras de Servicios Puacuteblicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994 podraacuten continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y ademaacutes la actividad de comercializacioacuten siempre y cuando tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades De la misma forma procederaacuten todas las empresas que desarrollen simultaacuteneamente actividades de distribucioacuten de gas combustible En ninguacuten caso podraacuten dar un trato preferencial a ninguacuten comprador con teacuterminos contractuales similares
II PRODUCCIOacuteN DE GAS NATURAL
Los productores de gas natural deberaacuten ofrecer en venta todo su gas atenieacutendose a procesos transparentes de acuerdo con la metodologiacutea que consideren maacutes conveniente
Cuando el productor requiera gas natural para su propio consumo o para destinarlo a atender las necesidades de personas vinculadas econoacutemicamente a eacutel deberaacute adquirirlo o disponer de su propia produccioacuten de gas a precios de mercado Para ello deberaacute competir en los diferentes puntos de entrega dentro de condiciones de mercado con otros potenciales compradores siacute es del caso haciendo oferta sobre su propio gas
Se exceptuacutea de lo establecido en los artiacuteculos anteriores
Aquel campo en que exista gas asociado y en el que el productor decida reinyectarlo alliacute mismo por motivos teacutecnicos relacionados con la produccioacuten del petroacuteleo asociado
El consumo interno propio de la operacioacuten de los campos
La fijacioacuten del precio maacuteximo para el gas colocado en los nodos de entrada en la troncal seraacute asiacute
Para reservas descubiertas despueacutes del 11 de septiembre de 1995 los precios se determinaraacuten libremente sin sujecioacuten a topes maacuteximos Para ECOPETROL a partir del 1 de enero de 1998 A partir del 11 de septiembre del antildeo 2000 entraraacute en vigencia la foacutermula tarifaria
Para reservas descubiertas antes 11 de septiembre de 1995 localizados en el interior del paiacutes y Costa Atlaacutentica los precios tendraacuten un reacutegimen libre a partir del 10 de septiembre del antildeo 2005 Para ECOPETROL con anterioridad al 1 de enero de 1998
131
III CONDICIONES TARIFARIAS
El precio maacuteximo inicial en el nodo de entrada al Sistema Nacional de Transporte seraacute de US$130MBTU El precio maacuteximo fijado en eacutesta foacutermula tarifaria seraacute regulado en el nodo respectivo de entrada del gas al Sistema Nacional de Transporte
(sum
sum
)
Siendo
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre que comienza
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre anterior
= promedio para el semestre del iacutendice de precios para el crudo estaacutendar cotizado en el mercado de Nueva York ldquoNew York Mercantile Exchangerdquo NYMEX calculado asiacute
sum
Siendo
= periacuteodo de un mes
=equivale al semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres que
terminan en el semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres
que terminan en el semestre anterior al que comienza
132
IV TRANSPORTE DE GAS NATURAL
El propoacutesito del Coacutedigo de Transporte del Gas es permitir el desarrollo mantenimiento y operacioacuten del Sistema Nacional de Transporte de gas natural por tuberiacuteas en condiciones de eficiencia coordinacioacuten y con criterios de costo miacutenimo Con acceso libre para los productores comercializadores grandes consumidores y distribuidores y garantizar una calidad uniforme de gas para todos los usuarios del Sistema de Transporte de gas natural
Los contratos interrumpibles tendraacuten la menor prioridad los contratos firmes y en pico seraacuten prioritarios para el acceso y el servicio de transporte Asimismo las empresas que desean construir nuevos gasoductos a nuevos puntos de conexioacuten tengan acceso sin restricciones a las redes existentes de transporte
El centro de despacho de gas seraacute propiedad del transportador y seraacute responsable de la coordinacioacuten del despacho recibo transporte y entrega en el suministro del combustible
Las empresas transportadoras se remuneraraacuten mediante cargos por conexioacuten y cargos por uso los cuales distinguen entre capacidad y volumen
Los duentildeos de gasoductos dedicados no se consideran transportadores ni estaacuten sujetos a esta regulacioacuten salvo en el caso en que un tercero desee conectarse En este evento su propietario tendraacute obligacioacuten de permitir el acceso previa negociacioacuten de las condiciones teacutecnicas y comerciales
El gas natural entregado al transportador por el agente en el punto de entrada del Sistema de Transporte y por el transportador en el punto de salida deberaacute cumplir con la siguiente especificacioacuten de calidad que se muestra en la ilustracioacuten 26
133
Ilustracioacuten 27 Especificaciones de Calidad Exigidas por CREG
Fuente CREG
Salvo acuerdo entre las partes el productor - comercializador y el remitente estaacuten en la obligacioacuten de entregar gas natural a la presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta las 1200 Psia de acuerdo con los requerimientos del transportador
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten
referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes
en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos
de CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200
psia
134
Si el gas natural entregado por el agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT el transportador podraacute rehusar aceptar el gas en el punto de entrada
A CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR
Es un esquema de cargos por entrada y salida transportar gas en el Sistema Nacional de Transporte del interior el nodo de Vasconia el cual es el centro de referencia para las transacciones de gas natural
Los productores referenciaraacuten el transporte desde su nodo de entrada hasta el centro de referencia Este cargo se denomina ldquocargo de entradardquo Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el centro de referencia hasta su respectivo nodo de salida Este cargo se denomina ldquocargo de salidardquo
Para los productores de zonas de produccioacuten marginales se aplicaraacute la siguiente metodologiacutea para el caacutelculo de los cargos por uso y capacidad del sistema
| | | |
Siendo
= cargo
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de entrada
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de salida
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos por entrada y salida se muestran en las siguientes ilustraciones 25 y 26 respectivamente
Ilustracioacuten 28 Cargos Maacuteximos por Entrada al SNT
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca 96 0039
Cusiana 95 0055
Apiay -49 -0063
Neiva -179 -0134
CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA
135
Ilustracioacuten 29 Cargos Maacuteximos por Salida al SNT
Ademaacutes de los cargos de entrada y salida mencionados los productores y consumidores pagaraacuten un cargo de 0016 US$ KPC sobre el volumen facturado mensualmente correspondiente a los costos de administracioacuten medicioacuten y compresioacuten asociados con el sistema de transporte del interior
A partir del 1deg de enero de 1998 sin perjuicio de los otros cargos establecidos en la presente Resolucioacuten existe un ldquocargo estampillardquo para el Sistema de Transporte de gas natural del Interior igual a 015 US$ por KPC de gas efectivamente transportado se actualizaraacute semestralmente
El sistema de transporte del interior considera las siguientes puertas de ciudad con sus respectivos subsistemas como parte integral del mismo
SANTANDER
Barrancabermeja Sabana de Torres Bucaramanga Lebrija Giroacuten Floridablanca
Piedecuesta Puerto Parra Sebastopol La Belleza Floriaacuten Albania
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca -96 -0039
Cusiana -95 -0055
Villavicencio 61 0079
Neiva 179 0134
Sebastopol -36 -0015
Medelliacuten 145 0059
Bucaramanga 47 0019
Vasconia 0 0
Mariquita 42 0022
Chinchinaacute 86 0045
Cali 160 0085
La Belleza -38 -0023
Bogotaacute 141 005
CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA
136
CUNDINAMARCA
Puerto Salgar Ricaurte Simijaca Susa Fuacutequene Capellaniacutea Gauatancuy Ubateacute Cucunubaacute Sutatausa Tausa
Nemocoacuten Cogua Chipaque Une Caacutequeza Quetame Guayabetal Fosca Soacha Bogotaacute
VALLE DEL CAUCA
Cartago Ansermanuevo Obando La Victoria La Unioacuten Zarzal Roldanillo Caicedonia Sevilla Bugalagrande Andaluciacutea Tuluaacute
San Pedro Buga Guacariacute Ginebra El Cerrito Palmira Candelaria Pradera Florida Yumbo Cali Jamundiacute
ANTIOQUIA
Puerto Berrio Maceo Caracoliacute Yolomboacute San Roque Cisneros Santo Domingo Don Matiacuteas Concepcioacuten Guarne Rionegro
Barbosa Girardota Copacabana Bello Medelliacuten Itaguiacute Envigado La Estrella Sabaneta Caldas
137
BOYACAacute
Puerto Serviez Vasconia Puerto Boyacaacute Tunungua Bricentildeo Chiquinquiraacute Caldas Beleacuten Cerinza Combita Cucaita Duitama
Nobsa Paipa Saacutechica Samacaacute Santa Rosa de Viterbo Sogamoso Sora Sutamarchan Tunja Tuta Villa de Leyva Dicataacute
TOLIMA
Honda Mariquita Guayabal Leacuterida Liacutebano Tierra Adentro Ambalema La Sierra Venadillo Alvarado Piedras Doima
Ibagueacute Flandes Gualanday Chicoral Espinal Guamo Saldantildea Ortega Natagaima Fresno Herveo
CALDAS
La Dorada Victoria Manzanares Manizales
Neira Villa Mariacutea Chinchinaacute Palestina
QUINDIacuteO
Filandia Salento Circasia Montenegro
Quimbaya Calarcaacute Armenia La Tebaida
138
HUILA
Aipe Neiva
CASANARE
Tauramena Monterrey Aguazul
Yopal Morichal Cusiana
RISARALDAS
Marsella Santa Rosa de Cabal Dos Quebradas Pereira
La Virginia Balboa La Celia
META
Acaciacuteas Restrepo Cumaral
Villavicencio Apiay
Ilustracioacuten 30 Entradas y Salidas al SNT
DIAGRAMA No 1
Barranca Bmanga
Medellin Sebastopol
Vasconia La Belleza Cusiana
Cogua
Bogotaacute Apiay
Chinchinaacute Mariquita
Cali
Neiva
139
El sistema de transporte del interior comprende los 13 tramos troncales que se incluyen en el diagrama anterior Sobre estos tramos podraacuten establecerse nodos intermedios de salida cuyos cargos asociados se calcularaacuten en forma simple conforme a la siguiente metodologiacutea descrita en la ilustracioacuten 30
Ilustracioacuten 31 Caacutelculo para Nodos Intermedios al SNT
Sea el tramo de intereacutes el que conecta los nodos A y B y que tiene una longitud total de para el cual se calcularaacuten los cargos de salida en el nodo intermedio ubicado a una distancia medida sobre la troncal desde el nodo
Los cargos de salida (capacidad en US$KPCD-Antildeo) y (uso en US$KPC) en dicho nodo se calcularaacuten a partir de los cargos de salida (capacidad en los
nodos A y B) y (uso en los nodos A y B) mediante la siguiente foacutermula
B CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL CENTRO
El sistema de transporte del centro seraacute utilizado por ECOPETROL para el transporte de gas desde los campos de gas de la Guajira hasta el complejo petroquiacutemico de Barrancabermeja
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos para el sistema de transporte del centro se muestran en la tabla 49
140
Tabla 49 Cargos Maacuteximos para Sistema de Transporte de Centro
C CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR
Es un esquema de cargos que refleja el costo de transportar gas combustible en el sistema de transporte del sur mediante el siguiente procedimiento
Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el campo productor o desde la conexioacuten con el sistema de transporte del interior hasta su respectivo nodo de salida independientemente de la distancia recorrida Los cargos maacuteximos por uso del sistema de transporte del sur se muestran en la tabla 50
Tabla 50 Cargos Maacuteximos por Sistema de Transporte del Sur
V COMERCIALIZACIOacuteN DE GAS NATURAL
Los comercializadores podraacuten suministrar gas natural a precios acordados libremente soacutelo a quienes se definen como grandes consumidores Los productores de gas natural podraacuten comercializar su produccioacuten de manera independiente o en conjunto con otros socios del contrato de exploracioacuten y produccioacuten respectiva y podraacuten comercializar conjuntamente la produccioacuten de dos o maacutes contratos de exploracioacuten y produccioacuten diferente Los productores y comercializadores de gas natural podraacuten celebrar contratos de venta de gas natural a grandes consumidores y a los distribuidores a precios negociados libremente sujetos a un tope maacuteximo Todo distribuidor independientemente de su volumen de compras seraacute considerado como un gran consumidor Los contratos de suministro de gas natural a grandes consumidores podraacuten pactarse por un plazo maacuteximo de 20 antildeos teacutermino que se contaraacute a partir de la fecha del inicio de la ejecucioacuten del respectivo contrato
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Ballenas - Barrancabermeja 272 0111
CARGOS MAacuteXIMOS
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Neiva - Hobo 749 0228
CARGOS MAacuteXIMOS
141
VI DISTRIBUCIOacuteN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIacuteA
Los distribuidores permitiraacuten el acceso a las redes de tuberiacutea de su propiedad a cualquier productor comercializador o gran consumidor de gas combustible a cambio del pago de los cargos correspondientes La expansioacuten de los sistemas de distribucioacuten seraacute responsabilidad de las empresas que desarrollen esa actividad siempre que se ofrezcan realizar en condiciones competitivas o de miacutenimo costo Las empresas distribuidoras seraacuten remuneradas por los servicios que presten a los grandes consumidores por entrega de gas en las redes del distribuidor y por transporte por las redes del distribuidor Los distribuidores que realicen la actividad de comercializacioacuten en su aacuterea de servicio deberaacuten separar contablemente su actividad de distribucioacuten de la de comercializacioacuten de acuerdo con las regulaciones expedidas por la CREG La tarifa a los pequentildeos consumidores de gas natural es
Siendo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 para compras de gas natural en
troncal en el antildeo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 de transporte en troncal en el antildeo
= cargo promedio maacuteximo unitario en $m3 permitido al distribuidor por uso de la red en el antildeo
= cargo o margen maacuteximo unitario en $m3 de comercializacioacuten en el antildeo
= factor de correccioacuten en $m3 en el antildeo (puede ser positivo o negativo) es igual a cero en el antildeo inicial
Anexo J Especificaciones Proyecto Termo San Fernando
Fuente Resolucioacuten 0728 de 6 de septiembre de 2012
Mediante la Resolucioacuten 0271 del 30 de abril de 2012 y acorde con lo regulado en la Ley 99 de 1993 el Decreto 2820 de 2010 y los Decretos 3573 y 3578 de 2011 y Resolucioacuten 877 del 7 de septiembre de 2000 el Ministerio autorizoacute la cesioacuten de derechos y obligaciones en relacioacuten con los campos Castilla y Chichimene de la empresa CHEVRON PETROLEUM COMPANY OF COLOMBIA
142
a la Empresa Colombiana de Petroacuteleos ECOPETROL actual ECOPETROL SA y asiacute mismo acogioacute el Plan de Manejo Ambiental - PMA que se veniacutea desarrollando
Mediante la Resolucioacuten 169 del 21 de febrero de 2001 el Ministerio otorgoacute licencia ambiental a la empresa ECOPETROL SA para los pozos de desarrollo Chichimene-18 y Castilla-26 incluyendo la construccioacuten de liacuteneas de flujo y viacuteas de acceso
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Fernando
El proyecto consiste en la instalacioacuten de un sistema de autogeneracioacuten de energiacutea estable para consumo y soporte del Bloque Cubarral y para el cual se presenta la infraestructura asociada
De acuerdo con la informacioacuten suministrada el aacuterea a ocupar por la central de generacioacuten es de aproximadamente 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Femando - VIT en la Vereda astenia del municipio de Castilla La Nueva en terrenos en los que actualmente se desarrollan actividades de ganaderiacutea y agricultura
Se considera viable la realizacioacuten de este proyecto aunque la empresa deberaacute presentar antes del inicio de las actividades un PMA especiacutefico en el que se presente toda la informacioacuten teacutecnica relativa a la construccioacuten de la central termoeleacutectrica incluyendo planos de disentildeo a escala evaluacioacuten de impactos especiacutefica para este proyecto requerimientos de agua que demanda el proyecto y la disposicioacuten final del agua residual medidas a tomar para evitar la afectacioacuten de la calidad del aire por el uso de diesel como combustible de respaldo durante la etapa productiva de la termoeleacutectrica
Vecina a la central termoeleacutectrica se ubicaraacute la subestacioacuten eleacutectrica San Femando en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica El proyecto contempla la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando la construccioacuten de cuatro liacuteneas de 115 KV asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos a 345 KV que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Es importante aclarar que la construccioacuten de la liacutenea de 230 KV proveniente de la subestacioacuten La Reforma y que tiene como destino la subestacioacuten San Femando se presentoacute ante esta autoridad como un Diagnoacutestico Ambiental de Alternativas y no hace parte de las solicitudes de este proyecto por tanto esta autoridad no se
143
manifestaraacute sobre este actividad El desarrollo de infraestructura eleacutectrica mediante la construccioacuten de las liacuteneas circuitos y redes de distribucioacuten de energiacutea al interior de los campos Castilla mdash Chichimene es una actividad viable de realizacioacuten aunque sus caracteriacutesticas deberaacuten estar acordes a la Resolucioacuten 18 1294 del 6 de agosto de 2008 del Ministerio de Minas y Energiacutea en donde se establece el Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Eleacutectricas (RETIE)
Generacioacuten de energiacutea eleacutectrica en campo Chichimene
Contempla la construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte considerable de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene Se pretende con este proyecto implementar estrategias para aprovechar el gas producido y tratado en los campos Castilla - Chichimene esta Autoridad no presenta objecioacuten en su desarrollo siempre y cuando las actividades se realicen en las coordenadas presentadas adicionalmente previo al inicio de actividades la empresa debe presentar un documento incluyendo la infraestructura a instalar un plano de disentildeo a escala y las actividades e impactos especiacuteficos de la realizacioacuten de cada uno de estos proyectos
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando subestacioacuten eleacutectrica San Fernando
Construccioacuten y operacioacuten de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando en un aacuterea maacutexima de 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Fernando mdash VIT
Construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten eleacutectrica San Femando aledantildea a la central termoeleacutectrica en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica La autorizacioacuten incluye la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Aprovechamiento de gas para generacioacuten de energiacutea eleacutectrica campo Chichimene Construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene
144
de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene para lo cual se puede utilizar alguna de las siguientes alternativas
Caldera y turbina a vapor se instalaraacute una caldera con su respectiva turbina a vapor para generar 22 MW
Motores reciprocantes Tipo 1 (acepta CO2gt20) se requieren 11 motores reciprocantes de 31 MW cada uno con capacidad de generar electricidad sin necesidad de retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Motores reciprocantes Tipo 2 (no acepta CO2) se requieren 3 motores reciprocantes de 8 MW cada uno para generar electricidad Se requiere instalar una planta de endulzamiento para retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Turbinas a gas se instalariacutea una turbina a gas de tipo aero derivativa para generacioacuten de 24 MW
Micro turbinas se requiere instalar 30 unidades de generacioacuten para la produccioacuten de 1 MW de energiacutea eleacutectrica
145
Anexo K Medicioacuten de impactos ambientales para el campo Chichimene
En la tabla 51 se muestran los diferentes factores de emisioacuten de carbono y CO2 para diversos combustibles en ella se muestra que el gas natural es el combustible que presenta menores emisiones de carbono y CO2
Tabla 51 Factores de emisioacuten por tipo de combustible
En la tabla 52 se muestra la cantidad de emisiones arrojadas a la atmoacutesfera con cada una de las alternativas planteadas (con el proceso de tratamiento de gas natural a condiciones CREG) y ademaacutes las arrojadas a la atmoacutesfera actualmente por la quema de gas en el campo Cabe resaltar que el impacto ambiental se evaluacutea de acuerdo a la cantidad de emisiones contaminantes la concentracioacuten de los contaminantes en un mismo lugar o en diferentes puntos y ademaacutes el tiempo que lleva esta praacutectica realizaacutendose Para el caso de quema de gas actual se considera alto debido a que las emisiones contaminantes incluyen ademaacutes de CO2 material particulado metano entre otros Por otra parte la quema se ha realizado durante varios antildeos todos los diacuteas al antildeo y se concentran en el mismo lugar del campo (tea) Asimismo se evaluaron las diferentes alternativas planteadas
FE de C FE de CO2
(kg GJ)a (kg GJ)b
Carboacuten Soacutelido 268 9453
Crudo Liacutequido 20 7328
Diesel Liacutequido 202 7401
Gasolina Liacutequido 189 6925
Kerosene Liacutequido 195 7145
Gas propano Gas 172 6302
GLP Gas
Gas natural Gas 153 5606
FACTORES DE EMISIOacuteN DE CARBONO Y CO2 POR
TIPO DE COMBUSTIBLE
a Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories Reference Manual IPCC Bracknell UK
b Calculado a partir de la ecuacioacuten estequiomeacutetrica C + O2 -gt CO2
Combustible Estado
146
Tabla 52 Emisioacuten de contaminantes del gas natural campo Chichimene
CONTAMINANTE FE Quema de gas Venta de gas Teacutermica GNC Calentamiento Crudo Peak Shaving
LbMMpc Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo
CO2 120000 11547273 9954545 9954545 9954545 9954545 9954545
NO2 22 - 183 183 183 183 183
PM 76 731 630 630 630 630 630
SO2 06 -
TOC 11 1059
Metano 23 221
VOC 55 529
1 (tea) 25000 hogares 1 (centra l )25000
hogares
Seguacuten nodos de
ca lentamiento (cerca a
4)
25000 hogares
ALTO BAJO MEDIO BAJO BAJO BAJO
El impacto de la a l ternativa se ca l i fica de acuerdo a la emis ioacuten de contaminantes como tambieacuten midiendo la concentracioacuten
de estos en un mismo lugar Para el caso de la quema de gas toda la contaminacioacuten se concentra en el mismo s i tio
PUNTOS DE DISPERSIOacuteN
CONTAMINANTE
IMPACTO AMBIENTAL
FEFactores de emis ioacuten para gas natura l Emis ioacuten de gases contaminantes= FE x Volumen de gas
TOC Total Organic Compounds
VOC Volati le Organic Compounds
PM Particule Materia l
Gas s in tratar se asume igual a GLP y su reaccioacuten es incompleta
EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE AL ANtildeO BASE DE CAacuteLCULO 05
MMSCFD
Gas tratado combustioacuten completa
147
Anexo L Liacutenea base de gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 53 Base de caacutelculo en gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos no aprovechados MUS$ -788 -2047 -3593 -4718 -4811 -4906 -5002 -5101 -5201 -5304
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 300 309 318 328 338 348 358 369 380 391
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29
- Costos Mantenimiento General MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 219 246
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 20 21 21 22 23 23 24 25 25 26
- Costo permisos ambientales MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
Flujo de Caja Libre MUS$ -810 -2070 -3616 -4742 -4836 -4931 -5029 -5128 -5229 -5333
Antildeos 10 20
VNA MUS$ -22189 -34161
TIR ND ND
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos no aprovechados MUS$ -5408 -5515 -5623 -5734 -5847 -5962 -6080 -6200 -6322 -6446
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 403 415 428 441 454 467 481 496 511 526
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 30 30 31 32 33 34 35 36 37 39
- Costos Mantenimiento General MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 277 312 351
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 27 28 29 29 30 31 32 33 34 35
- Costo permisos ambientales MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
Flujo de Caja Libre MUS$ -5438 -5545 -5655 -5767 -5880 -5997 -6115 -6236 -6359 -6485
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
148
Anexo M Flujo de caja para planta de tratamiento de gas
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
16930513 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693051 US$antildeo
6000000 US$
120000 US$antildeo
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto 20 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
Pronoacutesticos de volumen gas libre del
Campo Seguacuten Ecopetrol
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 3)
149
Tabla 53 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
150
Anexo N Flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
Tabla 55 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
1081 MSCFD
16930520 US$
1145000 US$
6000000 US$
900000 US$
435851 US$
Inversioacuten sistema respaldo por falla planta calentamiento 575000 US$
229000 US$antildeo
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
35000 BFPD
Volumen de nafta inyectado al 17 de dilucioacuten en crudo 5950 BFPD
Ahorro de Volumen de nafta inyectado 20
3000 m
012 US$KWe
3
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10
MMSCFD los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Tramo de tuberiacutea produccioacuten planta Calentamiento a planta Tratamiento
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 5)
Iacutendice de Precios al Consumidor
Nota 4 Es te es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en EcopetrolNota 1 No incluye tari fa de comercia l i zacioacuten transporte ni dis tribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de ca lentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg
Tota l 6 Km
Nota 3 Es tos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO amp
CALENTAMIENTO
Inversioacuten revestimiento troncal de 16 pulg
Volumen de fluidos a calentar (32200 BOPD crudo y 2800 BWPD agua)
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 4)
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta calentamiento (nota 3)
Mantenimiento planta calentamiento 20 inversioacuten
Volumen gas libre del Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta calentamiento Ver tabla
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Calentamiento
Inversioacuten gasoducto para venta
151
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDAD
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
152
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 29838 30733 31655 32605 33583 34591 35629 36697 37798 38932
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 3777 3891 4007 4128 4251 4379 4510 4646 4785 4929
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 26061 26843 27648 28478 29332 30212 31118 32052 33013 34004
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 3050 3141 3236 3333 3433 3536 3642 3751 3863 3979
- Costo compra gas MUS$ 2510 2585 2663 2743 2825 2910 2997 3087 3180 3275
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 229 236 243 250 258 265 273 282 290 299
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 131 135 139 143 147 152 156 161 166 171
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 180 1854 190962 19669086 2025915858 208669333 214929413 221377296 228018615 234859173
Flujo de Caja Libre US$ 26788 27592 28420 29273 30151 31055 31987 32946 33935 34953
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 172537 254901
TIR 880 880
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 01
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 40100 41303 42542 43819 45133 46487 47882 49318 50798 52322
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 5076 5229 5386 5547 5714 5885 6061 6243 6431 6624
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 35024 36075 37157 38271 39420 40602 41820 43075 44367 45698
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 81 83 86 88 91 93 96 99 102 105
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 4099 4222 4348 4479 4613 4752 4894 5041 5192 5348
- Costo compra gas MUS$ 3373 3475 3579 3686 3797 3911 4028 4149 4273 4401
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 308 317 326 336 346 357 367 379 390 402
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 176 181 186 192 198 204 210 216 223 229
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 241904948 249162097 25663696 264336068 27226615 280434135 288847159 297512574 306437951 31563109
Flujo de Caja Libre US$ 36001 37082 38194 39340 40520 41736 42988 44277 45606 46974
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
153
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 31357 35073 39273 42607 43782 44991 46233 47511 48825 50176
- Costos totales MUS$ 5716 5707 6102 6233 6412 6596 6786 6981 7182 7388
Flujo de Caja Libre MUS$ 25640 29366 33171 36374 37370 38395 39448 40530 41644 42788
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 178865 278532
TIR 110 110
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 10
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 51566 52995 54464 55975 57529 59127 60771 62461 64200 65988
- Costos totales MUS$ 7601 7819 8045 8276 8515 8760 9013 9273 9541 9816
Flujo de Caja Libre MUS$ 43965 45175 46419 47699 49014 50367 51758 53188 54659 56172
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
154
Tabla 56 Costo de aislamiento teacutermico de la liacutenea troncal de 16 pulgadas
Tabla 57 Sistema de respaldo por falla en la planta de calentamiento
Longitud tuberiacutea revestida - m 3000
Diaacutemetro tuberiacutea - pulgada 16
Aacuterea a revestir - m2 1557
Costo de manta en fibra de vidrio - 40 US$m2 62264
Costo de fibra de vidrio para envolver - 30 US$m2 46698
Costo de instalacioacuten - m2 326888
Total - US$ 435851
Coeficiente conductividad (003 WmdegK) Densidad de 23 Kgm2 Rango Temp -120 a 400 degC
Tensioacuten a la roptura igual a 4300 N
Costo aislamiento teacutermico liacutenea troncal de 16 pulgada
Equipos Vol Bbls Costo - US$Tanque de almacenamiento de fluidos con capacidad para 8
horas de parada11667 300000
Tanque almacenamiento de nafta dilucion de 25 para 8
hora de parada2917 75000
Sistema inteligente para desviar fluidos a tanques 50000
Accesorios valvulas bombas equipos 150000
575000
Sistema respaldo por falla en la planta de calentamiento
Total - US$
155
Anexo O Flujo de caja para planta teacutermica
Tabla 58 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
4000 MSCFD
16930520 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
25052100 US$
6000000 US$
750000 US$
2505210 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
232 MWe
012 US$KWe
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento planta teacutermica 10 inversioacuten
Mantenimiento gasoducto 40 km 2 inversioacuten
Capacidad Generacioacuten Teacutermica
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 4)
Volumen gas libre del Campo
Declinacioacuten produccioacuten gas
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta Teacutermica
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas
Costo produccioacuten de gas asociado
Gas requerido por la teacutermica 232 MWh
Costo Unitario de Tratamiento Gas (nota 3)
Inversioacuten gasoducto teacutermica a planta tratamiento 05 Km 3 pulg
BASE DE CALCULO PLANTA TERMICA
Mantenimiento gasoducto 05 km 2 inversioacuten
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
156
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCFA 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 2547 2442 2739 2769 2844 2922 3001 3082 3166 3252
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1028 1897 4878 7233 7355 7478 7604 7731 7861 7992
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 13115 30787
TIR 22 26
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 454
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCFA 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 3341 3432 3525 3621 3720 3822 3926 4034 4144 4258
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 8125 8260 8396 8535 8676 8818 8963 9109 9258 9408
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
157
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Ingresos venta energiacutea MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
- Costo produccioacuten MUS$ 11911 12268 12636 13015 13406 13808 14222 14649 15088 15541
- Costo compra gas MUS$ 9286 9564 9851 10147 10451 10765 11087 11420 11763 12116
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 2505 2580 2658 2738 2820 2904 2991 3081 3174 3269
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 15 15 16 16 17 17 18 18 19 20
Flujo de Caja Libre US$ 12929 13317 13716 14127 14551 14988 15437 15901 16378 16869
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 52942 92693
TIR 42 44
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 240
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Ingresos venta energiacutea MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
- Costo produccioacuten MUS$ 16007 16487 16982 17491 18016 18557 19113 19687 20277 20886
- Costo compra gas MUS$ 12479 12853 13239 13636 14045 14467 14901 15348 15808 16282
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 3367 3468 3572 3679 3789 3903 4020 4141 4265 4393
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 20 21 21 22 23 23 24 25 26 26
Flujo de Caja Libre US$ 17375 17896 18433 18986 19556 20142 20747 21369 22010 22670
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
158
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 26358 29924 33970 37145 38156 39196 40265 41363 42493 43654
- Costos totales MUS$ 14457 14710 15376 15785 16250 16729 17223 17731 18254 18793
Flujo de Caja Libre MUS$ 11900 15214 18594 21360 21906 22466 23042 23632 24238 24861
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 66058 123869
TIR 34 37
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 314
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 44848 46075 47337 48634 49968 51339 52749 54199 55690 57222
- Costos totales MUS$ 19348 19919 20507 21113 21736 22379 23040 23721 24422 21953
Flujo de Caja Libre MUS$ 25500 26156 26830 27521 28232 28961 29710 30478 31268 35269
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
159
Anexo P Flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
Tabla 59 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 us$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
500 MSCFD
16930520 US$
2314872 US$
6000000 US$
150000 US$
0122 US$Km - Ton
100 Km
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
3
111 anual
1800 $US$
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO ampGAS
COMPRIMIDO
Volumen gas libre del
Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccion gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo Unitario de
Tratamiento Gas (nota 4)
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta GNC
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Gas Comprimido
Inversioacuten gasoducto para venta
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta GNC (nota 3)
Costo transporte gas por carretera seguacuten CREG
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Distribucioacuten Planta a Municipio-promedio
Mantenimiento gasoducto planta tratamiento a planta GNC 10 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD los
demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de calentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg Total 6 Km
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
160
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSION Antildeos 544
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
161
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 3095 3188 3284 3382 3484 3588 3696 3807 3921 4039
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 16 1648 1697 1748 1801 1855 1910 1968 2027 2088
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2231 2298 2367 2438 2578 2586 2664 2744 2826 2989
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 276 285 293 302 378 320 330 340 350 439
Consumo energiacutea MUS$ 216 22280 22948 23636 24345 25076 25828 26603 27401 28223
Mantenimiento menor MUS$ 60 6174 6360 6550 6747 6949 7158 7372 7594 7821
Mantenimiento mayor MUS$ 67 78
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 17 18 18 19 19 20 20 21 22 22
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 17 1767 1820 1874 1931 1989 2048 2110 2173 2238
Costo compra de gas MUS$ 1161 1196 1231 1268 1306 1346 1386 1428 1470 1514
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 60 618 637 656 675 696 716 738 760 783
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 15 1545 1591 1639 1688 1739 1791 1845 1900 1957
Costo Transporte MUS$ 762 785 808 832 857 883 910 937 965 994
Flujo de Caja Libre US$ 864 890 917 945 905 1002 1032 1063 1095 1050
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 3134 5760
TIR 36 38
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 277
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 4160 4284 4413 4545 4682 4822 4967 5116 5269 5427
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 2150 2215 2281 2350 2420 2493 2568 2645 2724 2806
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2998 3088 3181 3276 3465 3476 3580 3687 3798 4017
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 371 382 394 406 509 430 443 457 470 590
Consumo energiacutea MUS$ 29070 29942 30840 31765 32718 33700 34711 35752 36825 37929
Mantenimiento menor MUS$ 8056 8298 8547 8803 9067 9339 9619 9908 10205 10511
Mantenimiento mayor MUS$ 91 105
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 23 24 24 25 26 27 28 28 29 30
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 2305 2375 2446 2519 2595 2673 2753 2835 2920 3008
Costo compra de gas MUS$ 1560 1607 1655 1705 1756 1808 1863 1918 1976 2035
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 2016 2076 2139 2203 2269 2337 2407 2479 2554 2630
Costo Transporte MUS$ 1024 1054 1086 1119 1152 1187 1222 1259 1297 1336
Flujo de Caja Libre US$ 1162 1197 1232 1269 1217 1347 1387 1429 1472 1411
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
162
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 4613 7528 10901 13384 13683 13988 14301 14620 14948 15283
- Costos totales MUS$ 4897 4864 5233 5338 5558 5647 5808 5973 6144 6398
Flujo de Caja Libre MUS$ -284 2664 5668 8046 8125 8341 8493 8647 8804 8885
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 9463 29392
TIR 17 22
RETORNO INVERSION Antildeos 502
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 15625 15976 16335 16702 17078 17463 17856 18259 18672 19094
- Costos totales MUS$ 6500 6686 6877 7074 7367 7484 7699 7919 8146 8485
Flujo de Caja Libre MUS$ 9125 9290 9458 9628 9711 9978 10157 10340 10525 10609
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
163
LISTA DE TABLAS
TABLA 1 RESUMEN DE PRODUCCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE A ENERO DE 2014 8
TABLA 2 PLAN QUINQUENAL PARA INCREMENTO DE PRODUCCIOacuteN DE GAS CAMPO CHICHIMENE 9
TABLA 3 BALANCE DE LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA 18
TABLA 4 DISTRIBUCIOacuteN DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN GPC 19
TABLA 5 PRODUCCIOacuteN FISCALIZADA EN GPC 19
TABLA 6 CAMPOS PRODUCTORES DE GAS NATURAL EN MMSCFD 2012 20
TABLA 7 SUMINISTRO DE GAS NATURAL EN MMSCFD 21
TABLA 8 VOLUacuteMENES DE GAS TRANSPORTADO EN MMSCFD 22
TABLA 9 LONGITUD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EN KM 23
TABLA 10 COBERTURA DEL GAS NATURAL 24
TABLA 11 USUARIOS DE GAS NATURAL 25
TABLA 12 DEMANDA DE GAS NATURAL EN MMSCFD 26
TABLA 13 COMPONENTES TARIFARIOS DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS NATURAL EN
$M3 27
TABLA 14 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL ESTABLECIDAS POR LA CREG 28
TABLA 15 CONDICIONES REQUERIDAS POR LA CREG 33
TABLA 16 CROMATOGRAFIacuteA DEL GAS CHICHIMENE EN ETAPA DE RECOLECCIOacuteN 43
TABLA 17CONDICIONES Y COMPOSICIONES DE ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA GAS DE
RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE 49
TABLA 18 CONDICIONES DE CALIDAD DE GAS NATURAL CREG VS CONDICIONES FINALES CON
TRATAMIENTO DE GAS EN ASPEN PLUS 50
TABLA 19 BASES DE CAacuteLCULO PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS ndash ESCENARIO (P50) 51
TABLA 20 INVERSIOacuteN DE LA PLANTA DE PROCESO DE GAS PARA ESCENARIOS DE PRODUCCIOacuteN
DE GAS (P50) Y (P90) 52
TABLA 21 COSTOS DE OPERACIOacuteN SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 54
TABLA 22 COSTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA SEGUacuteN PRONOacuteSTICOS DE GAS INCREMENTAL 55
TABLA 23 REQUERIMIENTOS DE ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA PARA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA
PLANTA DE TRATAMIENTO (4MMPCD) 56
TABLA 24 COSTOS OPERACIONALES PLANTA DE PROCESO EN ESCENARIO PRODUCCIOacuteN DE
GAS (P50) 58
TABLA 25 COSTO ESTIMADO DE VENTEO O QUEMA DEL GAS CHICHIMENE 63
TABLA 26 FACTORES ACTIVIDAD Y EMISIOacuteN FIJADOS POR IPCC Y COMPARACIOacuteN EMISIONES
CUSIANA CON LAS DEL CAMPO CHICHIMENE 65
TABLA 27 RESUMEN CONSUMO DE POZOS EN EL CAMPO CHICHIMENE 66
TABLA 28 FACTORES DE REFERENCIA GENEacuteRICOS PARA TURBINAS A GAS 69
TABLA 29 DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES ISO Y CONDICIONES DEL CAMPO CHICHIMENE 72
TABLA 30 PARAacuteMETROS OBTENIDOS POR CAMBIOS EN TEMPERATURA HUMEDAD Y PRESIOacuteN 72
TABLA 31 CONDICIONES CON LAS QUE SE TRABAJARIacuteA LA TURBINA EN EL CAMPO CHICHIMENE
73
TABLA 32 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 45 MWE 75
TABLA 33 COSTOS DE INVERSIOacuteN PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 76
TABLA 34 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA DE 45 MWE 77
TABLA 35 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 77
TABLA 36 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y MANTENIMIENTO DE GASODUCTO 79
TABLA 37 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y OPERACIOacuteN PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING MADRE 85
TABLA 38 TARIFAS DEL GAS NATURAL RESIDENCIAL PARA 2014 EN COLOMBIA 87
TABLA 39 PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS DE GLP EN COLOMBIA 88
TABLA 40 COSTOS DE UNA UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO DE 130
KW 88
TABLA 41 COSTOS POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 M3 90
TABLA 42 DATOS PRODUCCIOacuteN DEL SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 92
TABLA 43 BALANCE DE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO DE LIacuteNEA TRONCAL 16 DE DIAacuteMETRO 95
TABLA 44 DATOS DE CAacuteLCULO PARA ESPESOR DEL REVESTIMIENTO 95
TABLA 45 ECUACIONES EMPLEADAS PARA CAacuteLCULOS DE ESPESOR DE REVESTIMIENTO 96
TABLA 46 BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR FLUIDOS 97
TABLA 47 COSTOS DE INVERSIOacuteN DE EQUIPOS PRINCIPALES PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO
97
TABLA 48 EVALUACIOacuteN CUALITATIVA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS 102
TABLA 49 CARGOS MAacuteXIMOS PARA SISTEMA DE TRANSPORTE DE CENTRO 140
TABLA 50 CARGOS MAacuteXIMOS POR SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR 140
TABLA 51 FACTORES DE EMISIOacuteN POR TIPO DE COMBUSTIBLE 145
TABLA 52 EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE 146
TABLA 53 BASE DE CAacuteLCULO EN GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
TABLA 54 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
DE GAS 148
TABLA 55 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y CALENTAMIENTO 150
TABLA 56 COSTO DE AISLAMIENTO TEacuteRMICO DE LA LIacuteNEA TRONCAL DE 16 PULGADAS 154
TABLA 57 SISTEMA DE RESPALDO POR FALLA EN LA PLANTA DE CALENTAMIENTO 154
TABLA 58 BASE DE CAacuteLCULO PARA TRATAMIENTO DE GAS Y PLANTA TEacuteRMICA 155
TABLA 59 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y GNC 159
LISTA DE ILUSTRACIONES
ILUSTRACIOacuteN 1 DISENtildeO METODOLOacuteGICO DEL PROYECTO 4
ILUSTRACIOacuteN 2 CAMPOS OPERADOS POR ECOPETROL EN EL META 5
ILUSTRACIOacuteN 3 UBICACIOacuteN DEL CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 7
ILUSTRACIOacuteN 4 CURVA DE PRODUCCIOacuteN DE GAS LIBRE Y GAS ASOCIADO 10
ILUSTRACIOacuteN 5 UBICACIOacuteN DEL MUNICIPIO DE ACACIacuteAS 11
ILUSTRACIOacuteN 6 GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute 12
ILUSTRACIOacuteN 7 PROYECTOS PARA EL DEPARTAMENTO DE META 13
ILUSTRACIOacuteN 8 PRONOacuteSTICO DE CONSUMO ENERGEacuteTICO MUNDIAL A PARTIR DE DIFERENTES
FUENTES DE ENERGIacuteA 17
ILUSTRACIOacuteN 9 ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA EL GAS NATURAL 30
ILUSTRACIOacuteN 10 CENTRAL TEacuteRMICA CONVENCIONAL A GAS 34
ILUSTRACIOacuteN 11 ESQUEMA GENERAL DE UNA CENTRAL CICLO COMBINADO 35
ILUSTRACIOacuteN 12 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA DE COGENERACIOacuteN 36
ILUSTRACIOacuteN 13 PRODUCTOS PETROQUIacuteMICOS OBTENIDOS A PARTIR DE GAS NATURAL 37
ILUSTRACIOacuteN 14 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA PEAK SHAVING 40
ILUSTRACIOacuteN 15 CADENA DEL GNC 41
ILUSTRACIOacuteN 16 MODELO DE TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO
CHICHIMENE 46
ILUSTRACIOacuteN 17 INVERSIOacuteN PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS VS CANTIDAD DE GAS PARA
ESCENARIOS (P50) Y (P90) 53
ILUSTRACIOacuteN 18 COSTOS DE OPERACIOacuteN Y ENERGIacuteA PARA ESCENARIO P50 57
ILUSTRACIOacuteN 19 SISTEMA ACTUAL DE RECOLECCIOacuteN Y PROCEDIMIENTO A REALIZAR PARA
VALORAR ALTERNATIVAS AL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 60
ILUSTRACIOacuteN 20 EMISIONES DE CO2 VS CANTIDAD DE GAS QUEMADO EN TEA (P50) 65
ILUSTRACIOacuteN 21 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A GAS 67
ILUSTRACIOacuteN 22 DATOS GENERALES TURBINA TITAN-250 70
ILUSTRACIOacuteN 23 CONDICIONES ISO DE OPERACIOacuteN Y DEL CAMPO CHICHIMENE 71
ILUSTRACIOacuteN 24 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS EN COLOMBIA 82
ILUSTRACIOacuteN 25 BALANCE DE GAS TOTAL EN COLOMBIA DEMANDA VS OFERTA 83
ILUSTRACIOacuteN 26 DIAGRAMA DE PROCESO DE CALENTAMIENTO DE CRUDO EN LA ETAPA DE
RECOLECCIOacuteN 93
ILUSTRACIOacuteN 27 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD EXIGIDAS POR CREG 133
ILUSTRACIOacuteN 28 CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA AL SNT 134
ILUSTRACIOacuteN 29 CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA AL SNT 135
ILUSTRACIOacuteN 30 ENTRADAS Y SALIDAS AL SNT 138
ILUSTRACIOacuteN 31 CAacuteLCULO PARA NODOS INTERMEDIOS AL SNT 139
LISTA DE ANEXOS
ANEXO A PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 111
ANEXO B PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 115
ANEXO C CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 119
ANEXO D CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 120
ANEXO E RESUMEN CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE 122
ANEXO F FLUJO DE CAJA PARA COSTO UNITARIO POR EL SERVICIO DE COMPRESIOacuteN Y
ALMACENAMIENTO 123
ANEXO G CONFIGURACIOacuteN CLUacuteSTERS EN TRONCAL NORTE 125
ANEXO H PRECIOS DE REFERENCIA DE GAS NATURAL DE CAMPO GUAJIRA Y OPOacuteN 127
ANEXO I MARCO REGULATORIO E INFRAESTRUCTURA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA 127
ANEXO J ESPECIFICACIONES PROYECTO TERMO SAN FERNANDO 141
ANEXO K MEDICIOacuteN DE IMPACTOS AMBIENTALES PARA EL CAMPO CHICHIMENE 145
ANEXO L LIacuteNEA BASE DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
ANEXO M FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS 148
ANEXO N FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y CALENTAMIENTO 150
ANEXO O FLUJO DE CAJA PARA PLANTA TEacuteRMICA 155
ANEXO P FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y GNC 159
GLOSARIO
ABSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas pasan de una primera fase a otra incorporaacutendose al volumen de la segunda fase
ADSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas son atrapados o retenidos en la superficie de un material
AMINAS Compuestos quiacutemicos orgaacutenicos derivados del amoniacuteaco Seguacuten se sustituyan uno dos o tres hidroacutegenos las aminas son primarias secundarias o terciarias respectivamente
BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES Sistema de levantamiento artificial maneja altas tasas de flujo y se encarga de desplazar voluacutemenes de crudo con alta eficiencia en yacimientos potencialmente rentables y en pozos profundos
BUTANO Gas maacutes pesado que el aire su foacutermula condensada es C4H10
CAacuteMARA DE COMBUSTIOacuteN Lugar donde se realiza la combustioacuten del combustible con el comburente en aplicaciones como turbinas a gas
CICLO COMBINADO Coexistencia de dos ciclos termodinaacutemicos en un sistema en el cual en uno el fluido de trabajo es vapor de agua y en el otro es un gas producto de una combustioacuten o quema
COGENERACIOacuteN Proceso de obtencioacuten de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica a partir de energiacutea primaria
COMBUSTIBLES FOacuteSILES Formados a partir de restos orgaacutenicos de plantas y animales muertos entre ellos se encuentra el petroacuteleo gas natural y carboacuten
COMPRESOR Maacutequina de fluido que su funcioacuten es aumentar la presioacuten y desplazar cierto tipo de fluidos como gases y vapores
CONDICIONES ESTAacuteNDAR Estado de referencia empleado para calcular propiedades bajo diferentes condiciones 60degF y 147 psia
CRACKING Conocido como destilacioacuten secundaria la cual rompe o descompone hidrocarburos de elevado peso molecular (Como gas oil y fuel oil) en compuestos de menor peso molecular (Naftas)
CRUDO EXTRA PESADO Petroacuteleo crudo que no fluye con facilidad y se ha definido con un iacutendice API inferior a 20deg
DESTILACIOacuteN Operacioacuten de separar mediante vaporizacioacuten y condensacioacuten en los diferentes componentes liacutequidos soacutelidos disueltos en liacutequidos o gases licuados de una mezcla
ENERGIacuteA PRIMARIA Forma de energiacutea disponible en la naturaleza antes de ser convertida o transformada
ETANO Gas ligeramente maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C2H6 Se obtiene por fraccionamiento de los liacutequidos del gas natural
FENOacuteMENO DEL NINtildeO Fenoacutemeno meteoroloacutegico que consiste en cambio de patrones de movimiento de corrientes marinas provocando superposicioacuten de aguas caacutelidas
GAS AacuteCIDO Gas que contiene cantidades apreciables de aacutecido sulfhiacutedrico CO2 y agua Se obtiene del tratamiento del gas amargo huacutemedo con bases faacutecilmente regenerables como son la monoetanolamina y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propoacutesito
GAS AMARGO Gas natural que contiene derivados del azufre tales como aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de diversos procesos de refinacioacuten
GAS ASOCIADO Gas natural que se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite crudo del yacimiento puede ser clasificado como gas libre o en solucioacuten
GAS DULCE Gas natural libre de aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos y otros derivados de azufre Existen yacimientos de gas dulce pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes quiacutemicos solventes fiacutesicos o adsorbentes
GAS HUacuteMEDO Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos
GAS LIFT Meacutetodo de levantamiento artificial en el cual se inyecta gas a alta presioacuten en la tuberiacutea del pozo con el fin de aligerar la columna hidrostaacutetica en la tuberiacutea de produccioacuten o desplazar fluidos hacia la superficie en forma de tapones liacutequidos
GAS NATURAL Mezcla gaseosa en la que sus componentes principales son el metano etano propano butano pentano y hexano Cuando se extrae de los pozos generalmente contiene aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos CO2 y vapor de agua como impurezas
GAS NO ASOCIADO Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
GAS SECO Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos maacutes pesados que el metano
GASODUCTO Tuberiacutea que transporta gas a grandes distancias
GEI Gases de efecto invernadero Entre ellos estaacute el vapor de agua dioacutexido de carbono y metano
GENERADOR Dispositivo que produce energiacutea eleacutectrica a partir de energiacutea mecaacutenica
GRAVEDAD API Medida de densidad que en comparacioacuten con el agua precisa lo pesado o liviana que es el tipo de petroacuteleo
HEAT RATE Consumo teacutermico especiacutefico neto Relacioacuten entre energiacutea teacutermica neta suministrada por el combustible y la cantidad de energiacutea eleacutectrica neta generada en la frontera comercial por una unidad o planta
INTERCAMBIADOR DE CALOR Dispositivo que transfiere calor entre dos medios
LICUEFACCIOacuteN Cambio de estado que ocurre cuando una sustancia cambia de estado gaseoso a estado liacutequido por disminucioacuten de temperatura y aumento de presioacuten llegando a una sobrepresioacuten elevada
LINE PACK Gas almacenado en un gasoducto
MTBE Eter Metil Terbutiacutelico Sustancia quiacutemica usada en la gasolina como aditivo
NAFTA Conocida como eacuteter de petroacuteleo Derivado del petroacuteleo usado como diluyente en la industria petrolera debido a su alta viscosidad
OLEFINAS Hidrocarburos con dobles enlaces carbono-carbono Los principales son etileno y propileno
OLEODUCTO Tuberiacutea usada para transporte de petroacuteleo y sus derivados a grandes distancias
PENTANO Hidrocarburos saturados de foacutermula empiacuterica C5H12 Existen en las fracciones de maacutes bajo punto de ebullicioacuten de la destilacioacuten del petroacuteleo
PROCESO ADIABAacuteTICO Sistema en el que no se intercambia calor con su entorno
PROPANO Gas maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C3H8
QUEROSENO Liacutequido transparente obtenido por destilacioacuten del petroacuteleo usado como combustible en turbinas a gas
REFORMING Proceso que transforma una gasolina de un nuacutemero de octano bajo en otra con nuacutemero de octano elevado
REGASIFICACIOacuteN Proceso que consiste en calentar el Gas Natural Licuado para convertirlo en Gas Natural y poder consumirlo en calderas o quemadores o para exportarlo fuera de la planta de regasificacioacuten para usos industriales o domeacutesticos
SHALE GAS Hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino
SYNFUEL Combustible diesel sinteacutetico producido a partir de gas natural el cual no contiene azufre ni aromaacuteticos
TORRES DE ABSORCIOacuteN Equipo de contacto gas-liacutequido donde el liacutequido es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en el gas
TORRE SEPARADORA Equipo de contacto gas-liacutequido donde el gas es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en un liacutequido
TRONCALES Oleoductos principales para el transporte de petroacuteleo
VENTEO No aprovechamiento del gas que surge de un pozo de petroacuteleo y se quema (En tea) por motivos de seguridad
YACIMIENTO PETROLIacuteFERO Depoacutesito o reservorio petroliacutefero Es una acumulacioacuten natural de hidrocarburos en el subsuelo contenidos en rocas porosas o fracturadas (Roca almacenamiento)
RESUMEN
TIacuteTULO ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN EN EL CAMPO CHICHIMENE
AUTOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPCIOacuteN
El presente estudio busca analizar y evaluar conceptualmente la utilizacioacuten del gas en solucioacuten producido en el Campo Chichimene el cual se viene disponiendo para consumo de la misma operacioacuten y el sobrante se estaacute venteando o quemando La produccioacuten de gas que se evaluaraacute es del orden de 500000 pies cuacutebicos por diacutea (05 MMSCFD) partiendo de la base de que este gas como miacutenimo se debe tratar para que cumpla condiciones de aprovechamiento en la misma operacioacuten o para uso externo Se determinaraacuten criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de las diferentes alternativas para lo cual se tendraacuten en cuenta aspectos tales como tiempo de implementacioacuten o ejecucioacuten de las mismas el impacto en el medio ambiente y sobre todo si algunas alternativas pueden ser aplicadas en la misma operacioacuten o en su defecto este gas pueda disponerse para la venta o consumo domiciliario e industrial
Con base en la situacioacuten actual cualquier alternativa que se pretenda llevar a cabo para la utilizacioacuten de este gas resulta conveniente desde el punto de vista operacional ya que se mitigaraacute el impacto en el medio ambiente y asiacute mismo se cumpliraacute con la normatividad ambiental No obstante se busca elegir la alternativa que no requiera de mucho tiempo para su implementacioacuten asiacute como tambieacuten la que favorezca a la operacioacuten del Campo y por ende a ECOPETROL
Palabras Claves Gas en Solucioacuten Venteo Quema Condiciones de Aprovechamiento Alternativas
ABSTRACT
TITLE CONCEPTUAL ANALYSIS OF THE SELECTION OF ALTERNATIVES FOR THE DEVELOPMENT OF THE GAS COLLECTION AT CHICHIMENE FIELD
AUTHOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPTION
The present study aims to perform a conceptual design and analysis for the use of gas in solution produced in the Chichimene field this gas is regularly consumed in the same operation and the surplus is vented or burned The gas production to be evaluated is about 500000 cubic feet per day (05 MMSCFD) on the basis that this gas must be treated to reach some conditions for its use in the same operation or for external usage Some criteria are defined to build an evaluation matrix of the different alternatives that includes execution time or implementation of these aspects the impact on the environment and especially if some alternatives can be applied in the same operation whether this gas can be available to sale or for domestic and industrial consumption
Based on the current situation any alternative looking for recovering and using this gas will be convenient from an operating point of view because it will result in the mitigation of negative impacts on the environment and comply with the environmental regulations However it is imperative to have an alternative that does not require large periods to be implemented and that also be beneficial for the operation of the field and thus to ECOPETROL as well
Key Words Gas in solution Vent Burning Achievement Terms Alternatives
1
INTRODUCCIOacuteN
El Campo Chichimene estaacute localizado en la cuenca de produccioacuten de hidrocarburos de los Llanos orientales de Colombia es conocido por su crudo extra pesado fue descubierto por la empresa Chevron en 1969 y fue revertido a ECOPETROL SA en el antildeo 2000 Actualmente tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos de gas asociado (4 MMSCFD) a la produccioacuten de 50000 barriles de crudo por diacutea (BOPD) de una gravedad API de 14deg a una temperatura de 125degF
Con relacioacuten al gas producido un porcentaje de este se consume en el proceso de extraccioacuten y tratamiento de los fluidos producidos en este campo y el excedente se ventea o se quema esto uacuteltimo genera un impacto negativo en los ingresos y sobre todo la repercusioacuten negativa para la operacioacuten ya que se estaacute afectando el entorno y el medio ambiente
Lo anterior conlleva en forma urgente a buscar opciones para el aprovechamiento de este gas partiendo de un anaacutelisis de la situacioacuten del negocio del gas a nivel paiacutes en la misma operacioacuten del campo productor lo cual permitiraacute en este estudio encontrar alternativas viables para su uso y sobre todo que su implementacioacuten se lleve a cabo en el inmediato o corto plazo en aras de mitigar el impacto ambiental
De otra parte dada la complejidad que tiene el sistema de recoleccioacuten y transporte del crudo producido por ser eacuteste un crudo pesado y con una alta viscosidad requiere se le inyecte nafta como diluyente desde la cabeza del pozo de tal forma que se pueda transportar por tuberiacutea hasta la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y posteriormente almacenarlo y bombearlo hacia la estacioacuten de almacenamiento de Apiay Este proceso de dilucioacuten con nafta conlleva a que casi todos los fluidos se mezclen y solo una parte del gas asociado alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea se logran separar en la fase de recoleccioacuten
Partiendo de lo anterior en este estudio se miraraacuten alternativas de uso de gas natural enfocaacutendose principalmente en aquellas que puedan cumplir con el volumen de gas potencialmente disponible de la fase de recoleccioacuten las que mitiguen el impacto ambiental y en lo posible las alternativas que no requieran de largos plazos para su ejecucioacuten
2
JUSTIFICACIOacuteN
La tendencia actual a nivel mundial es obligar a las empresas y a la sociedad en general a utilizar combustibles maacutes limpios y que afecten muy poco el medio ambiente Esto ha hecho que el gas natural sea una opcioacuten energeacutetica positiva pues su consumo es de bajo impacto frente a otros combustibles foacutesiles Su consumo ha aumentado considerablemente a nivel mundial y se mantendraacute por muchos antildeos como una fuente de energiacutea primaria desplazando al petroacuteleo y al carboacuten como combustibles foacutesiles
El gas asociado a la produccioacuten de crudo extra pesado del Campo Chichimene tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea (4 MMSCFD) del cual se dispone hoy diacutea alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea (05 MMSCFD) como gas libre del proceso de recoleccioacuten Este gas tiene una composicioacuten que supera las condiciones para transporte y consumo seguacuten lo establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas de Colombia ldquoCREGrdquo Este gas se estaacute quemando o venteando a la atmoacutesfera lo cual genera un impacto negativo al medio ambiente
Actualmente Colombia exporta a Venezuela 150 millones de pies cuacutebicos por diacutea de gas natural (150 MMSCFD) y se mantendraacute en esta condicioacuten siempre y cuando las reservas aumenten en la misma proporcioacuten que el consumo y que las condiciones climaacuteticas del paiacutes se mantengan estables y no se vea afectada la demanda por fenoacutemenos como El Nintildeo donde los requerimientos de energiacutea eleacutectrica la soportan las centrales termoeleacutectricas Seguacuten la UPME siacute en estos antildeos no se incorporan nuevas reservas de gas y con la demanda que estaacute requiriendo el paiacutes es posible que en el antildeo 2018 Colombia deba importar gas
Con base en lo anterior este trabajo se enfocaraacute en identificar analizar y evaluar conceptualmente alternativas que permitan utilizar el gas asociado para produccioacuten de energiacutea eleacutectrica consumo in situ como combustible entre otras ya que de no ser asiacute el gas se seguiraacute sometiendo a quema o venteo y no tendraacute un aprovechamiento energeacutetico
3
OBJETIVO GENERAL
Analizar e identificar alternativas de solucioacuten que garanticen el uso adecuado del gas de recoleccioacuten y su aprovechamiento energeacutetico aplicado al Campo Chichimene
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
Identificar alternativas para el aprovechamiento energeacutetico del gas de
recoleccioacuten del Campo Chichimene Seleccionar diferentes opciones que permitan obtener beneficios operativos
y reducir el impacto ambiental causado por la presencia del gas asociado en los sistemas de produccioacuten de crudo extra pesado
Determinar criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de alternativas
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DISENtildeO METODOLOacuteGICO
Tipo de investigacioacuten
La investigacioacuten fue descriptiva se analizoacute el sistema actual y mediante la recopilacioacuten de informacioacuten se determinaron las alternativas para aprovechar el gas de produccioacuten del Campo Chichimene Seguidamente se realizoacute un estudio conceptual de cada una de las alternativas para determinar mediante criterios cuaacutel alternativa seriacutea la maacutes viable al lograr reducir el impacto ambiental por la presencia del gas de produccioacuten del campo
En esta parte se muestran las diferentes consideraciones que se tuvieron en cuenta a lo largo del desarrollo del proyecto y el detalle de cada una de las etapas En la ilustracioacuten 1 se muestra el disentildeo metodoloacutegico que se llevoacute a cabo para el desarrollo del proyecto
Ilustracioacuten 1 Disentildeo Metodoloacutegico del Proyecto
Fuente Autora
1 INICIO DEL PROYECTO
bullSe realizoacute la buacutesqueda de informacioacuten en la que se incluyoacute libros tesis y resoluciones con los que se pudo seleccionar alternativas de aprovechamiento del gas de produccioacuten del Campo Chichimene
2 PRELIMINARES
bullFijadas las alternativas se procedioacute a realizar el tratamiento requerido para llevar el gas a condiciones reguladas por la CREG mediante el Software Aspen Plus
3 RECOPILACIOacuteN DE DATOS Y SIMULACIONES
bullConsiderando alternativas viables en base a datos actuales del campo se procedioacute a realizar una matriz de evaluacioacuten de las alternativas
4 ANAacuteLISIS DE RESULTADOS TEacuteCNICO ECONOacuteMICOS
bullA partir de la matriz de evaluacioacuten se hizo recomendaciones sobre la opcioacuten que beneficie al medio ambiente genere beneficios operativos y que su plazo de ejecucioacuten sea inmediato o de corto plazo
5 FIN DEL PROYECTO
5
1 GENERALIDADES
11 EMPRESA ECOPETROL SA
ECOPETROL SA es una empresa de caraacutecter comercial de orden nacional vinculada con el Ministerio de Minas y Energiacutea Actualmente es la empresa maacutes grande del paiacutes y principal petrolera en Colombia Especializada en actividades de la cadena del petroacuteleo y gas operando de manera directa Participa en proyectos de exploracioacuten produccioacuten refinacioacuten y transporte Ademaacutes en operaciones ldquoUpstreamrdquo ECOPETROL SA domina la industria de petroacuteleo y gas en Colombia En la ilustracioacuten 2 se muestra los campos que actualmente opera ECOPETROL en el Meta
Ilustracioacuten 2 Campos operados por ECOPETROL en el Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
ECOPETROL trabaja en el Meta a traveacutes de la Superintendencia de Operaciones Apiay que administra los campos
Apiay Suria Reforma-Libertad
Castilla-Chichimene Valdivia-Almagro
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En el Meta la empresa cuenta con produccioacuten asociada en los municipios de Puerto Loacutepez y Puerto Gaitaacuten Su socia Metapetroleum opera el Campo Rubiales con una produccioacuten promedio de 14000 BOPD Su otra socia Hupecol opera los Campos Elizita Peguita Peguita-II y Peguita-III con una produccioacuten promedio diaria de 6400 BOPD
La infraestructura de transporte de crudo en el Meta estaacute integrada por una red que inicia desde cada uno de los pozos de produccioacuten y transporta el crudo por liacuteneas de estacioacuten-estacioacuten hasta entregarlo en el Departamento del Casanare donde se mide su viscosidad calidad API y contenido de agua y azufre entre otros Alliacute se almacena antes de enviar una parte a refinar al Complejo Industrial de Barrancabermeja y otra a puertos de exportacioacuten
En los Campos de produccioacuten de Castilla-Chichimene y Apiay se producen crudos Castilla Blend (crudo pesado que es diluido con nafta al 17 hasta alcanzar una densidad de 183 degAPI) y la Mezcla Apiay (crudo de aproximadamente 213 degAPI) Los dos son transportados alternadamente por las mismas liacuteneas de flujo Aproximadamente se transportan por estos oleoductos 95000 BOPD producidos en el Meta de los cuales 66000 son Castilla Blend crudo que en su mayoriacutea se exporta La Mezcla Apiay es maacutes liviana y es enviada al Complejo Industrial de Barrancabermeja para convertirla en productos refinados
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE
Administrado desde enero 31 de 2000 y operado desde julio 31 del mismo antildeo por la Gerencia Llanos de ECOPETROL SA se encuentra entre las siguientes coordenadas (1045000 E 915000 N) y (1051500 E 921000 N) con una extensioacuten superficial de 3600 hectaacutereas y con un aacuterea de yacimiento de 1335 hectaacutereas Estaacute localizado a 4 Km al sureste del municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta En la ilustracioacuten 3 se muestra la ubicacioacuten del campo petrolero Chichimene en el mapa de Colombia
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Ilustracioacuten 3 Ubicacioacuten del Campo Petrolero Chichimene
Fuente httpwwwecopetrolcomcoespecialesmapa_infraestructurahtm
El campo Chichimene fue descubierto por Chevron en 1969 con la perforacioacuten del pozo Chichimene-1 el cual inicioacute produccioacuten en el antildeo de 1985 con el contrato de asociacioacuten Cubarral el cual culminoacute el 30 de enero de 2000 tras lo cual ECOPETROL suscribioacute un contrato por 6 meses con Chevron para su administracioacuten Terminado este contrato y tras adelantar un estudio de explotacioacuten adicional del campo la Gerencia Llanos de ECOPETROL entroacute a operar directamente En el antildeo 2001 se empezoacute a producir un crudo extra pesado de aproximadamente 7-9 degAPI de la formacioacuten productora San Fernando (unidad operacional T2) con el pozo Chichimene-18 A pesar de su alta densidad el crudo de la formacioacuten San Fernando es moacutevil a condiciones de yacimiento debido a las elevadas temperaturas Esta formacioacuten produce cerca de 55000 BOPD usando bombas electrosumergibles como meacutetodo de levantamiento artificial El campo Chichimene cuenta con dos troncales las cuales transportan tipo de fluido diferente la troncal T2 transporta crudo extra pesado con gravedades API entre 10-12 y la troncal K1-K2 transporta crudo pesado con gravedades API entre 18-24 Actualmente el campo Chichimene cuenta con 153 pozos perforados de los cuales 20 producen crudo de 179 degAPI de las unidades K1-K2 y 117 pozos de 122 degAPI producen de la unidad T2 En este momento se encuentran 16 pozos
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inactivos de la formacioacuten San Fernando La produccioacuten del campo a enero de 2014 es alrededor de 60000 BOPD1 A continuacioacuten en la tabla 1 se muestra un resumen detallado de la produccioacuten del campo Chichimene a enero de 2014 en ella se muestra el potencial de gas del campo barriles de agua y de petroacuteleo que el campo produce y la gravedad API de cada una de las troncales
Tabla 1 Resumen de Produccioacuten del Campo Chichimene a Enero de 2014
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En el plan quinquenal de pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo Chichimene se tiene previsto incrementar la produccioacuten de gas a traveacutes de rehabilitacioacuten de pozos gasiacuteferos como tambieacuten por la implementacioacuten de mejoras en la planta de tratamiento del campo A continuacioacuten en tabla 2 se observa el cronograma de produccioacuten incremental hasta el antildeo 2018 en el cual se puede ver que para el antildeo 2017 se tiene una produccioacuten de gas libre disponible para su uso cerca de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea
1 En el Anexo A se aprecia un resumen detallado de la Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en la Troncal Norte Como tambieacuten en el Anexo B se resume la Produccioacuten de crudo y gas de la Troncal Sur
FORMACIOacuteN K1-K2 25012 4037 20974 839 1055 0261 179 19
FORMACIOacuteN SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122 44
SUBTOTAL NORTE 60549 27676 32874 543 3191 0115 139 63
PROMEDIO 961 439 522 51
FORMACIOacuteN K1-K2 364 210 154 423 0 0000 - 1
FORMACIOacuteN SF 34329 31720 2610 76 837 0026 - 73
SUBTOTAL SUR 34693 31930 2764 80 837 0026 74
PROMEDIO 469 431 37 11
TOTAL FORM K1-K2 25376 4247 21128 833 1055 0248 - 20
TOTAL FORM SF 69866 55359 14510 208 2973 0054 - 117
TOTAL ESTACIOacuteN 95242 59606 35638 374 4028 0068 137
PROMPOZO K1-K2 1269 212 1056 833 53 0248 -
PROMPOZO SF 597 473 124 208 25 0054 -
PROMPOZO ESTACIOacuteN 695 435 260 374 29 0068 -
No
POZOS
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTOTAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE
ENERO DE 2014
TRONCAL BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API
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Tabla 2 Plan quinquenal para incremento de produccioacuten de gas campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En la ilustracioacuten 4 se ve el comportamiento de proyeccioacuten de las curvas de gas con una declinacioacuten del 1 anual sino hay maacutes produccioacuten incremental
Incremetal Total Incremetal Total Incremetal Total
I sem 2014 0 59606 0 4028 0 500
II sem 2014 19 59625 94 4122 307 807
Promedio antildeo
I sem 2015 0 59625 -654 3468 654 1461
II sem 2015 0 59625 -707 2761 707 2168
Promedio antildeo
I sem 2016 0 59625 -670 2091 670 2838
II sem 2016 32 59657 90 2181 510 3348
Promedio antildeo
I sem 2017 17 59674 125 2306 595 3943
II sem 2017 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
I sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
II sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
para aprovechar gas de anulares (pozos por definir)59674 2306 3943
59674
Ampliacioacuten y optimizacioacuten de la fase de separacioacuten de fluidos en
la planta de tratamiento
Optimizacioacuten fase de calentamiento y tanques de
almacenamiento de crudo en la planta de tratamiento En el
Segundo Semestre cantildeoneo de nuevas zonas productoras de
crudo y gas (dos pozos)
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
en tres pozos para aprovechar gas de anulares
BOPD GAS SOLUCION - Mpcd GAS LIBRE - Mpcd
4075
3115
2136
2306 3943
3093
1815
654
59625
59641
PROGRAMAFECHA
PLAN QUINQUENAL PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCION DE GAS CAMPO CHICHIMENE
59616
Reactivacioacuten de dos pozos que presentan alto corte de agua y gas
en el mes de julio y agosto
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Ilustracioacuten 4 Curva de produccioacuten de gas libre y gas asociado
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE
El campo Chichimene se encuentra en jurisdiccioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta Este municipio se encuentra ubicado en la parte central de Colombia en la zona noroccidental del departamento del Meta Limita por el norte con el municipio de Villavicencio alinderado con el Riacuteo Negro o parte alta del Riacuteo Guayuriba al noroccidente con el municipio de Guayabetal departamento de Cundinamarca al oriente con el municipio de San Carlos de Guaroa al sur con el municipio de Castilla La Nueva al suroccidente con el municipio de Guamal y encierra por el occidente con el departamento de Cundinamarca En la ilustracioacuten 5 se muestra la ubicacioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta en el mapa general de Colombia
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Ilustracioacuten 5 Ubicacioacuten del Municipio de Acaciacuteas
Fuente httpacacias-metagovcomapas_municipioshtml
El municipio de Acaciacuteas asiacute como parte del aacuterea rural cuenta con servicio de gas domiciliario el cual es suministrado por las empresas Madigas SA y Llanogas La cobertura de dicho servicio es del 80
El gas para este municipio es tomado del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Este gasoducto tambieacuten provee el gas a las ciudades de Villavicencio y Bogotaacute para las centrales termoeleacutectricas Ocoa y Termosuria y para varias poblaciones de los departamentos de Casanare Meta y Cundinamarca2
En la ilustracioacuten 6 se presenta la ubicacioacuten del gasoducto que pasa cerca al campo Chichimene
Es importante sentildealar que el campo Chichimene estariacutea a unos 40 Km de distancia para interconectarse con este sistema de transporte Las troncales que lo componen son
CusianandashApiay Longitud de 149 Km en tuberiacutea de 12rdquo y 10rdquo de diaacutemetro ApiayndashTermocoa Localizado en el Meta con longitud de 364 Km en tuberiacutea
de 6rdquo de diaacutemetro ApiayndashUsme Longitud de 122 Km en tuberiacutea de 6rdquo de diaacutemetro Gasoducto del Ariari Longitud de 601 Km en tuberiacutea de 3rdquo de diaacutemetro
2 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
12
Ilustracioacuten 6 Gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute
Fuente httpwwwtgicomcoindexphpesnuestra-operacionmapa-red-nacional-de-gasoductosgasoducto-cusiana-apiay-bogota
El departamento del Meta y especialmente el aacuterea de los yacimientos de Castilla-Chichimene en jurisdiccioacuten de los municipios de Castilla La Nueva y Acaciacuteas respectivamente son considerados por ECOPETROL como un aacuterea de produccioacuten actual de crudo ECOPETROL ha invertido 1081 millones US$ para llevar a cabo tres grandes proyectos que complementaraacuten la infraestructura actual que se posee en el Meta En la ilustracioacuten 7 se presenta los proyectos que tiene ECOPETROL para desarrollar en el departamento del Meta ademaacutes de un resumen de cada uno de ellos3
3 En el Anexo M se presenta las especificaciones del Proyecto Termo San Fernando que ECOPETROL desea implementar en el Departamento del Meta
13
Ilustracioacuten 7 Proyectos para el Departamento de Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
14
2 MARCO TEOacuteRICO
Este capiacutetulo hace referencia a la identificacioacuten de oportunidades que se tienen en Colombia para utilizar el gas natural para lo cual es necesario analizar el tipo de gas y con base en ello determinar el tratamiento que se debe realizar para llevarlo a condiciones de uso establecidos por la normatividad Colombiana
21 GAS NATURAL
El gas natural se conoce como una mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente de metano (alrededor de 70) la cual existe en los yacimientos en fase gaseosa o en solucioacuten y a condiciones atmosfeacutericas permanece en fase gaseosa Puede encontrarse mezclada con algunas impurezas que no son hidrocarburos tales como N2 CO2 entre otros
El gas natural ha sido el combustible que frente a otros ha presentado un crecimiento maacutes raacutepido en el consumo mundial debido a que posee diferentes tipos de aprovechamiento La industria del gas natural se enfoca en promover el cuidado del medio ambiente frente a otros combustibles En los yacimientos de petroacuteleo es posible encontrar gas el cual es conducido mediante gasoductos a grandes distancias o sino es comprimido para ser transportado por medio terrestre hasta los lugares de consumo
211 Tipos de Gas Natural
2111 Por su origen
Gas Asociado Se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite del yacimiento
Gas No Asociado Se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
2112 Por su composicioacuten
Gas Huacutemedo Mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso del gas natural formada por componentes maacutes pesados que CH4
Gas Seco Compuesta esencialmente por CH4 (alrededor de 94-99)
15
Gas Amargo Contiene derivados del azufre (aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros)
Gas Dulce Libre de derivados del azufre se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo
2113 Por su almacenamiento o procesamiento
Gas Natural Comprimido Gas seco almacenado a alta presioacuten en estado gaseoso
Gas Natural Licuado Compuesto mayormente de CH4 que ha sido licuado por compresioacuten y enfriado para facilitar su transporte y almacenamiento
212 Propiedades del Gas Natural
GOR Relacioacuten GasndashAceite la cual indica que tanto gas hay por cada barril de crudo a condiciones estaacutendar definitiva para conocer el tipo de crudo en un yacimiento
Poder Caloriacutefico A presioacuten constante es la cantidad de calor producido por
la combustioacuten completa de una unidad de volumen o de peso de un combustible a condiciones estaacutendar de tal manera que los productos salen tambieacuten a condiciones estaacutendar Puede encontrarse tanto poder caloriacutefico superior como tambieacuten inferior
Peso especiacutefico Relacioacuten existente entre una masa del gas y el volumen que ocupa en unas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura dadas
Densidad relativa Relacioacuten existente entre el peso especiacutefico con el del aire expresados ambos en las mismas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura
213 Impacto Medio Ambiental
El gas natural es el combustible foacutesil con menor impacto medioambiental en las etapas de extraccioacuten transformacioacuten transporte y utilizacioacuten
16
El uacutenico impacto en la fase de extraccioacuten es que el gas natural se encuentra unido a los yacimientos de petroacuteleo
De otra manera su transformacioacuten es miacutenima limitaacutendose a una fase de purificacioacuten y en algunos casos eliminacioacuten de componentes pesados sin la emisioacuten de efluentes o produccioacuten de escorias
Las consecuencias atmosfeacutericas del uso del gas natural son menores que las de otros combustibles por razones como
La menor cantidad de residuos producidos en la combustioacuten permite su uso como fuente de energiacutea directa en los procesos productivos o en el sector terciario evitando procesos de transformacioacuten como los de plantas de refino del crudo
La misma pureza del combustible lo hace apropiado para su empleo con tecnologiacuteas maacutes eficientes generacioacuten eleacutectrica produccioacuten simultaacutenea de calor y electricidad por medio de sistemas de cogeneracioacuten
Se puede emplear como combustible vehicular permitiendo la calidad medioambiental en las ciudades
Menores emisiones de gases contaminantes (SO2 CO2 NOX CH4) por unidad de energiacutea producida
Menor impacto medioambiental en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles lo cual contribuye a reducir la emisioacuten de GEI
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA
Desde 1970 hasta 1990 la utilizacioacuten de gas natural crecioacute un 87 en el mundo y actualmente representa la cuarta parte del consumo energeacutetico mundial La creciente explotacioacuten de los yacimientos de gas natural ha ido desplazando otras fuentes de energiacutea en todos los sectores de manera que su consumo se incrementa antildeo tras antildeo En la siguiente graacutefica se observa la gran expansioacuten de las energiacuteas renovables a partir del antildeo 2010 se muestra que ademaacutes de ellas se seguiraacute manteniendo el uso de fuentes de energiacutea como el gas agua y energiacutea nuclear Siendo el gas un recurso energeacutetico que mantendraacute su volumen de consumo hasta el antildeo 2030 En la ilustracioacuten 8 se muestra el pronoacutestico del consumo energeacutetico mundial y como el gas natural se mantendraacute hasta el antildeo 2030
17
Ilustracioacuten 8 Pronoacutestico de consumo energeacutetico mundial a partir de diferentes fuentes de energiacutea
Fuentehttpwwwenergysiemenscomhqpoolhqpower-generationpower-plantsgas-fired-power-plantscombined-cycle-powerplantsFlexible_future_for_combined_cycle_USpdf
Lo anterior demuestra que el uso del gas natural en el mundo permaneceraacute por mucho tiempo lo que lo convierte en un negocio importante y estrateacutegico para los paiacuteses que lo producen A continuacioacuten se muestra un breve resumen de la actividad exploratoria balance de reservas produccioacuten infraestructura y consumos de gas en Colombia
221 Balance de la actividad exploratoria
A finales de 2012 se llevoacute a cabo por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos la Ronda Colombia 2012 con resultados no muy favorables donde se asignaron 49 de los 115 bloques que se ofrecieron (43) cifra que resulta muy positiva siacute se tiene en cuenta que el promedio que suele presentarse en las rondas petroleras del mundo es de 30 No obstante de los 31 bloques ofrecidos para explotacioacuten de hidrocarburos no convencionales (shale gas e hidratos de metano) que se ofrecieron soacutelo se adjudicaron 5 para un 16 Se observa a partir del antildeo 2010 cuando se alcanzoacute el maacuteximo del periacuteodo 2008ndash2012 en Km equivalentes de siacutesmica una creciente disminucioacuten en esta importante actividad exploratoria
Colombia debe tratar de revertir esta situacioacuten ya que este es el primer eslaboacuten en la cadena exploratoria en la cual el sector gas y en general el paiacutes entero tienen puestas grandes expectativas para solucionar posibles desabastecimientos
18
en el mediano plazo El maacuteximo histoacuterico en Km equivalentes de siacutesmica fue de 26491 en el antildeo 2006 En la tabla 3 se observa el balance de exploracioacuten para el periacuteodo 2008-2012
Tabla 3 Balance de la actividad exploratoria
Fuente ANH
222 Balance de reservas
Al hacer un comparativo de las reservas totales de gas natural del paiacutes entre 2008 y 2012 se nota una leve disminucioacuten de 247 Gpc obtenieacutendose una reposicioacuten de reservas de 94 siacute se tiene en cuenta que la produccioacuten en los uacuteltimos 4 antildeos fue de 4513 Gpc Al analizar la composicioacuten de estas reservas totales se observa una reclasificacioacuten de ellas ya que un poco maacutes de 50 que se encontraban clasificadas como probables y posibles aparecen a 2012 catalogadas como probadas
De acuerdo con los estudios de estimacioacuten de recursos de gas adelantados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos las cuencas que podriacutean tener mayor prospectividad para yacimientos de gas libre son La Guajira La Guajira Off-shore Valle Inferior del Magdalena Catatumbo Cesar-Rancheriacutea Sinuacute-San Jacinto y Sinuacute Off-shore y gas asociado en cordillera oriental y el borde occidental de la cuenca de los llanos orientales En la tabla 4 se observa el comportamiento de las reservas durante el periacuteodo 2008-20124
4 En el Anexo G se muestra las reservas mundiales probadas de gas natural
19
Tabla 4 Distribucioacuten de reservas de gas natural en Gpc
Fuente ECOPETROL UPME
223 Balance de produccioacuten
En la tabla 5 se muestra el balance de produccioacuten para el periacuteodo 2008-2012 donde se ve una disminucioacuten de la produccioacuten de gas en la Cuenca de los Llanos Orientales representada en sus grandes campos Cusiana Cupiagua y Pauto la cual no debe ser vista como una situacioacuten adversa para el sector gas debido a que estaacute motivada por una mayor reinyeccioacuten de gas para incrementar la produccioacuten en los campos petroliacuteferos Para el segundo semestre de 2013 ECOPETROL espera poner en funcionamiento la planta de gas de Cupiagua la cual inicialmente tendraacute una capacidad de 140 MSCFD y una proyeccioacuten final de 210 MSCFD
Tabla 5 Produccioacuten fiscalizada en Gpc
Fuente Acipet MinMinas
20
En la tabla 6 se observa 30 de los 271 campos productores de gas en el paiacutes los cuales tienen un potencial de 3 MMMSCFD El departamento de Casanare y la Guajira son los que tienen los campos con mayor produccioacuten de gas en el paiacutes
Tabla 6 Campos productores de gas natural en MMSCFD 2012
Fuente MinMinas
224 Suministro de gas
El contrato firmado en 2007 con PDVSA estableciacutea que las exportaciones de gas Colombiano a Venezuela iriacutean hasta enero de 2012 y un mes despueacutes PDVSA exportariacutea gas a Colombia hasta diciembre de 2027 Sin embargo por atrasos en la infraestructura de transporte venezolana estas fechas fueron pospuestas por lo que Colombia seguiraacute exportando gas a Venezuela hasta junio de 2014 y las exportaciones de Venezuela hacia Colombia comenzariacutean en septiembre de ese
21
mismo antildeo Los compromisos contractuales de ECOPETROL con PDVSA para el 2014 eran de 100 MMSCFD sin embargo se estaacuten exportando 150 MMSCFD
En el periacuteodo en estudio La Guajira continuoacute siendo el soporte de maacutes del 50 del suministro de gas natural en Colombia (incluyendo el gas exportado) se incrementoacute en 163 MSCFD el suministro de los campos de los Llanos Orientales se consolidoacute la produccioacuten de La Creciente y se inicioacute en firme el suministro de gas natural del campo Gibraltar en el nororiente colombiano En la tabla 7 se observa el comportamiento del suministro de gas natural para el periacuteodo 2008-2012 el cual crecioacute durante este periacuteodo en un 30
Tabla 7 Suministro de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME Concentra
225 Volumen de gas por gasoductos
El maacuteximo volumen transportado de gas natural en Colombia se registroacute en 2010
como consecuencia del incremento en el consumo de este combustible por parte
del sector termoeleacutectrico a causa del fenoacutemeno del nintildeo El mayor crecimiento
promedio anual en el volumen transportado por empresa en este periacuteodo lo
obtuvo Transoriente (28) motivado por la puesta en marcha en 2012 del nuevo
gasoducto Gibraltar ndash Bucaramanga En la tabla 8 se muestra los voluacutemenes de
gas transportado por los gasoductos de Colombia de 2008 a 20125
5 En el Anexo F se muestra una imagen del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural en Colombia
22
Tabla 8 Voluacutemenes de gas transportado en MMSCFD
Fuente Promigas
226 Red de gasoductos
En este periacuteodo la red de gasoductos del paiacutes incrementoacute en 802 Km destacaacutendose las construcciones de los gasoductos Gibraltar-Bucaramanga (176 Km-Transoriente) Cali-Popayaacuten (117 Km-Progasur) Sardinata-Cuacutecuta (68 Km-Progasur) y Gasoducto Ramal a Oriente (40 Km-Transmetano) para un total en estos cuatro tramos de 401 Km Adicionalmente TGI (181 Km) y Promigas (179 Km) continuaron incrementando su red de gasoductos a traveacutes de un mayor cubrimiento de sus gasoductos regionales y con la construccioacuten de gasoductos alternos en sus gasoductos troncales En la tabla 9 se muestra la longitud en el Sistema Nacional de Transporte que tiene cada una de las empresas
23
Tabla 9 Longitud del Sistema Nacional de Transporte en Km
Fuente Resoluciones CREG Promigas () Los Km de gasoducto TGI incluye los Km de gasoducto de Transcogas
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten
El nuacutemero de usuarios residenciales anillados y conectados a gas natural en todo el paiacutes se incrementoacute durante este periacuteodo motivo por el cual la cobertura efectiva del servicio de gas natural incrementoacute en 6 pasando de 71 en 2008 a 77 en 2012 Actualmente la cobertura es de 8rsquo729000 usuarios
El crecimiento de los usuarios conectados entre 2008 y 2012 se presentoacute en todas sus clasificaciones maacutes de 1rsquo600000 usuarios residenciales 38500 usuarios comerciales y 744 nuevas industrias
La meta establecida por el actual gobierno de conectar 785000 familias durante 2010ndash2014 fue alcanzada en los primeros dos antildeos con un poco maacutes de 900000 familias
En el marco del congreso Naturgas 2013 el gobierno propuso al sector gas la meta de alcanzar en el transcurso de un antildeo 900 poblaciones atendidas y 1rsquo000000 de familias conectadas con gas natural para los 3 primeros antildeos (2010ndash2013) No obstante para ello es necesario seguir trabajando en poliacuteticas que incentiven aspectos fundamentales tales como la continuidad en la construccioacuten de gasoductos regionales y el subsidio de conexiones a los usuarios de menores ingresos a traveacutes de los fondos destinados para ello (FECF y SGR) En la tabla 10 se muestra la cobertura de gas natural en el paiacutes de 2008 a 2012 y su variacioacuten a lo largo de estos antildeos
24
Tabla 10 Cobertura del gas natural
Fuente MinMinas
Antioquia fue el departamento con el mayor nuacutemero de nuevos usuarios conectados a gas natural entre 2008 y 2012 con una cifra muy cercana a los 330000 usuarios seguido por Bogotaacute con un poco maacutes de 255000 y Valle del Cauca con 215000
En el periacuteodo el gas natural llegoacute a 3 nuevos departamentos Caquetaacute (2009) Guaviare (2010) y Putumayo (2012) cubriendo asiacute 24 de los 32 departamentos que conforman el paiacutes Entre los 8 departamentos que no cuentan con ninguacuten municipio conectado a gas natural estaacuten Chocoacute y Narintildeo en el Paciacutefico Arauca Vichada y Guainiacutea en los Llanos Orientales Vaupeacutes y Amazonas en la Amazoniacutea Colombiana y San Andreacutes y Providencia en la regioacuten insular del paiacutes En la tabla 11 se muestra la cantidad de usuarios con gas natural a lo largo del paiacutes durante el periacuteodo 2008 a 2012
25
Tabla 11 Usuarios de gas natural
Fuente MinMinas
228 Demanda de gas
Durante 2009 la demanda del sector industrial sufrioacute una disminucioacuten principalmente como consecuencia de la sustitucioacuten del gas natural por carboacuten en gran parte de la industria cementera
Bajo condiciones climaacuteticas normales el sector industrial y comercial es el mayor consumidor de gas natural en el paiacutes solo ante la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo como el observado durante gran parte de 2009-2010 este sector declina esta condicioacuten ante el sector eleacutectrico
La demanda nacional de gas natural en 2012 fue de 856 MSCFD uacutenicamente es superada por la que se presentoacute en 2010 que fue de 861 MSCFD esta uacuteltima
26
afectada por el fenoacutemeno del nintildeo y por ende por un mayor consumo del sector eleacutectrico Por lo anterior se puede afirmar que 2012 fue un gran antildeo de consumos para el sector gas donde solo se advirtioacute una miacutenima disminucioacuten en las cifras de GNV Se muestra en la tabla 12 la demanda de gas natural por sectores en regiones del paiacutes
Tabla 12 Demanda de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME SUI () Se adicionaron los consumos de ECOPETROL
229 Precios del gas
Entre las principales distribuidoras del paiacutes analizadas durante 2012 la tarifa maacutes alta de gas natural fue la de Gases del Oriente motivada por tener el mayor componente de suministro ya que supliacutea la ausencia de gas natural con aire propanado
En la actualidad Gases del Oriente atiende la ciudad de Cuacutecuta y otros municipios de Norte de Santander con gas extraiacutedo del campo Sardinata y procesado en la nueva planta de Tibuacute puesta en marcha por ECOPETROL a comienzos de
27
octubre de 2012 ademaacutes de utilizar para ello el nuevo gasoducto Sardinata-Cuacutecuta propiedad de Progasur Por esta razoacuten las tarifas de 2013 de esta distribuidora se encuentran muy cercanas a las del resto del paiacutes En la tabla 13 se muestra los diferentes componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en Colombia
Tabla 13 Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en $m3
Fuente SSPD SUI () Para los componentes presentados se tomoacute como referencia el mercado relevante
maacutes representativo
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL
Consiste en eliminar las impurezas que trae el gas natural como H2O CO2 y H2S Algunos de los componentes que trae el gas natural antes de ser procesado son CH4 H2O H2S CO2 N2 pentanos butano propano y etano
El gas natural debe acondicionarse para poder cumplir con los estaacutendares de calidad especificados por la CREG la cual es conocida como la entidad reguladora de energiacutea y gas en Colombia su principal objetivo es lograr que servicios como energiacutea eleacutectrica gas natural gas licuado de petroacuteleo se preste a
28
la mayor cantidad de personas a un menor costo con el fin de garantizar calidad cobertura y expansioacuten para sus usuarios Seguacuten la resolucioacuten de la CREG 071 de 1999 se muestra en la tabla 14 que pautas debe tener el gas natural para poder ser utilizado
Tabla 14 Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Fuente CREG
ESPECIFICACIONES SISTEMA
INTERNACIONAL
SISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a
Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en
estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de
CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
29
Algunos problemas que se pueden tener por la presencia de los siguientes compuestos en el gas natural son
H2S toxicidad del H2S corrosioacuten por presencia de H2S y CO2 ademaacutes en la combustioacuten se puede formar SO2 (altamente toacutexico y corrosivo)
CO2 problemas en el proceso de licuefaccioacuten (almacenamiento) ademaacutes de la disminucioacuten del poder caloriacutefico
Vapor de agua a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas se pueden formar hidratos de metano los cuales pueden obstruir los gasoductos ademaacutes puede formar soluciones aacutecidas en presencia de compuestos como CO2 y H2S
En la ilustracioacuten 9 podemos ver las diferentes etapas que se requieren en el proceso de tratamiento del gas natural y dependiendo del tipo de gas se va transformando hasta obtener un gas natural tratado a condiciones CREG separado de unos productos finales como son el etileno propileno gasolinas naturales entre otros
30
Ilustracioacuten 9 Etapas de Tratamiento para el Gas Natural
Fuente httpprofesoresfi-unammxI3profCarpeta20energEDa20y20ambienteGas20Naturalpdf
31
A continuacioacuten se explica cada una de las etapas de tratamiento requeridas para que el gas del sistema de recoleccioacuten del campo cumpla con condiciones CREG
La primera etapa del proceso consiste en la separacioacuten del crudo y el gas si este viene como gas asociado o no asociado En el caso de ser un gas asociado se puede tener un gas amargo (debido a que puede traer en su contenido parte de CO2 H2S) Si el gas viene no asociado al crudo puede presentarse como gas amargo (con contenido de CO2 H2S) gas huacutemedo dulce (con presencia de hidrocarburos liacutequidos) o gas seco (apto para venta u otros usos)
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural
Proceso para eliminar compuestos aacutecidos se limpia el gas mediante la remocioacuten de H2S y CO2 principalmente Existen procesos para desacidificar el gas natural como el Proceso de torres de absorcioacuten con aminas Proceso Benfield Proceso Scot entre otros
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural
Esta etapa tiene como finalidad remover el H2S CO2 mediante una torre de absorcioacuten con soluciones acuosas de aminas que pueden ser DEA (dietanolamina) MEA (monoetanolamina) MDEA (metildietilnolamina) DIPA (diisopropanolamina) la cual ingresa a la torre de absorcioacuten por la parte superior y cae por gravedad el gas ingresa por la parte inferior ascendiendo para encontrarse con la amina que cae cuando entran en contacto el H2S y CO2 son absorbidos por la fase liacutequida de la amina En la parte superior de la torre sale el gas despojado de esas dos sustancias donde finalmente el gas de salida es gas huacutemedo dulce y por la parte inferior sale la amina rica con el material absorbido Existen otros procesos para endulzamiento como el Proceso Clauss Euro Clauss BSR Selectox entre otros
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural
Consiste en la remocioacuten del vapor de agua presente en el gas ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte debido a la formacioacuten de hidratos de metano soacutelidos Dicha remocioacuten se realiza mediante absorcioacuten con TEG (trietilenglicol) en la que el glicol captura al agua y permite la salida del gas seco Una vez obtenido el gas seco se procede a la compresioacuten para obtener las condiciones establecidas por la GREG y finalmente poderlo entregar a la red
32
nacional de transporte por gasoducto mediante procesos como Criogeacutenico Turboexpander o Refrigeracioacuten Simple
Por otra parte existe el proceso de fraccionamiento el cual consiste en la separacioacuten de hidrocarburos liacutequidos para obtencioacuten de productos finales como etileno propileno entre otros En el estudio del gas Chichimene la cantidad de gas manejada resulta ser baja y por ende la cantidad de hidrocarburos liacutequidos es miacutenima para separarlos y obtener productos siacute la cantidad de hidrocarburos liacutequidos fuera mayor se podriacutea realizar mediante proceso de Destilacioacuten Fraccionada Despueacutes de tratado el gas se tiene un gas apto para venta con condiciones CREG para poder ser enviado al Sistema Nacional de Transporte o para ser usado como combustible en alguacuten proceso
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL
El gas natural es considerado de los combustibles foacutesiles como el maacutes limpio debido a su composicioacuten quiacutemica ya que principalmente produce CO2 y vapor de agua lo cual conlleva a emisiones de CO2 mucho menores que el petroacuteleo (alrededor de 25 a 30) Su uso principal es como combustible para proporcionar calor impulsar turbinas que producen electricidad o mover motores
Para todas las alternativas planteadas es necesario llevar el gas a condiciones establecidas por la CREG por lo que es obligatorio realizar un tratamiento previo al gas natural con el fin de eliminar hidrocarburos liacutequidos vapor de agua y CO2
6
En la tabla 15 se muestra las condiciones establecidas por la CREG y las correspondientes al gas de Chichimene Los iacutetems sentildealados son aquellos que se requieren tratar debido a que la CREG exige que el gas se encuentre seco libre de CO2 e hidrocarburos liacutequidos siacute se remueven el poder caloriacutefico del gas disminuye
6 En el Anexo M se puede ver detalladamente el Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
33
Tabla 15 Condiciones Requeridas por la CREG
Fuente Resolucioacuten CREG 071 de 1999
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Valores Actuales
en Campo
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos56
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2 12965
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3 22067
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5 152
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 01 01 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc0 mgm3
40 degC
10742 MJm3
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREGMUESTRAS DEL
PROCESO DE
RECOLECCIOacuteNRes CREG 071 de 1999
ANALISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENECAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones
Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 nitroacutegeno y
oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
34
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica
Utilizado en centrales termoeleacutectricas para generacioacuten eleacutectrica En Colombia debido a que existe eacutepocas del fenoacutemeno del nintildeo y debido a ello disminuyen las caudales de agua en todo el paiacutes comienzan las centrales hidroeleacutectricas a reducir su nivel de produccioacuten de energiacutea es por eso que las centrales termoeleacutectricas cumplen esta funcioacuten y son las que en ese tiempo despachan su energiacutea a nivel paiacutes Entre las centrales termoeleacutectricas existe la convencional la central de ciclo combinado y la cogeneracioacuten
La central termoeleacutectrica convencional a gas es una instalacioacuten usada para la generacioacuten de energiacutea a partir de la energiacutea liberada en forma de calor mediante la combustioacuten de gas natural (combustible foacutesil) En la ilustracioacuten 10 se aprecia un esquema general de una planta termoeleacutectrica a gas
Ilustracioacuten 10 Central teacutermica convencional a gas
Fuente httpwwwfullquimicacom201304centrales-convencionales-gashtml
35
Por otro lado existe la central de ciclo combinado la cual se basa en la produccioacuten de energiacutea a traveacutes de diferentes ciclos una turbina de gas y una turbina de vapor El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro mediante el uso de una caldera HRSG (Heat Recovery Steam Generator) de manera que los gases calientes de escape del ciclo de turbinas de gas entregan la energiacutea necesaria para el funcionamiento del ciclo de vapor acoplado La energiacutea obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada ademaacutes de la generacioacuten eleacutectrica para calefaccioacuten a distancia y para la obtencioacuten de vapor de proceso Algunas de las ventajas son
Sustituir una central teacutermica de ciclo combinado por una de carboacuten o diesel contribuye a la reduccioacuten de GEI
Consume un 35 menos de combustible foacutesil que las convencionales lo cual ayuda a reducir emisiones de CO2 a la atmoacutesfera
La emisioacuten unitaria por KWh producido a traveacutes de plantas de ciclo combinado es menor y sus emisiones de dioacutexido de azufre son despreciables a comparacioacuten con una central de carboacuten o diesel
Tiempo de construccioacuten aproximadamente 30 menor que una planta con carboacuten
Se utiliza menor cantidad de agua en el proceso ya que solo se requiere agua para el ciclo de vapor lo que una central de ciclo combinado con gas natural necesita 13 del agua que se precisa en un ciclo simple de fuel o carboacuten
En la ilustracioacuten 11 se muestra un esquema general del funcionamiento de una central de ciclo combinado
Ilustracioacuten 11 Esquema general de una Central Ciclo Combinado
Fuente httpwwwslidesharenetgbermudezguia-n-3-centrales-trmicas-de-gas
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Finalmente se encuentra la cogeneracioacuten la cual consiste en la produccioacuten simultaacutenea de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica utilizando un uacutenico combustible El calor producido sirve para calefaccioacuten y aire acondicionado o para calentar agua sanitaria la electricidad se utiliza o se enviacutea a la red eleacutectrica general Normalmente su ubicacioacuten es cercana a los consumidores con lo cual las peacuterdidas por distribucioacuten son menores que las de una central eleacutectrica y un generador de calor convencional Su rendimiento eleacutectrico depende de la tecnologiacutea utilizada pero oscila entre el 30-40 mientras que el rendimiento teacutermico estaacute alrededor del 55 En la ilustracioacuten 12 se muestra un esquema general de proceso de cogeneracioacuten
Ilustracioacuten 12 Proceso General de una Planta de Cogeneracioacuten
Fuente httpwwwred-calefaccion-lilleveoliaenvironnementcomtecnologiascogeneracionaspx
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo
Utilizado como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming y en campos productores para calentamiento de fluidos y tuberiacuteas En la ilustracioacuten 13 se detalla los productos petroquiacutemicos que se pueden obtener en plantas de petroacuteleo a partir del gas natural
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Ilustracioacuten 13 Productos Petroquiacutemicos obtenidos a partir de Gas Natural
Fuente Autora
243 Gas natural para la industria
El gas natural tiene diversas aplicaciones debido a que ofrece grandes ventajas en procesos donde se requiere de ambientes limpios procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia En industrias quiacutemicas se considera como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming ademaacutes facilita la utilizacioacuten del gas natural con mezcla variable de otros gases residuales disponibles en la industria gracias a la ductibilidad de los quemadores
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244 Gas natural para uso vehicular
Es considerado combustible sustituto de la gasolina El gas natural comprimido es una mezcla de gases que resulta ser econoacutemico y ambientalmente limpio ademaacutes de ser considerado una alternativa para sustitucioacuten de combustibles liacutequidos Es utilizado por vehiacuteculos como gas natural comprimido o como gas natural licuado y se compone generalmente de CH4 Algunas de sus ventajas son ahorro superior al 50 del costo frente a la gasolina recuperacioacuten promedio de la inversioacuten de conversioacuten desempentildeo similar y comparable a la gasolina y otros combustibles reduccioacuten de costos de mantenimiento al ser un sistema de combustioacuten maacutes limpio y ademaacutes como combustible disminuye la emisioacuten de gases contaminantes como CO hidrocarburos y CO2 respecto a los emitidos con la gasolina y demaacutes combustibles
245 Gas natural para uso domeacutestico
El gas natural ha desplazado a combustibles como el queroseno carboacuten gasolina que han sido empleados en las labores de los hogares dado su costo y bajas emisiones de GEI Ademaacutes es un combustible que brinda mayor seguridad en su manipulacioacuten debido a que llega hasta el punto de consumo por tuberiacuteas a baja presioacuten Algunas de sus ventajas son faacutecil instalacioacuten suministro continuo combustioacuten no contaminante econoacutemico respecto a otros combustibles similares y finalmente conservacioacuten de aparatos que funcionan con gas natural debido a que no requieren de mucho mantenimiento Sus aplicaciones principales son para alimentos debido a que es la mejor alternativa frente a otros combustibles Calefaccioacuten ya que permite calentar ambientes de hogares o locales y calentamiento de agua mediante calentadores a gas natural los cuales producen agua al instante y a bajo costo
246 Gas natural para trigeneracioacuten
Surge debido a necesidades de calefaccioacuten agua caliente pero tambieacuten cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Los nuevos equipos a gas natural permiten obtener friacuteo ya sea mediante el sistema de compresioacuten o a traveacutes del proceso de absorcioacuten Aunque los equipos de compresioacuten son muy eficientes los equipos de absorcioacuten son considerados como la opcioacuten maacutes ecoloacutegica para los sistemas de climatizacioacuten y refrigeracioacuten Combinando la tecnologiacutea de cogeneracioacuten con la de
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absorcioacuten se puede climatizar con un ahorro energeacutetico considerable Esta maacutequina opera pasando el calor de una fuente friacutea a otra caliente Esto se debe al hecho de que la bomba de calor no soacutelo aprovecha la energiacutea contenida en el gas sino tambieacuten la ambiental por lo que proporciona maacutes energiacutea de la que consume Algunas de sus ventajas son reduccioacuten de emisiones de GEI disminucioacuten de peacuterdidas en el sistema eleacutectrico aumento de la competitividad industrial y finalmente la promocioacuten de PyMES en construccioacuten y operacioacuten de plantas de trigeneracioacuten
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving
Las plantas Peak Shaving (En ingleacutes afeitando picos) pueden ser utilizadas como centros de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) para exportarlo para suplir demandas pico de gas en aacutereas de gran demanda o como almacenamiento de gas natural in situ con el fin de brindar confiabilidad al Sistema Nacional de Transporte de gas natural
Son plantas de almacenamiento criogeacutenico que surgieron como respuesta a la necesidad de garantizar con importantes reservas de gas natural licuado el abastecimiento de redes de gas natural Son usadas para el abastecimiento de gas durante los periacuteodos de demanda maacutexima ya que fueron concebidas para afrontar los picos de consumo en aquellos sistemas con alta incidencia de clientes residenciales e industriales
Esta planta reduce la necesidad de disponer de capacidad de transporte desde las zonas de produccioacuten de gas y con ello la sobredimensioacuten de los gasoductos involucrados que son utilizados en forma estacional (fenoacutemeno del nintildeo) es una alternativa eficaz para disminuir el costo total de ese transporte desde la produccioacuten hasta los centros de consumo con alta demanda
Se ubican estrateacutegicamente cerca a centros de consumo y generalmente lejanas de las zonas de produccioacuten gasiacutefera La planta requiere de mayor tiempo para licuar el gas y llenar los tanques de almacenamiento (aproximadamente 200-300 diacuteas) y para la vaporizacioacuten y entrega gas a las redes de distribucioacuten lo hace en pocos diacuteas (no maacutes de 20 diacuteas cada antildeo) La cadena de GNL lo conforman cinco agentes
Produccioacuten desde el campo productor hasta la planta de GNL incluyendo el procesamiento del gas y los gasoductos asociados
Licuefaccioacuten comprende el tratamiento del gas licuefaccioacuten recuperacioacuten de liacutequidos y condensados carga y almacenamiento de GNL
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Transporte siacute es para exportar el GNL viaja por barco desde la planta de licuefaccioacuten hasta la terminal de regasificacioacuten
Regasificacioacuten comprende la descarga almacenamiento regasificacioacuten e inyeccioacuten en ramales de distribucioacuten
Distribucioacuten a la salida de la planta de regasificacioacuten el gas es inyectado en el sistema de transporte y distribucioacuten para llegar a los usuarios finales
En la ilustracioacuten 14 se muestra el proceso general que debe tener una planta Peak Shaving Ilustracioacuten 14 Proceso General de una Planta Peak Shaving
Fuente Autora
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido El gas natural bajo las condiciones de temperatura normalmente utilizadas para su manipulacioacuten en el Sistema Nacional de Transporte de gas natural (1015 psi) se encuentra en estado gaseoso y moviliza una cierta cantidad de energiacutea por unidad de volumen Se podriacutea manipular maacutes energiacutea siacute se comprime el gas a mayor presioacuten En general cuando la demanda a atender es pequentildea y para ciertas condiciones de distancia de transporte los gasoductos pueden no ser la mejor opcioacuten de transporte desde el punto de vista econoacutemico En tal caso puede ser viable utilizar la teacutecnica del GNC para transportar el gas hasta el centro de consumo y luego distribuirlo a los usuarios a traveacutes de redes domiciliarias e industriales Mediante esta teacutecnica se aumenta la presioacuten del gas (3600 psi) en cilindros o tanques transportados por vehiacuteculos mantenieacutendolo en su estado gaseoso de tal forma que se incrementa la energiacutea por unidad de volumen reduciendo los costos unitarios de transporte
bullEliminacioacuten de CO2 H2O y separacioacuten de hidrocarburos pesados Tratamiento
bullEnfriamiento del gas durante 290 diacuteas Licuefaccioacuten
bullA bajas temperaturas se almacena en un tanque que mantiene la temperatura del GNL Almacenamiento
bullPor un sistema de bombas criogeacutenicas el gas es vaporizado a alta presioacuten lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una estacioacuten para adecuar las condiciones de presioacuten a las requeridas para inyeccioacuten a la red de distribucioacuten
Vaporizacioacuten
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El GNC (3600 psi) se transporta mediante cilindros de almacenamiento en camiones especialmente disentildeados y almacenados en cada localidad para ser luego introducidos a la red de distribucioacuten a una presioacuten de 58 psi Este sistema al igual que el suministro de GLP estaacute destinado al abastecimiento de gas natural para consumo residencial industrial y GNV en pequentildeas localidades y alejadas de un gasoducto Este sistema optimiza en forma integral lo teacutecnico y lo comercial Es un proyecto innovador de distribucioacuten de gas de bajo costo para consumo en pequentildeas y medianas poblaciones en la que no es rentable el abastecimiento mediante la instalacioacuten de un gasoducto troncal desde los yacimientos En la ilustracioacuten 15 se muestra en resumen la cadena del GNC
Ilustracioacuten 15 Cadena del GNC
Fuente httpgncenergiaperucom
La cadena de valor de GNC la conforman tres agentes
Compresioacuten se toma el gas natural del campo de produccioacuten (de un gasoducto de transporte o una red de distribucioacuten) y mediante compresores se aumenta la presioacuten del gas y se almacena en cilindros o tanques disentildeados para el caso La presioacuten maacutexima utilizada para el gas comprimido es de 3600 psi
Transporte y almacenamiento por medio de tubos ciliacutendricos con GNC a alta presioacuten se transporta en vehiacuteculos por carretera o viacutea fluvial hasta una planta de descarga emplazada en las inmediaciones de la localidad y se almacena En general los camiones de 12 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 5 moacutedulos de almacenamiento de 300 m3 (en total 1500 m3 de gas natural) mientras que los camiones articulados de 40 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 18 moacutedulos de almacenamiento (en total 5400 m3 de gas natural)
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Descompresioacuten utilizando vaacutelvulas para expandir el gas se reduce la presioacuten y se inyecta el gas a las redes de distribucioacuten para llevarlo a los usuarios finales
Con base en lo anterior se observa que en Colombia se consume aproximadamente el 33 del gas producido se exportan 150 MMSCFD a Venezuela y el restante se utiliza en la misma actividad de produccioacuten de hidrocarburos Asiacute mismo en Colombia no se almacena gas para cubrir demandas pico y el gran consumidor de este gas en su orden son sector eleacutectrico industrial - comercial y residencial Tambieacuten se determinoacute que el gas del campo Chichimene no cumple especificaciones para su uso lo cual requiere tratarse para disponerlo para venta o consumo en el mismo campo Por consiguiente en el siguiente capiacutetulo se describiraacute el tratamiento que se le debe realizar al gas ya que este es un gas no asociado amargo y huacutemedo debido al alto contenido de CO2 e hidrocarburos liacutequidos presentes
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3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
El campo Chichimene cuenta con un gas con alto contenido en metano (alrededor de 75) tal como se observa en la siguiente tabla Su composicioacuten se obtuvo mediante una cromatografiacutea tomada en un punto del sistema de recoleccioacuten de crudo del campo Chichimene la cantidad de gas en la etapa de recoleccioacuten actualmente es de 05 MMSCFD En la tabla 16 se muestra la cromatografiacutea del gas del campo Chichimene en la etapa de recoleccioacuten Tabla 16 Cromatografiacutea del gas Chichimene en etapa de recoleccioacuten
Fuente Departamento de Produccioacuten del Chichimene ECOPETROL
El gas de la etapa de recoleccioacuten del campo Chichimene debe tratarse y acondicionarse de acuerdo a las regulaciones de calidad del gas natural por la CREG por lo que es necesario implementar un tratamiento de gas del campo Para esto se propone en cada una de las etapas de tratamiento del gas tecnologiacuteas que presenten ventajas frente a otros procesos en las diferentes
COMPOSICIOacuteN FRACCIOacuteN MOLAR
Nitroacutegeno 0022067
CO2 012965
Metano 0747311
Etano 004463
Propano 0020076
n-Butano 0016541
i-Butano 0006041
n-Pentano 0003474
i-Pentano 0004346
n-Hexano 0003165
n-Heptano 0002043
n-Octano 0000657
TOTAL 1
Este gas cuenta con condiciones
de Presioacuten 30 psi Temperatura
104 degF
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etapas y asiacute se pueda cumplir las condiciones para entrega y uso posterior del gas
Por lo tanto en la etapa de desacidificacioacuten se trabaja con torres de absorcioacuten con amina DEA debido a que es un proceso de uso frecuente en plantas de tratamiento ademaacutes este proceso frente a procesos de adsorcioacuten y de membranas presenta ventajas En la adsorcioacuten se purifica el CO2 que se elimina y la utilizacioacuten de membranas requiere de altos costos e influye negativamente por la presencia de contaminantes como SOx NOx HCl
En cuanto a la amina empleada en este caso DEA presenta ventajas frente a aminas como MEA ya que no es corrosiva no genera formacioacuten de espuma ademaacutes esta amina posee mayor capacidad de absorcioacuten frente a la MEA y DIPA lo cual es ventajoso debido a que en esta primera etapa lo fundamental es eliminar el CO2 contenido en el gas que es un gran porcentaje (alrededor de 13)
Seguido de ello en la etapa de endulzamiento se propone el proceso con la amina DIPA debido a que es una amina utilizada comercialmente en los procesos de tratamiento de endulzamiento del gas natural es una amina secundaria que tiene gran capacidad para transportar gas aacutecido lo cual para este proceso es importante debido a que la amina DEA (del proceso anterior) y DIPA tienen contenido de azufre y mediante el uso de la amina DIPA se elimina este aacutecido sulfhiacutedrico de la corriente de gas La amina DIPA es una amina utilizada en el proceso SHELL ADIP y aunque su competencia en la remocioacuten de CO2 frente a otros procesos es difiacutecil siacute es maacutes eficiente que soluciones como DEA y MEA en la remocioacuten de H2S
Finalmente en la etapa de deshidratacioacuten se implementa una tecnologiacutea reciente ldquoDRIZO TEGrdquo con el fin de eliminar porcentaje de agua que se tiene actualmente en el gas de recoleccioacuten del campo el proceso DRIZO TEG cuenta con alta concentracioacuten de glicol lo que permite eliminar mayor porcentaje de agua que un proceso de deshidratacioacuten normal con glicol (aproximadamente 99998 en peso en lugar de lo tiacutepico 9995 en peso) Con maacutes de 60 plantas de tratamiento DRIZO demuestra ser el mejor proceso de deshidratacioacuten y ademaacutes por ser un proceso respetuoso con el medio ambiente con emisiones miacutenimas de CO2 y BTEX (benceno tolueno etilbenceno y xileno) requiere cantidad miacutenima de equipos y su costo es bajo Finalmente se lleva a compresioacuten para tener el gas de recoleccioacuten a condiciones fijadas por la CREG
En ninguno de los procesos se utiliza regeneracioacuten debido a que se requiere gran demanda de energiacutea De otro modo la etapa de fraccionamiento en el proceso no se lleva a cabo ya que el porcentaje de hidrocarburos liacutequidos es bajo y la ejecucioacuten de una etapa como el fraccionamiento implica inversiones econoacutemicas altas
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El sistema de tratamiento del gas de recoleccioacuten del campo se implementa mediante el software Aspen Plus V84 la cual es una herramienta para simular procesos de disentildeo conceptual de industrias quiacutemicas petroquiacutemicas refino de petroacuteleo procesamiento de gas y aceites generacioacuten de energiacutea entre otros Ademaacutes cuenta con herramientas de caacutelculos de costos y su interfaz es amigable
En la siguiente ilustracioacuten 16 se presenta el proceso general del tratamiento del gas del campo Chichimene con base en lo anteriormente mencionado
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Ilustracioacuten 16 Modelo de tratamiento para el gas de recoleccioacuten del Campo Chichimene
ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN
(Eliminacioacuten de CO2)
ETAPA II ENDULZAMIENTO (Eliminacioacuten de H2S y
CO2)
ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN
Y COMPRESIOacuteN (Eliminacioacuten de H2O y
Compresioacuten)
Torres de Absorcioacuten con
Amina DEA
Con Amina DIPA
DRIZO TEG Y Compresioacuten
GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo
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31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL
La primera etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten de CO2 y H2S En este caso el tipo de gas de trabajo no cuenta con contenido de H2S por lo tanto se procede simplemente a eliminar el CO2 Inicialmente el gas cuenta con unas condiciones de presioacuten y temperatura de 30 psi y 31315degK la planta de tratamiento trabaja a alta presioacuten por lo que es necesario comprimir el gas hasta lograr condiciones requeridas del proceso Posteriormente el gas de trabajo y la solucioacuten acuosa de amina (en este caso DEA) ingresan a una torre de absorcioacuten en la que entran en contacto el gas y la amina la cual se encarga de separar el CO2 del gas En esta etapa se logra remover el 10 del 13 de CO2 presente en el gas Este 10 pasa por una torre separadora en la cual se logra obtener un 5 de CO2 como producto para utilizar en procesos que requieran CO2 y el 5 restante sale como productos inertes del proceso El porcentaje de metano aumenta en un 13 pasando de 75 a 88 esta etapa incluye varios equipos como compresor enfriador bomba torre absorbedora torre separadora
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
La segunda etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten del CO2 que no se logroacute eliminar durante la primera etapa al igual que el H2S que ingresoacute en el gas debido a que la amina tiene un porcentaje bajo en ella El gas de trabajo ingresa a una torre de absorcioacuten en la que el gas entra en contacto con una solucioacuten acuosa de amina DIPA la cual es frecuentemente utilizada y es la que se encarga de remover en su totalidad el contenido de H2S reduce a un 18 el contenido de CO2 y aumenta de 88 de metano a 893 Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL
La tercera etapa consiste en la remocioacuten de H2O que se encuentra en el gas producto de los dos tratamientos anteriores ya que las aminas vienen en solucioacuten acuosa y una parte de esa agua queda internamente en el flujo de gas de trabajo que se estaacute tratando Es fundamental eliminar el vapor de agua ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte del gas por la posible formacioacuten de hidratos de metano soacutelido En el proceso de deshidratacioacuten el gas ingresa a una torre de absorcioacuten en la que entra en contacto con una solucioacuten de glicol (TEG) debido a que es una opcioacuten de deshidratacioacuten econoacutemica la cual se encarga de remover la totalidad del vapor de agua obteniendo un gas totalmente
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seco y con 96 de metano Debido a la alta eficiencia de esta etapa no fue necesario simular una planta de fraccionamiento para aumentar la pureza del metano ya que la condicioacuten de salida del gas se encuentra bajo las condiciones requeridas por la CREG y debido a que la presioacuten final en la etapa de deshidratacioacuten es la uacutenica que no se encuentra dentro de los estaacutendares de la CREG se implementa un compresor que entregue el gas a 1200 psia Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora compresor intercambiador de calor
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En la tabla 17 se muestra las condiciones iniciales y finales de la simulacioacuten del tratamiento del gas
Tabla 17Condiciones y Composiciones de Etapas de Tratamiento para Gas de Recoleccioacuten Chichimene
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo Grupo de Simulacioacuten Produccioacuten y Uso de Combustibles UNAB
Gas Actual Sist
RecoleccioacutenGas Out - Etapa 1 Gas In - Etapa 2 Gas Out - Etapa 2 Gas In - Etapa 3 Gas Final Tratado
DEA DIPA TEG 000 000 000 000 000 000
H2O 000 180E-03 180E-03 363E-03 200E-03 4 PPM
CO2 130E-01 343E-09 343E-09 579E-09 000 000
H2S 000 357E-07 357E-07 749E-07 285PPB 000
N2 002 003 003 003 003 003
CH4 075 088 088 088 089 096
C2H6 004 006 006 006 006 001
C3H8 002 003 003 003 003 158 PPM
Flujo total (MMSCFD) 05 031 031 0302 0302 0235
Temperatura (degK) 31315 31135 3115 32556 30259 31315
Presioacuten (Psig) 30 900 900 900 900 11853
VALORES
ETAPA 2 ENDULZAMIENTO CON
AMINA DIPA
ETAPA 3 DESHIDRATACIOacuteN DRIZO
TEG Y COMPRESIOacuteN
Nota Cada uno de los componentes mencionados se encuentran en Fraccioacuten Molar
ETAPA 1 DESACIDIFICACIOacuteN CON
TORRES DE ABSORCIOacuteN
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A continuacioacuten se muestra en la tabla 18 el comparativo de las caracteriacutesticas fijadas por la CREG y las obtenidas despueacutes del proceso de tratamiento del gas del campo Chichimene
Tabla 18 Condiciones de calidad de gas natural CREG Vs Condiciones finales con tratamiento de gas en Aspen Plus
Fuente Autora
Especificaciones de Calidad del Gas Natural
establecidas por la CREG
VALORES EXIGIDOS POR
CREG
GAS DESPUEacuteS DEL
TRATAMIENTO
ESPECIFICACIONES Valores S Internacional Valores Finales del Gas
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 0
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen (nota 3) 5 3
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3 0 mgm3
Res CREG 071 de 1999
3646 MJm3
40 degC
ANAacuteLISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE CON
PLANTA DE TRATAMIENTO
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado l iacutequido
Nota 3 Se cons idera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 ni troacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
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34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
Mediante el software Aspen Plus V84 fue posible determinar costos relativos a la inversioacuten como tambieacuten los costos de los equipos principales Esta corrida se realizoacute con base en los siguientes datos que se pueden ver en la tabla 19
Tabla 19 Bases de Caacutelculo Planta de Tratamiento de gas ndash Escenario (P50)
Fuente Aspen Plus V84
En la tabla 20 se relaciona el valor de la inversioacuten en equipos costos directos por el montaje e instalaciones costos asociados por el servicio llave en mano impuestos y renta presuntiva de las inversiones para el escenario de produccioacuten de gas (P50) y (P90) Para efectos de anaacutelisis financiero se tomaraacute el escenario (P50) el cual en el antildeo 2007 alcanza un volumen de 4 MMSCFD y su proyeccioacuten de produccioacuten a partir de este antildeo se calcularaacute con base en la curva de declinacioacuten del gas (ver la ilustracioacuten 4)
Gravedad especiacutefica del gas 07 grL
Horas de operacioacuten por antildeo 8760 h
Vida uacutetil del proyecto 20 antildeos
Modelo de depreciacioacuten Liacutenea recta
Valor de salvamento de la planta 20
Punto de equilibrio del proyecto 10 antildeos
Tiempo de construccioacuten de la planta 65 semanas
Renta presuntiva de capital 5
Impuesto anual 40
Tasa de retorno de la inversioacuten 20
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Tabla 20 Inversioacuten de la planta de proceso de gas para escenarios de produccioacuten de gas (P50) y (P90)
Fuente Aspen Plus V84
COSTOS EQUIPOS COSTOS DIRECTOSUTILIDAD LLAVE
MANO (20 Inv)TOTAL (05 a 4 MMSCFD)
TOTAL (4 a 7
MMSCFD)
TOTAL (7 a 10
MMSCFD)
Compresor 1745000 1930000 735000 4410000 5292000 6615000
Bomba 18300 62460 16152 96912 116294 145368Torre
Absorbedor 332900 592000 184980 1109880 1109880 1109880Torre
Stripper 375800 892000 253560 1521360 1825632 1825632
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
TOTAL 2500500 3539460 1207992 7247952 8697542 10871928
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
absorbedor 332900 126000 91780 550680 550680 550680
TOTAL 379700 957464 267433 1604597 1925517 2406896
Enfriador 18000 40045 11609 69654 83585 104481
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
Absorbedor 186900 1060509 249482 1496891 1496891 1496891Intercamb
de Calor 24500 63456 17591 105547 126657 158321
Compresor 903000 1006516 381903 2291419 2749703 3437129
TOTAL 1150700 1069972 444134 2664806 3197768 3997210
4030900 5566897 1919559 11517356 13820827 17276034
1612360 2226759 767824 4606942 5528331 6910414
5643260 7793655 2687383 16124298 19349158 24186447
282163 389683 134369 806215 967458 1209322
5925423 8183338 2821752 16930513 20316616 25395770
INVERSIOacuteN TOTAL PLANTA DE TRATAMIENTO vs ESCENARIOS POSIBLES DE PRODUCCIOacuteN DE GAS
IMPUESTOS - 40
SUBTOTAL
RENTA PRESUNTIVA - 5
ETAPAS PRINCIPALES DEL PROCESO
DESACIDIFICACIOacuteN
ENDULZAMIENTO
DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN
SUBTOTAL
La inversioacuten estimada para el tratamiento del gas de Chichimene se calculoacute con el modelo ASPEN Estos equipos (torres) se disentildearon para
tratar hasta un maacuteximo de 10 MMSCFD Las caracteriacutesticas de los demaacutes equipos cambian seguacuten los flujos a tratar para el proyecto los equipos
menores estan disentildeados para operar hasta el escenario de produccioacuten (P50) que estaacute entre 07 a 40 MMSCFD
INVERSION ESCENARIO (P50) - US$ INVERSION ESCENARIO (P90) - US$
TOTAL
53
De acuerdo con lo anterior el resultado total de la inversioacuten asciende a 16rsquo930513 US$ para el escenario de produccioacuten de gas (P50) donde los principales equipos de la planta cuestan alrededor del 35 del valor total de la inversioacuten El resto de la inversioacuten estaacute representada en el montaje instalaciones liacuteneas de flujo equipos y respaldos eleacutectricos instrumentacioacuten accesorios en general y principalmente la mano de obra calificada gastos de suministro y contratacioacuten impuestos renta presuntiva entre otros En la ilustracioacuten 17 se puede ver la tendencia de la inversioacuten requerida para la planta del proceso de tratamiento del gas en cada una de las etapas en funcioacuten del volumen de gas posible entre los rangos de produccioacuten (P50) y (P90)
Ilustracioacuten 17 Inversioacuten planta de tratamiento de gas VS Cantidad de gas para escenarios (P50) y (P90)
Fuente Autora
La planta de tratamiento modelada seguacuten el programa ASPEN PLUS V84 mantiene constantes las torres independientes del flujo maacutesico y hace variable los demaacutes equipos como bombas de acuerdo con el volumen a tratar En las tablas 21 y 22 se muestran los costos de operacioacuten y los costos de energiacutea de acuerdo con los posibles voluacutemenes de produccioacuten de gas que comprenden los dos escenarios de produccioacuten incremental de gas (P50) y (P90) En el primer escenario (realista) se tiene previsto alcanzar la produccioacuten de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea en el antildeo 2017 y en el escenario P90 (optimista) alcanzar 9 millones de pies cuacutebicos por diacutea Para efectos de anaacutelisis econoacutemico de las posibles alternativas se trabajara en este proyecto con el escenario (P50)
54
Tabla 21 Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Departamento de produccioacuten Chichimene Ecopetrol
Volumen MSCFD Etapa Desacidificacioacuten Etapa EndulzamientoEtapa Deshidratacioacuten-
CompresioacutenTotal US$Antildeo US$MMBTU
500 387426 111742 158233 657400 3398
1000 386536 111485 157869 655890 1695
2000 431849 124554 176376 732780 0947
3000 460402 132790 188038 781230 0673
4000 (P50) 475000 137000 194000 806000 0521
5000 482308 139108 196985 818400 0423
6000 489733 141249 200017 831000 0358
7000 496805 143289 202906 843000 0311
8000 504231 145431 205938 855600 0276
9000 (P90) 510949 147368 208682 867000 0249
10000 513306 148048 209645 871000 0225
La energiacutea eleacutectrica impacta los costos operacionales en 465752US$ al antildeo en el escenario P50 que equivale al 58 de los costos totales en el
escenario de 4 millones de gas tratado el cual se da en el antildeo 2017 seguacuten pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo
Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
55
Tabla 22 Costos de energiacutea eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Autora
Por lo anterior para proyectar los consumos de energiacutea antes y despueacutes de alcanzar la produccioacuten de escenario (P50) de gas en la tabla 23 se muestra el caacutelculo de este consumo cuando se trabaja con una produccioacuten de 4 MMSCFD de gas
Volumen MMSCFDEtapa
desacificacioacuten
Etapa
endulzamiento
Etapa
Deshidratacioacuten y
Compresioacuten
Total
US$AntildeoUS$MMBTU
500 189490 910 189490 379891 1964
1000 189055 908 189055 379018 0980
2000 211218 1015 211218 423451 0547
3000 225183 1082 225183 451448 0389
4000(P50) 232323 1116 232323 465762 0301
5000 235897 1133 235897 472928 0244
6000 239529 1151 239529 480209 0207
7000 242988 1167 242988 487143 0180
8000 246620 1185 246620 494425 0160
9000(P90) 249906 1201 249906 501012 0144
10000 251059 1206 251059 503324 0130
Costos Energiacutea Eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Estos costos corresponden alos equipos principales
56
Tabla 23 Requerimientos de energiacutea eleacutectrica para equipos principales de la planta de tratamiento (4MMpcd)
Fuente Autora basada en fichas teacutecnicas de fabricante de equipos como httpwwwcatpumpscomarpdfCAT270pdf y httpcatalogsauerusacomitemall-categoriesboosters-and-gas-compressorsitem-1031ampbc=100|1053|1054|1045
Asiacute mismo en la ilustracioacuten 18 y en la tabla 24 se observa el comportamiento de los costos de energiacutea y operacionales despueacutes de haber alcanzado la produccioacuten de 4 MMSCFD Esta proyeccioacuten es la que se utilizaraacute para efectos de anaacutelisis econoacutemico de la planta de tratamiento del gas como tambieacuten para las demaacutes alternativas planteadas en este proyecto
EQUIPO CANTIDAD HP KWAntildeo Ndeg Etapas Rango de operacioacuten Requerimiento de energiacutea Flujo RPM
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFM
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFMBOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
3817724
0122
465762 Costo=(Pot x Fconv x Perido x CostUnitEnergiacutea)
CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS
REQUERIMIENTO ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO
Bomba CAT Pumps modelo 230 de USA
Compresor SAUER Compresors modelo WP 6442 de USACosto energiacutea seguacuten Ecopetrol (US$KW)
COSTO TOTAL (US$Antildeo)
PRIMERA ETAPA
TOTAL (KwAntildeo)
SEGUNDA ETAPA
TERCERA ETAPA
57
Ilustracioacuten 18 Costos de operacioacuten y energiacutea para Escenario P50
Fuente Autora
58
Tabla 24 Costos operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Fuente Autora e ICP
MSCFD MMSCFAntildeo MUS$Antildeo US$MMBTU MUS$Antildeo US$MMBTU
2014 500 183 657 3398 380 1964 1693
2015 1000 365 656 1695 379 0980 1693
2016 2000 730 733 0947 423 0547 1693
2017 3000 1095 781 0673 451 0389 1693
2018 4000 1460 806 0521 466 0301 1693
2019 3960 1445 798 0516 461 0298 1693
2020 3920 1431 790 0510 456 0295 1693
2021 3881 1417 782 0505 452 0292 1693
2022 3842 1402 774 0500 447 0289 1693
2023 3804 1388 766 0495 443 0286 1693
2024 3766 1375 759 0490 439 0283 1693
Costos Operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Inversioacuten
Total
MMUS$
Antildeo
Volumen Gas Costo Operacioacuten Costo Energiacutea
59
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL
Con los datos suministrados por el departamento de produccioacuten del campo se realizoacute mediante el software Aspen Plus un estudio teacutecnico de seleccioacuten de tecnologiacuteas para cada una de las etapas del tratamiento del gas para adecuarlo a condiciones reguladas por la CREG El sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene se basa en varios cluacutesters para la troncal norte como para la troncal sur las cuales manejan especialmente crudo extra pesado Estos cluacutesters reuacutenen la produccioacuten de varios pozos y se unen en un muacuteltiple de recoleccioacuten En las tuberiacuteas principales de cada una de las troncales va el crudo mezclado con agua y gas y son transportados hasta la estacioacuten de tratamiento Lo que se requiere es que la cantidad de gas libre que va con el crudo se pueda liberar del sistema y se le pueda dar un aprovechamiento energeacutetico7 En un punto del sistema de recoleccioacuten se tomoacute la cromatografiacutea del gas y en base a ello se planteoacute un tratamiento al gas con el cual se llevoacute el gas a condiciones reguladas por la CREG (Necesario para implementacioacuten de cualquier alternativa) Por lo que seguido de ello se procede a realizar el estudio de cada una de las alternativas para valorar y analizar criterios como impacto ambiental requerimientos econoacutemicos beneficios operativos incidencia operativa e impacto externo de cada una de ellas donde finalmente se recomiendan las opciones viables para aprovechamiento oacuteptimo al gas de recoleccioacuten del campo Chichimene A continuacioacuten se presenta en la ilustracioacuten 19 el sistema actual sobre el que se propone a trabajar Las alternativas a analizar para darle un aprovechamiento al gas de recoleccioacuten del campo son autogeneracioacuten con central teacutermica convencional calentamiento de crudo en tuberiacuteas venta del gas para SNT del gas trigeneracioacuten planta de almacenamiento Peak Shaving y GNC En cada una de las alternativas propuestas se tendraacute una disponibilidad de gas en condiciones CREG ya que el objetivo principal de este proceso es aprovechar el gas convirtieacutendolo en un gas uacutetil para cualquiera de las alternativas con el fin de reducir impacto ambiental y tener beneficios para el campo Chichimene
7 En el Anexo I y J se muestra la configuracioacuten de los cluacutesters para la Troncal Norte y para la Troncal Sur
60
Ilustracioacuten 19 Sistema actual de recoleccioacuten y procedimiento a realizar para valorar alternativas al Gas de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
PUNTO DE MUESTREO
GASTRATAMIENTO
DEL GAS
ESTACIOacuteN DE TRATAMIENTO
CRUDO CON AGUA
ALT
ER
NA
TIV
AS
D
EL
GA
S
Cromatografiacutea del Gas
Llevar a Condiciones CREG
AutogenerarCalentamiento Crudo
GNCPlanta Peak Shaving
Venta a SNT
Fuente Autora
61
Los criterios evaluados para cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual que se presenta en el campo son
Impacto ambiental comparacioacuten de cantidad de emisiones Lo que maacutes influye en dicho impacto es que la contaminacioacuten se produce en el mismo sitio y sucede durante todos los diacuteas del antildeo estos dos aspectos son aquellos por los que se toma la liacutenea para evaluar si el impacto llega a ser alto o bajo en cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual
Requerimientos econoacutemicos equipos o plantas principales que se requieren para implementar la alternativa
Plazo de ejecucioacuten suma de la aprobacioacuten de las diferentes fases del proyecto (ingenieriacutea conceptual pre factibilidad factibilidad y ejecucioacuten) Ademaacutes para el caso de ECOPETROL se requiere de aprobacioacuten de presupuesto permisos de las entidades gubernamentales (Ministerio de Hacienda Planeacioacuten Nacional Ministerio Medio Ambiente Ministerio de Minas y Energiacutea) aprobacioacuten de vigencias futuras proceso contractual (licitacioacuten privada o puacuteblica) y tiempo de ejecucioacuten de la obra Es posible que la alternativa la realice un tercero en ese caso el plazo puede ser menor
Incidencia operativa si el proyecto mantiene desmejora o mejora los diferentes procesos que conforman la operacioacuten del campo
Beneficios operativos si se generan beneficios econoacutemicos y operacionales en el campo
Impacto externo si se beneficia el entorno (comunidades) regioacuten yo paiacutes
En la matriz los aspectos fundamentales se tomaraacuten en cuenta para evaluar cada una de las alternativas cada uno puede presentar una ventaja o desventaja frente a las otras alternativas Para el caso de quema o venteo de gas en tea sus principales aspectos son impacto ambiental e impacto externo el impacto ambiental resulta ser alto debido a que la situacioacuten se estaacute presentando desde hace varios antildeos sucede todos los diacuteas del antildeo y ademaacutes las emisiones se producen en el mismo sitio Por otra parte el impacto externo es un aspecto fundamental a tratar debido a que si se mantiene la quema y venteo de gas en tea por parte del campo es posible que la comunidad pueda llegar a cerrar el campo debido a que las emisiones son altas y se presentan todos los diacuteas del antildeo Asimismo se determina para cada una de las alternativas los aspectos y criterios fundamentales de cada una de ellas Ademaacutes los criterios se basaran tomando iacutetems de bajo medio alto todos comparados seguacuten la liacutenea base (venteo y quema de gas en tea)
62
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA
La quema del gas en el campo Chichimene es la situacioacuten actual que enfrenta el campo y por la cual se propone diferentes alternativas que permitan darle un uso oacuteptimo al gas El campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que se obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
Debido al grado de sensibilizacioacuten de la opinioacuten puacuteblica ante los temas de medio ambiente y a la legislacioacuten existente el hecho de ventear o quemar gas en instalaciones petroleras merece evaluar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubican las explotaciones de hidrocarburos Vale la pena mencionar que producto de estas praacutecticas la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de todas las operaciones de explotacioacuten de un campo petrolero Por lo que es obligatorio disponer de alternativas para el manejo y aprovechamiento de los hidrocarburos gaseosos tales como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de hidrocarburos liacutequidos almacenarlo en yacimientos agotados yo abandonados almacenarlo en domos salinos utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) procesarlo y disponerlo para la misma operacioacuten para mejorar las condiciones de movilidad de los fluidos producidos a traveacutes de calentamiento o para consumo externo como gas domiciliario e industrial
En el campo Chichimene la produccioacuten de gas es asociada a la produccioacuten de hidrocarburos liacutequidos donde la relacioacuten de produccioacuten de gaspetroacuteleo es muy baja Desde el punto de vista teacutecnico la produccioacuten de gas no tiene una alta incidencia en lo operativo como por su mismo volumen de produccioacuten Esta situacioacuten ha hecho que este recurso energeacutetico en el presente soacutelo se disponga para cubrir las necesidades de la operacioacuten del campo para calentar las corrientes de fluido que de por siacute tienen muy baja movilidad ya que el crudo que se produce es de muy baja gravedad API el gas remanente se quema o ventea en las plantas de recoleccioacuten y tratamiento de fluidos Se estima que el volumen de gas que no se utiliza hoy diacutea es de 05 MMSCFD y en el futuro puede ser de 4 MMSCFD y este tiene un poder caloriacutefico de 10742 MJm3 ya que en su composicioacuten tiene un buen porcentaje de hidrocarburos liacutequidos Siacute este gas se procesara y se obtuviera un gas apto para venta (condiciones CREG) y asumiendo que su composicioacuten es equivalente a un gas como el de la Guajira-Opoacuten (40
63
MJm3) se venderiacutea en promedio en boca de pozo a unos 6 US$MMBTU generando ingresos anuales de algo maacutes de 115 MMUS$antildeo8 Tal y como se observa en la tabla 25 donde se muestra el costo estimado por el venteo o quema de gas del campo
Tabla 25 Costo estimado de venteo o quema del Gas Chichimene
Fuente Autora
Por lo anterior resulta conveniente buscar alternativas diferentes a la de venteo o quema de este gas y en su defecto darle un aprovechamiento tanto para la operacioacuten como para disponerlo para otros usos tales como consumo domiciliario e industrial como combustible en termoeleacutectricas licuarlo y almacenarlo para cubrir demandas pico o exportacioacuten comprimirlo y venderlo en poblaciones pequentildeas y alejadas de las redes de transporte y distribucioacuten de gas natural entre otros
Ademaacutes de las consideraciones anteriores el hecho de quemar este gas genera grandes impactos ambientales no soacutelo para poblaciones cercanas al campo sino para Colombia y para todo el mundo El cambio climaacutetico causado por aumento de la concentracioacuten atmosfeacuterica de gases de efecto invernadero como el CO2 y CH4 es el mayor reto para la sociedad actualmente Colombia soacutelo contribuye con el 037 de emisiones globales de GEI y es uno de los paiacuteses maacutes vulnerables a los efectos del cambio climaacutetico con consecuencias sobre su biodiversidad e infraestructura que por ende afectan su desarrollo socioeconoacutemico
Teniendo en cuenta que el CH4 es el principal componente del gas natural y que estas emisiones tienen un impacto 25 veces mayor que las de CO2 la reduccioacuten de emitirlo a la atmoacutesfera permite obtener varios beneficios
8 En el Anexo K se detalla los precios de referencia de gas natural en el Campo Guajira y Opoacuten
Campo Guajira 63244 US$MMBTU
Campo Opoacuten 56537 US$MMBTU
Promedio de precios 599 US$MMBTU
Precio en boca de pozo 600 US$MMBTU
Cantidad Gas 500000 SCFD
10742 MJm3
0002883 MBTUft3
US$ a $COP $ 2000 $COP
$ 8649 US$d
$ 3156885 US$antildeo
$ 17298000 $COPd
$ 6313770000 $COPantildeo
PRECIOS DE
REFERENCIA
COSTO
PROMEDIO
POR QUEMA
DE GAS Poder Caloriacutefico Actual
COSTO
EQUIVALENTE
A $COPCaacutelculo US$d
64
Se recupera un recurso energeacutetico Se mejoran las condiciones de seguridad industrial de las instalaciones Se contribuye en reducir las emisiones de GEI y se mitiga el calentamiento
global
El caacutelculo de emisiones netas de GEI se basa en la metodologiacutea general planteada por IPCC (Panel Intergubernamental de Cambio Climaacutetico) Esta metodologiacutea es la maacutes utilizada en la estimacioacuten de GEI y se encuentra disponible en ldquoDirectrices del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernaderordquo
Esta metodologiacutea consiste en combinar informacioacuten sobre el alcance de una actividad humana ldquoFactores de actividadrdquo con los coeficientes que cuantifican las emisiones por actividad ldquoFactores de emisioacutenrdquo Se resume en
En donde los factores de actividad en transporte de gas natural estaacuten relacionados con actividades como
Volumen de gas combustible utilizado en los motores de compresores Volumen de gas quemado en tea Volumen de gas venteado por mantenimiento Volumen de gas venteado operativamente
Mientras que los factores de emisioacuten dependen principalmente de la composicioacuten del gas natural (concentracioacuten de CH4 y CO2) y de aspectos como la eficiencia de combustioacuten en motores y teas
En Colombia el gas natural de Guajira (98 mol de CH4) genera mayores emisiones de CH4 por unidad de volumen al ser venteado que el gas natural de Cusiana (84 mol de CH4) Sin embargo el gas de Cusiana genera mayores emisiones de CO2 al ser quemado debido a su mayor contenido de C2H6 y CO2
Por lo que se realiza un estimativo de la cantidad de gas quemado con relacioacuten al gas de Cusiana debido a que la composicioacuten es similar a la del campo Chichimene con el fin de determinar las emisiones probables de CO2 que se generan por quemar en tea los 05 MMSCFD En la tabla 26 se muestra los factores de actividad y de emisioacuten fijados por la IPCC y la comparacioacuten del gas de Chichimene con el de Cusiana con el fin de determinar un aproximado de emisiones enviadas al medio ambiente asiacute mismo se muestra una graacutefica comparando la cantidad de gas quemada en tea vs Cantidad de CO2 enviada a medio ambiente para escenario P50
65
Tabla 26 Factores actividad y emisioacuten fijados por IPCC y comparacioacuten Emisiones Cusiana con las del Campo Chichimene
Fuente Autora
Ilustracioacuten 20 Emisiones de CO2 VS Cantidad de gas quemado en tea (P50)
Fuente Autora
De acuerdo con la resolucioacuten 0610 de marzo 24 de 2010 que modificoacute la resolucioacuten 0601 de abril 4 de 2006 del Ministerio del Medio Ambiente establece la Norma de Calidad del Aire en la cual especifica los contenido permisibles de contaminantes en el aire entre los cuales estaacute la presencia de material particulado total y material en suspensioacuten hidrocarburos (como metano) CO NO2 y en especial el tiempo de exposicioacuten de dichos eventos contaminantes Para el caso de Chichimene se queman 05 MMSCFD que al ser una combustioacuten incompleta genera una alta concentracioacuten de CO y CO2 (32 toneladas al aire por diacutea) y si se
FACTOR Incertidumbre Incertidumbre
Gas combustible CO2 1000 ft3 de combustible Guajira 521
Quema de gas en tea CO2 1000 ft3 de gas quemado Cusiana 632
Venteo de gas por mantenimiento CH4 1000 ft3 de gas venteado Guajira 199
Fugas y venteo operativo CH4 1000 ft3 de gas fugado Cusiana 169
Cantidad de gas
quemado (ft3)
Cantidad equivalente
en CO2
1000 632
500000 31600
654000 413328
1815000 114708
3093000 1954776
3943000 2491976
CASO CHICHIMENE COMPARADO CON CUSIANA (Diferentes cantidades de gas)
FUENTE PRINCIPAL GEIFACTORES DE ACTIVIDAD FACTORES DE EMISIOacuteN
FACTORES RELATIVO A LA
04 a 1
10kgCH4 por cada
1000 ft3
001 a 1 kgCO2 por cada
1000 ft3
66
ventea el gas se emite la cantidad de 85 toneladas de CH4 por diacutea La norma establece que los valores permisibles y el tiempo de exposicioacuten para las partiacuteculas en suspensioacuten es 300 microgm3 por 24 horas material particulado es 150 microgm3 por 24 horas CO es 10000 microgm3 por 8 horas metano es 1500 microgm3 por 4 meses Para el caso de Chichimene el factor maacutes influyente en cuanto a la contaminacioacuten es el tiempo ya que esta contaminacioacuten se produce constantemente durante todos los diacuteas del antildeo y tomando en cuenta todos los antildeos en que se ha realizado esta praacutectica De otra parte es que esta contaminacioacuten se produce en el mismo lugar concentrando los efectos en el entorno del mismo campo Como se mencionoacute anteriormente el campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que es obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL
Se presenta como alternativa la autogeneracioacuten en el campo Chichimene debido a que los pozos del campo trabajan con bombas electrosumergibles (como meacutetodo de levantamiento artificial) y se consume gran cantidad de energiacutea por diacutea debido a este sistema En la tabla 27 se muestra la cantidad de pozos que se tienen para cada una de las troncales y el consumo de ellos por hora9
Tabla 27 Resumen consumo de pozos en el Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
9 En el Anexo C y D se muestra detalladamente el consumo en los pozos del Campo tanto para la troncal
norte como tambieacuten para la troncal sur Ademaacutes en el Anexo F se muestra un resumen de consumo de pozos de las troncales del Campo
TRONCAL POZOS Ndeg CLUSTER Potencia (KWh)
Norte 63 16 8944
Sur 74 18 9982
TOTAL 137 34 18926
67
Como se aprecia en la tabla se requiere alrededor de 189 MWh por lo que se propone disponer de una central teacutermica que permita suplir la energiacutea de los pozos y en caso que se requiera de maacutes energiacutea se pueda tomar directamente de la red (como se realiza actualmente) Por ello se realiza el estudio de reacutegimen teacutermico de una turbina a gas de 2174 MWe en condiciones del campo
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas
Compuesta de tres secciones principales un compresor un quemador y una turbina de potencia Las turbinas a gas operan con base en el principio del ciclo Brayton el cual funciona bajo los siguientes principios termodinaacutemicos
Durante el proceso 1-2 el aire entra al compresor en condiciones de presioacuten temperatura y humedad relativa del sitio donde es comprimido en un proceso adiabaacutetico en el proceso 2-3 el aire es conducido hacia la caacutemara de combustioacuten en la cual se adiciona combustible (gas natural) El proceso de combustioacuten es desarrollado en condiciones de presioacuten constante y genera un aumento considerable en la temperatura de los gases producidos en el proceso de combustioacuten en el proceso 3-4 los gases salen de la caacutemara de combustioacuten con alta presioacuten y temperatura y son dirigidos a la turbina La potencia de la unidad puede variar de 02 MW hasta 280 MW En la ilustracioacuten 20 se muestra un esquema del principio de funcionamiento de una turbina a gas
Ilustracioacuten 21 Principio de funcionamiento de una turbina a gas
Fuente Guiacutea ambiental para termoeleacutectricas
En cuanto al impacto ambiental la combustioacuten que ocurre en los procesos termoeleacutectricos genera SO2 NOx CO CO2 y partiacuteculas que pueden contener
68
metales La cantidad de cada uno dependeraacute del tipo y el tamantildeo de la instalacioacuten las caracteriacutesticas del combustible y la manera en que se queme En las centrales teacutermicas la principal fuente de emisioacuten de contaminantes atmosfeacutericos la constituye el proceso de combustioacuten
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO
Alrededor de los antildeos 70 las turbinas a gas contaban con bajas eficiencias y baja fiabilidad por lo que se limitaban El tema del desempentildeo teacutermico en turbinas a gas ha cobrado cada vez maacutes relevancia debido al creciente aumento en los precios de los combustibles Por lo tanto se pretende cuantificar y corregir la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones diferentes de las de operacioacuten Estas dos variables tienen un impacto directo en las ventas y el margen de operacioacuten de la central
Algunas de las ventajas que se tienen junto con estas turbinas son
Conversioacuten eficiente de combustible Reduccioacuten de gasto de luz Bajo costo de instalacioacuten y mantenimiento Consumo de variedad de combustibles hidrocarburos Se pueden usar para precalentar el aire antes de entrar en la caacutemara de
combustioacuten Se puede poner en servicio con un miacutenimo de tiempo de retardo Ocupan menos espacio Gases de escape menos contaminantes para el medio ambiente
Las centrales eleacutectricas de turbinas a gas contienen cuatro componentes compresor caacutemara de combustioacuten turbina y generador El aire es aspirado por el compresor y entregado a la caacutemara de combustioacuten El combustible liacutequido o gaseoso se utiliza comuacutenmente para aumentar la temperatura del aire comprimido a traveacutes de un proceso de combustioacuten Los gases calientes que salen de la caacutemara de combustioacuten se expanden en la turbina que produce el trabajo y finalmente las descargas al ambiente La turbina a gas opera bajo los principios del ciclo termodinaacutemico Brayton Debido a esto algunos factores influyen de manera directa en el desempentildeo teacutermico como temperatura de entrada al compresor presioacuten atmosfeacuterica humedad relativa Existen dos maneras de cuantificar el impacto de cada una de estas variables
Por curvas de correccioacuten
69
Por tabla de factores que indican el impacto de cada variable en la potencia y en el reacutegimen teacutermico (praacutectica aunque no es muy exacta)
Debido a que no se cuenta con la curva de correccioacuten de la turbina la cual debe ser proporcionada por el fabricante y es uacutenica para cada modelo y tipo de turbina se trabajaraacute con la tabla de factores de referencia estos factores son geneacutericos para las turbinas a gas operando en ciclo simple Mediante esta manera se tendraacuten unos resultados aproximados a los que dariacutean si se usaran las curvas de correccioacuten En la tabla 28 se muestra los factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas operando en ciclo simple
Tabla 28 Factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
PARAacuteMETRO POTENCIA REacuteGIMEN TEacuteRMICO
Temperatura Ambiente +1degF -03 007
Presioacuten Atmosfeacuterica +1 1 -0004
Humedad Relativa +10 004 002
70
Se seleccionoacute una turbina ldquoTITAN-250rdquo debido a que ofrece un 40 en la eficiencia del eje con la reduccioacuten de emisiones hasta en un 30 En la ilustracioacuten 21 se muestra las caracteriacutesticas generales de la turbina
Ilustracioacuten 22 Datos generales Turbina TITAN-250
Fuente Solar Turbines
71
El flujo nominal de gas requerido para una turbina como la TITAN 250 se basa tomando datos de la turbina como Heat Rate y potencia siendo entonces
Ademaacutes en la ilustracioacuten 22 se muestra las condiciones ISO de operacioacuten de la turbina seleccionada y las condiciones atmosfeacutericas de ubicacioacuten del campo
Ilustracioacuten 23 Condiciones ISO de operacioacuten y del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
De igual manera en la tabla 29 se muestra la diferencia que se presenta entre las condiciones ISO anteriormente mencionadas con relacioacuten a las condiciones del campo
72
Tabla 29 Diferencia entre condiciones ISO y condiciones del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Con las condiciones ISO de la turbina y las del campo se realizan los caacutelculos de Heat Rate y potencia de salida tomando en cuenta los factores de referencia geneacutericos En la siguiente tabla 30 se muestra cada uno de los datos obtenidos por la diferencia en los paraacutemetros de temperatura humedad y presioacuten Tabla 30 Paraacutemetros obtenidos por cambios en Temperatura Humedad y Presioacuten
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Tomando las consideraciones atmosfeacutericas los valores de potencia y Heat Rate nuevos se muestran en la tabla 31
Temperatura Promedio 18 degF
Presioacuten Atmosfeacuterica -132 mm hg
Humedad Relativa 25
DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES
DE OPERACIOacuteNUnidades
Potencia 2291923 117423 KWe
Heat Rate 8664435 -110565 BTUKWe-h
Potencia 21723255 -21745 KWe
Heat Rate 87706125 -43875 BTUKWe-h
Potencia 22032034 287034 KWe
Heat Rate 877453668 -046332 BtuKWe-h
CAMBIO POR
HUMEDADDiferencia con Operacioacuten ISO Unidades
CAMBIO POR PRESIOacuteN Diferencia con Operacioacuten ISO Unidades
Diferencia con Operacioacuten ISO UnidadesCAMBIO POR
TEMPERATURA
73
Tabla 31 Condiciones con las que se trabajariacutea la turbina en el Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
El valor obtenido en potencia es superior al dato proporcionado por el fabricante esto quiere decir que esta turbina a condiciones atmosfeacutericas y paraacutemetros propios del ciclo termodinaacutemico y de combustioacuten opera maacutes eficientemente en las nuevas condiciones climaacuteticas de operacioacuten Ademaacutes el valor obtenido de Heat Rate es menor al dato dado por el fabricante lo que quiere decir que se requiere un menor consumo de gas en la turbina y por ende se trabajaraacute con mayor eficiencia La disponibilidad de gas que se tiene en el campo que es de 05 MMSCFD soacutelo cubririacutea el 125 del gas requerido por la turbina seleccionada (TITAN 250) el cual es de 4 MMSCFD Con esta turbina se podriacutea generar algo maacutes 23 MWh es decir un 21 maacutes de lo que se requiere para cubrir la demanda de energiacutea por los pozos que conforman el sistema de extraccioacuten del campo
De otra parte es conveniente que la central teacutermica se construya cercanamente a las instalaciones eleacutectricas del campo con el fin de disminuir costos en la construccioacuten de la red desde la central teacutermica hasta la subestacioacuten principal del campo Para efectos econoacutemicos se considera una distancia de medio kiloacutemetro entre la planta de tratamiento y la teacutermica
Con base en lo anterior la viabilidad de llevar a cabo esta alternativa seriacutea posible contando con este volumen de gas y el faltante (35 MMSCFD) se obtenga a traveacutes de los planes incrementales de produccioacuten de crudo y gas como tambieacuten de la optimizacioacuten de las plantas de recoleccioacuten y tratamiento o en su defecto se compre a otro agente productor (puede ser el mismo ECOPETROL) En este caso se requiere invertir en una tuberiacutea para traer el gas desde el Sistema Nacional de Transporte de gas o como respaldo de gas en caso de deficiencias en campo el cual se encuentra a unos 40 Km de distancia (costo entre 30 y 50 US$MetroPulgada) Asiacute las cosas para llevar a cabo este proyecto se requieren de las siguientes inversiones
Planta de proceso del gas a condiciones CREG Construccioacuten de la central teacutermica Construccioacuten de la tuberiacutea para traer el gas faltante y gasoducto de planta
de tratamiento y teacutermica Costo variable de compra de 35 MMSCFD de gas en caso de no disponer
del gas en campo
POTENCIA DE LA TURBINA 2318452 KWe
HEAT RATE 865958 BTUKWe-h
74
Este proyecto se debe validar con respecto a compra de energiacutea para los pozos que a precios de productor de 220 $KWh (no incluye costos de transporte comercializacioacuten distribucioacuten y peacuterdidas) dariacutea un costo anual de 18rsquo000000 de doacutelares al antildeo
Otra posible opcioacuten es entregar este gas en condiciones CREG a un tercero para que invierta en la central teacutermica con el compromiso de comprarle la energiacutea a mejores precios y bajo un contrato ininterrumpible de energiacutea
Otro aspecto a tener en cuenta en la construccioacuten de la teacutermica es el hecho de garantizar el suministro de energiacutea para la operacioacuten del campo el cual cuando se interrumpe genera grandes peacuterdidas de produccioacuten de crudo y genera problemas en el sistema de extraccioacuten Como respaldo para fallas se seguiriacutea contando con el suministro de la energiacutea del SNT de gas
A continuacioacuten se muestra los costos de inversioacuten para una turbina de 232 MWe que requiere de 4 MMSCFD de gas la cual supliriacutea el consumo total de los pozos del campo y ademaacutes costos de inversioacuten para una turbina de 45 MWe que requiere de 075 MMSCFD de gas la cual se ajustariacutea a la cantidad actual de gas que se tiene en el proceso de recoleccioacuten
75
Tabla 32 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 29333
Compresores de gas 1733
Electricidad alta tensioacuten 1867
Teledisparo + telecontrol 267
Transformadores 933
Electricidad baja tensioacuten 533
Sistema de gas combustible 733
Sistema mecaacutenico 1733
Sistema aire comprimido 267
Instrumentacioacuten 667
Tratamiento agua + obra civil 267
Sistema de control 667
Sistema de supervisioacuten 800
Torre de refrigeracioacuten 533
Obra civil 1200
Proteccioacuten contraincendio 67
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 933
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 42800
Ingenieriacutea 2613
Direccioacuten de obra 960
Seguro de montaje 59
Costos avales 117
Legalizaciones (1 IF) 471
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 941
Imprevistos (3 IF) 1507
TOTAL COSTO PLANTA 49468
Beneficio industrial y contingencias (8 CP) 4299
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 53767
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 11948
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 45 MWe
(075 MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
76
Tabla 33 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 137333
Compresores de gas 8000
Electricidad alta tensioacuten 9333
Teledisparo + telecontrol 667
Transformadores 6739
Electricidad baja tensioacuten 3867
Sistema de gas combustible 2133
Sistema mecaacutenico 8467
Sistema aire comprimido 533
Instrumentacioacuten 2933
Tratamiento agua + obra civil 667
Sistema de control 1467
Sistema de supervisioacuten 1467
Torre de refrigeracioacuten 3133
Obra civil 12000
Proteccioacuten contraincendio 600
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 333
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 199939
Ingenieriacutea 8099
Direccioacuten de obra 1440
Seguro de montaje 339
Costos de permisos 676
Legalizaciones (1 IF) 2707
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 5412
Imprevistos (3 IF) 8119
TOTAL COSTO PLANTA 226729
Administracioacuten e imprevistos (8 CP) 23792
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 250521
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 10805
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 232 MWe (4
MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
77
Tabla 34 Costos de mantenimiento para turbina de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Tabla 35 Costos de mantenimiento para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de autogeneracioacuten con una central teacutermica convencional
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG lo cual genera GEI estos gases son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo la construccioacuten de la central teacutermica lo maacutes recomendable seraacute que sea de tipo combinada la cual consiste en tomar los gases de chimenea para producir vapor de agua y activar otra turbina aumentando la eficiencia hasta en un 60 o se podriacutea decir que los requerimientos de gas seriacutean menores
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que ademaacutes de la teacutermica se requiere construir la planta de procesamiento del gas construir un gasoducto de 40 Km de longitud y dependiendo del lugar del montaje requiere de sistema de transporte y
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 60 800 272160
Mantenimiento General (1 CP) 371010 145 49468
Personal de operacioacuten 23 300 102060
Seguros impuestos otros (15 IF) 48150 019 6420
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 3710925 126 430108
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 45 MWe
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 800 1402229
Mantenimiento General (1 CP) 129 226729
Personal de operacioacuten 300 525836
Seguros impuestos otros (15 IF) 017 29991
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 125 2184785
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 232 MWe
78
subestaciones eleacutectricas Para efectos de caacutelculo se asume una distancia de 05 kiloacutemetros Su costo de inversioacuten depende de la potencia generada por la turbina que en caso de ser 232 MW seriacutea de 48 millones de doacutelares y de 284 millones de doacutelares para la de 45 MW Maacutes adelante se mostraraacuten los resultados econoacutemicos de la alternativa de generar 232 MW La alternativa de generacioacuten de 45 MW no se realizaraacute anaacutelisis econoacutemico porque no suple las expectativas actuales ni futuras para los requerimientos del campo
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos lo cual hace que este tipo de proyectos puedan consumir entre tres y cuatro antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas y en su defecto dispondraacute de una fuente de energiacutea confiable y estable para la operacioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas De otra parte el Campo contariacutea con una fuente de energiacutea propia para abastecer las necesidades de energiacutea para los pozos productores garantizaacutendoles una mayor estabilidad y por ende disminuir el iacutendice de falla por problemas causados por fallas eleacutectricas Esto uacuteltimo da como resultado menos peacuterdidas de produccioacuten de crudo En cuanto al ejercicio econoacutemico por la generacioacuten eleacutectrica habriacutea que validarla con respecto a los costos que representa el consumo de 19 MWh del sistema de extraccioacuten de crudo
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma actualmente del Sistema Interconectado Nacional se dejariacutea de consumir y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes o incluso para exportarla a otros paiacuteses generando divisas para Colombia
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
Esta alternativa igual que las otras propuestas requiere del procesamiento del gas para llevarlo a condiciones CREG Una vez el gas cumpla especificaciones es factible su venta para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Los principales usos y la cobertura del gas natural en Colombia son venta para GNV uso domeacutestico uso industrial o a una central teacutermica cercana
79
Cabe anotar que en Colombia las centrales teacutermicas producen alrededor del 25 de energiacutea total del paiacutes en donde las teacutermicas de la Costa Norte consumen alrededor de 170 MMSCFD mientras las del interior consumen 60 MMSCFD
En esta alternativa se debe construir un gasoducto pequentildeo (40 Km de longitud y de 3 pulgadas de diaacutemetro) desde el campo hasta que conecte con el gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Se debe tener en cuenta que la construccioacuten de gasoductos lleva tiempo y gran parte del tiempo se invierte en aprobaciones y permisos Ademaacutes se requiere de disentildeo materiales construccioacuten permisos ambientales pruebas y mantenimientos10
En el caso de venta a una central teacutermica cercana existen dos centrales teacutermicas a partir de gas de propiedad de ECOPETROL las cuales actualmente generan 40 MW pero por proyectos para el departamento se ha decidido que pasen a generar 55 MW son Termocoa y Termo Suria De otra manera se tiene pensado en la construccioacuten de una central teacutermica con capacidad de generar 50 MW tambieacuten de propiedad de ECOPETROL (central teacutermica Termo San Fernando) Por lo que seriacutea viable vender directamente este gas a alguna de las centrales teacutermicas mencionadas11 El banco mundial publicoacute una regla ldquoValor estaacutendar aproximadordquo para calcular el costo de un gasoducto en donde inciden variables fundamentales como diaacutemetro y longitud Los costos oscilan entre 30-50 US$(metropulgada) Asumiendo costos de 30 a 50 US$(Metro x Pulgada) tomando la distancia entre el campo Chichimene y un punto al nodo del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute (alrededor de 40 Km) con un diaacutemetro de tuberiacutea de 3 pulgadas debido a que la cantidad de gas es baja y asumiendo un mantenimiento operativo de 2 se requiere una inversioacuten entre 36 a 6 millones de doacutelares En resumen lo anteriormente mencionado se muestra en la tabla 36
Tabla 36 Costos de inversioacuten y mantenimiento de gasoducto
Fuente Autora
10 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia 11 En el Anexo M se muestra las especificaciones del proyecto Termo San Fernando
COSTO CONSTRUCCIOacuteN 50 US$(metropulgada)
Distancia Campo a Gasoducto 40000 metros
Diaacutemetro tuberiacutea 3 pulgadas
COSTO INVERSIOacuteN GASODUCTO 6000000$ US$
Mantenimiento operativo (002) 120000 US$
GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute
INVERSIOacuteN PARA VENTA AL SNT
80
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta de gas al SNT
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten baja ya que solo se requiere construir la planta de tratamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas natural Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares Maacutes adelante se mostraraacute el anaacutelisis econoacutemico de esta alternativa
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos No obstante por la cuantiacutea y ante la urgencia de dejar de quemar gas este proyecto puede realizarse en un corto plazo
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas En caso de que el campo requiera de gas para la operacioacuten (extraccioacuten de crudo por el sistema Gas Lift) entre otros este se tomariacutea por el mismo gasoducto que se disponga para venderlo
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten es ganancia para garantizar el suministro Reducir el volumen de importacioacuten siacute se diera el caso Colombia ahorrariacutea en divisas
81
44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK
SHAVING
Una planta Peak Shaving para Colombia tiene grandes ventajas como tambieacuten desventajas Algunas de ellas son
VENTAJAS
Cubririacutea demandas pico en Colombia originadas especialmente por consumo de gas en termoeleacutectricas a causa del fenoacutemeno del nintildeo
Se podriacutea exportar la produccioacuten de gas de campos marginales y de campos con produccioacuten incremental
Generacioacuten de divisas para el paiacutes por la exportacioacuten de gas Se mejora la confiabilidad del sistema de distribucioacuten de gas en el paiacutes Se evitariacutea tener un sistema redundante de gasoductos (line pack) Toma el gas natural de la red de transporte durante los periacuteodos de baja
demanda No requiere instalaciones especiales Tiene capacidad para crecer y aumentar tanto su capacidad de produccioacuten
de GNL como de regasificacioacuten El GNL estaacute compuesto mayoritariamente por CH4 que en su forma
gaseosa es maacutes ligero que el aire Como resultado la corriente de gas re gasificado ldquoflotardquo en la atmoacutesfera y representa una amenaza mucho maacutes baja de incendio y explosioacuten
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL
DESVENTAJAS
Costo de inversioacuten alto Recuperacioacuten a largo plazo a traveacutes del cargo de confiabilidad en la tarifa
de gas La frecuencia de carga es baja siacute se enfoca a Colombia ya que el
fenoacutemeno del nintildeo se da cada 7 antildeos no hay estaciones ni los incidentes en el sistema de transporte tienen alta incidencia
No se puede ubicar en cualquier lugar debe estar ubicada estrateacutegicamente para consumo o para exportar gas
Requiere un predio de dimensiones importantes especialmente vinculado al tamantildeo y tipo del tanque de almacenamiento de GNL
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL sufriendo el impacto del precio internacional del GNL
82
El modelo de oferta y demanda del Sistema Nacional de Transporte de gas natural de Colombia comprende el conjunto de centros de demanda campos o cuencas de abastecimiento de gas y segmentos de gasoductos que se indican en forma esquemaacutetica en la ilustracioacuten 23 Ilustracioacuten 24 Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
Fuente httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=358ampconID=42585
Se observa que los grandes grupos de demanda se ubican a lo largo de la red principal de gasoductos que va en sentido norte-sur del paiacutes Se destaca que la demanda de gas natural de la Costa Atlaacutentica centro y sur del paiacutes se encuentra cubiertas en un gran porcentaje No obstante aunque falta cubrir otras aacutereas de consumidores potenciales hoy diacutea se exportan 150 MMSCFD a Venezuela
La exportacioacuten de gas queda sujeta a la demanda que puede producir un cambio climaacutetico en este caso la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo y que de acuerdo con el Decreto 2100 de 2011 se le debe dar prioridad a las necesidades del
83
consumo nacional Se evidencia que Colombia actualmente no tiene problemas de abastecimiento de gas pero se veriacutea obligado a importar gas a partir del antildeo 2017 si no adiciona reservas en los proacuteximos antildeos La confiabilidad del suministro de gas natural en Colombia hoy diacutea se ve afectado mayormente por limitaciones en la infraestructura de transporte y en menor escala por problemas de la oferta Las limitaciones en la infraestructura obedecen a interrupciones programadas o no programadas por fallas en el sistema debido a incidentes externos provenientes de la comunidad o de agentes por fuera de la ley La confiabilidad en la infraestructura se podriacutea mejorar bien sea a traveacutes de plantas de almacenamiento de gas (planta Peak Shaving) o a traveacutes del sistema de transporte (line pack) entre otros En la ilustracioacuten 24 se muestra el balance de gas total en Colombia Ilustracioacuten 25 Balance de Gas Total en Colombia Demanda Vs Oferta
Fuente UPME
En el evento de exportar o importar gas existe la posibilidad de hacerlo a traveacutes de gasoductos o por viacutea mariacutetima siendo la uacuteltima la mejor opcioacuten para su transporte Si asiacute fuera lo mejor seriacutea concentrar el gas a exportar o importar en un mismo nodo el cual podriacutea ubicarse en tierra firme o mar adentro A manera de ejemplo se podriacutea pensar que ese nodo podriacutea estar cerca a los campos de la Guajira y el gas a exportar tomarlo directamente de estos yacimientos o de los campos cercanos esos despachos se cubririacutean con la produccioacuten incremental de
Gas de campos en produccioacuten (especialmente gas que se quema o ventea en campos)
Campos que se encuentran distantes del sistema de transporte de gas
84
En el caso de importar y este viniera como GNC se tendriacutea que instalar una planta de almacenamiento y regasificacioacuten en un puerto con facilidades de transportarlo al interior del paiacutes (preferiblemente Off Shore por problemas de seguridad) Para conceptualizar la aplicacioacuten de este proyecto en el campo Chichimene es preciso determinar las tasas de produccioacuten de gas ya que este gas es asociado a la produccioacuten de crudo Su volumen se ve determinado por el grado de solubilidad del mismo en los fluidos que se extraen del yacimiento No obstante se miraraacute su viabilidad como una idea Para el caso de pequentildeas producciones de gas la planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) y abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Un carro tanque de 12 toneladas podriacutea transportar aproximadamente el equivalente a 53 MSCFD de gas natural como GNL Para un campo como Chichimene que produce 05 MMSCFD de gas libre del sistema de recoleccioacuten de fluidos (sin contar con el gas en solucioacuten) podriacutea ser viable licuar este volumen bajo la modalidad de un tercero lo cual podriacutea generar ingresos superiores a 1 milloacuten de doacutelares al antildeo por la venta de gas natural sin licuar Una vez el gas natural se procese a GNL los ingresos brutos de este volumen de gas seriacutea de 33 millones de doacutelares al antildeo lo cual dariacutea ganancia bruta para el tercero de 23 millones de doacutelares al antildeo En la tabla 37 se muestra los costos de inversioacuten y operacioacuten para una planta Peak Shaving madre (a gran escala)
85
Tabla 37 Costos de inversioacuten y operacioacuten para una Planta Peak Shaving Madre
Fuente Gas Natural FENOSA Argentina
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta del gas para una planta Peak Shaving
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten alta y depende del tamantildeo de la planta y de las etapas que la conforman Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta Peak Shaving (soacutelo licuefaccioacuten) y la construccioacuten de un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas Este gasoducto lo debe construir el duentildeo del proyecto y puede ser de 3
Inversioacuten $ 120000000 $US
22 meses
18 antildeos
Emisioacuten Continua 7 diacuteas maacuteximo
3861000 m3d
160875 m3h
Capacidad del tanque 43470 m3GNL (Liacuteq)
Periacuteodo de Licuefaccioacuten 290 diacuteas
101000 m3d (Gas)
29290000 m3 en 290 d (Gas)
Terreno requerido() 100 Ha
Personal 237000$ US$
Materiales diversos 153000$ US$
Servicios y suministros de terceros 164000$ US$
Reparacioacuten y conservacioacuten 268000$ US$
TOTAL 822000$ US$
Doacutelar $ 2000 $ COP
Inversioacuten de $ 240000000000 $ COP
Costos operativos $ 1644000000 $COP
INVERSIOacuteN PARA PLANTA PEAK SHAVING MADRE
Tiempo de Construccioacuten
Caudal Maacuteximo de Emisioacuten
NOTA () El terreno ocupado de montaje es de 11 Ha pero se asume
100 Ha por si hay riesgos de explosioacuten
Caudal de Licuefaccioacuten
CONVERSIOacuteN DOacuteLAR A PESO COLOMBIANO
COSTOS OPERATIVOS ANUALES
86
pulgadas de diaacutemetro para tomar gas del Sistema Nacional Transporte del paiacutes en caso de que el campo deje de producirlo El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares En caso de que la planta soacutelo licuara el gas producido hoy diacutea del campo no se requeriraacute de gasoducto y el gas licuado se transportaraacute por carro tanques hasta la Peak Shaving madre La inversioacuten requerida para una planta Peak Shaving madre es de 120 millones de doacutelares Dado el requerimiento de gas y por las mismas necesidades de gas para el paiacutes no se vislumbra por parte de Ecopetrol una inversioacuten de este tipo por consiguiente esta alternativa no se le realizaraacute un anaacutelisis econoacutemico
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto de inversiones altas y por la dimensioacuten del mismo se requiere de un largo plazo para su implementacioacuten
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales ademaacutes de que se recibiriacutean ingresos por el proceso de licuefaccioacuten del gas
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte podraacuten licuar su gas para luego regasificarlo y suministrarlo al paiacutes
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL
COMPRIMIDO
Para tener el gas en planta de GNC se estima que una movilizacioacuten diaria de 10 camiones representa abastecer un mercado de 15000 m3d (052 MMSCFD) mientras que 10 camiones articulados abastece un mercado de 54000 m3d (1906 MMSCFD) Estos valores permiten definir el rango de abastecimiento del GNC Asumiendo que un usuario residencial de gas natural consume en promedio 20 pies cuacutebicos por diacutea (20000 BTUdndash0567 m3d) se podriacutea abastecer 25000 usuarios solo con el gas actual de recoleccioacuten del campo Chichimene Siacute
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consideramos un usuario de estrato Medio-Bajo la tarifa seriacutea de 850 $m3 + 2630 $cargo fijo mes y un consumo de 20 m3mes dariacutea un costo de 19630 $mes (10 US$mes) La tarifa incluye los cargos al productor transporte distribucioacuten y comercializacioacuten En la tabla 38 se muestra las tarifas del natural residencial por estratos para enero de 2014 en Colombia Tabla 38 Tarifas del gas natural residencial para 2014 en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
Es importante la comparacioacuten del GNC con el GLP el cual depende del precio del GLP en planta de abastecimiento maacutes el valor de su transporte almacenamiento hasta la poblacioacuten consumidora Los precios actuales que se tienen para cilindros de 40 libras de GLP (cuyo contenido energeacutetico se aproxima al consumo medio mensual de un usuario residencial de gas natural) estaacute alrededor de los 40000 $COP (20 US$) En poblaciones con consumos pequentildeos y ubicados a distancias considerables de las plantas de abastecimiento de GLP y de la red de gasoductos el GNC puede ser una opcioacuten para abastecerlas No obstante debido a las diferentes tarifas de los mercados variacutea la competitividad de GNC por esto para conocer la viabilidad de proyectos con GNC es necesario evaluar para cada poblacioacuten los costos del gas natural y del GLP
0 - 20 m3 Maacutes de 20 m3
$Usuario $m3 $m3
1 Bajo - bajo 000 45959 84727
2 Bajo 000 57044 84727
3 Medio - bajo 262923 84727 84727
4 Medio 262923 84727 84727
5 Medio - alto 315508 101672 101672
6 Alto 315508 101672 101672
Industrial y
comercial rango 1286328 92286 92286
Industrial y
comercial rango 2286328 91397 91397
Oficial 262923 84727 84727
No residencial
El rango 1 comprende consumos desde 0 y 100000 m 3 mes
El rango 2 comprende consumos desde 100000 y 400000
m 3 mes
Tarifas Gas Natural 2014 promedio pais
Consumos diciembre de 2013
Facturacioacuten enero de 2014
Sector Estrato Cargo fijo
Rangos de consumo
Residencial
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Asumiendo consumos energeacuteticos iguales al mes en gas natural y GLP para un usuario de estrato Medio-Bajo nos da que la factura por gas natural seriacutea de 10 US$ (20 m3) y por GLP 20 US$ (cilindro de 40 libras) Es decir el precio para GNC estariacutea entre estos dos valores Asiacute mismo se debe realizar un anaacutelisis de cada caso considerando los diferentes mercados y la posibilidad de la combinacioacuten de cargos de transporte de cilindros y de transporte de GNC en vehiacuteculos de carga con el fin de determinar la viabilidad de los proyectos La inversioacuten a realizar depende por un lado de la ubicacioacuten geograacutefica del campo productor ya que no es lo mismo que se encuentre en una zona aislada que en otra de faacutecil acceso con servicios proacuteximos y por otro de la propia dimensioacuten y complejidad del proyecto de almacenamiento de gas La tabla 39 muestra los precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia para abril y mayo de 2014
Tabla 39 Precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
A continuacioacuten se muestra en la tabla 40 los costos de inversioacuten para una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Tabla 40 Costos de una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Refineriacutea de
BcaApiay Dina Cusiana
Ingreso al Productor ($GL) 191798 176440 176483 177666
Ingreso al Productor ($KG) 87023 86955 87010 87023
Transporte () No aplica No aplica No aplica
Precio de venta al comercializador 191798 176440 176483 177666
Precio de venta al comercializador 87023 86955 87010 87023
PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS GLP DE ABRIL 15 A MAYO 14 DE 2014
Concepto
Planta
Precios maacuteximos regulados de suministro de GLP sin perjuicio de lo establecido en las OPC con precio regulado
PRECIOS REGULADOS DE GLPTomado de httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
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Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
La inversioacuten en una unidad de compresioacuten estaacutendar para manejar 700 m3 de gas por hora es de 1079 M$COP y los costos de administracioacuten y operacioacuten estaacute en 38935 M$ El mantenimiento menor en 1079 M$ cada antildeo y el mantenimiento mayor es de 1079 M$ cada cinco antildeos La vida uacutetil de la inversioacuten es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio de compresioacuten anual es del 90
2013 (COP)
Inversioacuten $ 1079000000
Sist compresioacuten estaacutendar de 130 KW presioacuten de entrada 250
psigKW 130
Costo promedio por potencia instalada $KW 8300000
Costo de combustible (Energiacutea eleacutectrica) $ 389351340
Consumo de energiacutea KWhm3 017
Capacidad de compresioacuten media m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del 90 hr 7884
Costo promedio energiacutea $KWh 415
Costo anual durante 20 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Costo mantenimiento mayor cada 5 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Capacidad media de compresioacuten m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del compresor del 90 hr 7884
m3antildeo 5518800
pcantildeo 194813640
Volumen de gas requerido por unidad de compresioacuten pcd 533736
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de unidades de compresioacuten requeridas unidades 09
Capacidad media de compresioacuten y Unidades requeridas
Volumen medio anual asociado a un compresor estaacutendar
COSTO UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO
DE 130 KW
Costos Administracion Operacioacuten y Mantenimiento Anual
Costo de mantenimiento
90
En la tabla 41 los costos de inversioacuten por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Tabla 41 Costos por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
2013 (COP)
Equipos Cantidad Costo Unitario ($) Total Costo ($)
Cilindro de 100 Litros 12 1408649 16903793
Set de Vaacutelvulas 12 95355 1144265
Canastilla 1 7946350 7946350
25994408
64986020
649860
Capacidad media de almacenamiento por moacutedulo m3 300
Utilizacioacuten media anual del moacutedulo del 100 diacuteas 365
m3 antildeo 109500
pcantildeo 3865350
Volumen de gas requerido por moacutedulodiacutea pcd 10590
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de moacutedulos seguacuten capacidad disponible de gas moacutedulos 475
3087768719
30877687
Nota especial Un moacutedulo de 300 m3 vaciacuteo pesa 16 Ton Lleno pesa 2 Ton Un viaje de ida y regreso carga 36 Tonkm
Nota 1 Para el almacenamiento y transporte se consideran moacutedulos de almacenamiento conformados por 12 cilindros de acero con sus
vaacutelvulas de flujo y bloqueo de seguridad con capacidades de 100 litros(25 m3) cada uno para un total por moacutedulo de 300 m3 a 3600 psig Se Nota 2 Se deberaacute disponer de un moacutedulo que suministra el gas en cada municipio maacutes otro moacutedulo que estaraacute en uso en la etapa de
compresioacuten y transporte medio moacutedulo como reserva en cada municipio en caso de presentarse inconvenientes en el transporte es decir
seraacuten 25 modulos en total Esto significa que por 1 m3 a consumir se debe considerar en la inversioacuten de almacenamiento el equivalente a 25
m3
Costos Administracioacuten Operacioacuten y Mantenimiento del 1 sobre la inversioacuten
INVERSION TOTAL DE ALMACENAMIENTO DE GNC (472 Modulos) - $
COSTO TOTAL ADMINISTRACION OPERACIOacuteN Y MMTO - $ Antildeo
Total x moacutedulo (nota 1)
Total para operacioacuten y almacenamiento (valor moacutedulo x 25 veces) (nota 2 )
ANEXOCOSTO POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 m3
Capacidad media de almacenamiento y nuacutemero de moacutedulos (300 m3) cu
Demanda a cubrir por moacuteduloantildeo
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La inversioacuten en el sistema de almacenamiento es de 308783 millones $COP para 47 moacutedulos (un moacutedulo almacena 300 m3) El mantenimiento total por antildeo es de 3088 millones $COP La vida uacutetil de los moacutedulos es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio anual de almacenamiento es del 10012
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para una planta de GNC
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del tamantildeo de la planta que este caso no es alta dado el volumen que se dispone Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (metropulgada) asumiendo el gasoducto de 3rdquo de diaacutemetro y a una distancia de 1 Km desde el campo seriacutea de 150 mil doacutelares La inversioacuten requerida para una planta de GNC es 247 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto cuya inversioacuten no es alta y ademaacutes solo se requiere de construir dos plantas la implementacioacuten es de corto plazo maacutexime cuando en el paiacutes ya se han construido
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas ademaacutes se recibiriacutean ingresos por el proceso de compresioacuten almacenamiento y transporte del gas comprimido
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte de gas podraacuten comprimir su gas para luego ser consumidos en las poblaciones pequentildeas y alejadas del sistema Este proyecto aplica muy bien ya que en la regioacuten donde se ubica este campo no se tiene una gran cobertura de gas natural a falta de
12 En el Anexo H se detalla el flujo de caja para servicio de compresioacuten y almacenamiento de gas natural
92
infraestructura de transporte Este puede ser un proyecto para lo que lleve a cabo un tercero y no directamente ECOPETROL
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE
CRUDO EN LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN
Esta idea surge a partir de diversos planteamientos que permitieron realizar esta propuesta el planteamiento se propone entre la autora junto con la tutoriacutea brindada por Ecopetrol y en base a ello se realizaron diversos caacutelculos para seleccionar equipos y accesorios de esta alternativa El sistema de recoleccioacuten de los fluidos extraiacutedos inicia desde la cabeza del pozo pasando por un manifold de produccioacuten e ingresando a una liacutenea madre para ser transportado hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene Cada pozo aporta una cantidad diferente en volumen y composicioacuten de crudo agua y gas que mezclados pueden originar condiciones reoloacutegicas adversas que exijan mayores requerimientos de energiacutea en el sistema de extraccioacuten de cada pozo El campo produce alrededor de 95244 BFPD de los cuales 59606 son BOPD 35638 son BWPD y 403 MMSCFD de gas asociado el crudo tiene una gravedad API promedio de 14ordm y una temperatura de 125degF en cabeza de pozo Debido a que el crudo tiene una baja gravedad API y una alta viscosidad es necesario inyectarle nafta como diluyente en la cabeza del pozo y obtener de esta manera una mejor fluidez En la tabla 39 se muestra un resumen detallado de los datos de produccioacuten en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 42 Datos produccioacuten del Sistema de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
El sistema de recoleccioacuten lo conforman dos troncales de produccioacuten (norte y sur) que recogen la produccioacuten de varios cluacutester de pozos y lo llevan hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene donde se separaran los fluidos (crudo agua y gas) a traveacutes de separadores generales y tratadores termo electroestaacuteticos El crudo se almacena en tanques y perioacutedicamente se bombea hasta la estacioacuten de
TRONCAL BFPD BOPD BWPD GAS MMSCFD POZOS
Norte 60549 27676 32874 3191 63
Sur 34693 31930 2764 0837 74
TOTAL 95242 59606 35638 4028 137
SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENEENERO DE 2014
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almacenamiento de Apiay el agua es tratada y dispuesta en lagunas de oxidacioacuten mientras que parte del gas se mantiene en solucioacuten el que se libera se consume en la estacioacuten y el sobrante se va a tea En la ilustracioacuten 25 se muestra un diagrama de proceso del calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Ilustracioacuten 26 Diagrama de Proceso de Calentamiento de Crudo en la Etapa de Recoleccioacuten
Fuente Autora
De acuerdo a lo anterior se puede observar en el diagrama una alternativa de aprovechamiento de este gas en el calentamiento de los fluidos en liacutenea La idea consiste en interrumpir el flujo bien sea en la troncal o un ramal antes de la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y pasarlo a traveacutes de un separador bifaacutesico por donde ingresa el crudo junto con gas y agua y se separa la parte liacutequida de la gaseosa el gas separado se lleva a condiciones para venta (condiciones CREG) Seguido de esto se pasa la parte liacutequida por un tratador teacutermico en donde se calienta el liacutequido (crudo y agua) con parte del gas separado y tratado Los fluidos calientes se enviacutean a la estacioacuten de tratamiento de Chichimene con una bomba estacionaria por la misma liacutenea pero revestida a fin de mantener la temperatura y la movilidad de los liacutequidos En esta etapa de recoleccioacuten se deja o se reduce la inyeccioacuten de diluyente
La implementacioacuten de esta alternativa conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas a la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electro sumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se reduce el volumen de nafta inyectado ya que solo se requiere la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento
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Esta alternativa puede ser aplicada en uno o en varios nodos Lo importante es que estos puntos de derivacioacuten de la produccioacuten sean los que mayor porcentaje de gas tengan de tal forma que el gas separado pueda recolectarse y llevarse a un mismo punto de proceso para llevarlo a condiciones CREG y de alliacute desviar parte para el calentamiento de crudo y agua y el resto se enviacutee para venta o consumo en otra aplicacioacuten
En sentido de ver las ventajas que representa esta alternativa para el campo Chichimene en cuanto a la reduccioacuten de energiacutea en el sistema de extraccioacuten y ahorro en el diluyente se asume que los nodos donde se implementariacutea esta alternativa sea en la mitad del tramo de las troncales ya que la presioacuten de cabeza de pozo es en promedio 250 psi y la temperatura de 125degF la presioacuten en la estacioacuten de Chichimene sea de 40 psi y la temperatura de 100degF De acuerdo con esto las peacuterdidas de presioacuten en la liacuteneas troncales es de 210 psi por consiguiente la presioacuten en la cabeza de los pozos bajariacutea a 105 psi es decir se reduce en un 58 lo cual repercute directamente en los requerimientos de energiacutea de las bombas Siacute todo el sistema de extraccioacuten consume cerca de 20 MWh y el gasto de energiacutea es de 000096 KWhbblpsi el ahorro seraacute de 78 MWh a precios de productor (220 $KWh) seriacutean 7 MMUS$antildeo Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutea Esto mismo aplica para el caacutelculo de ahorro en el diluyente
Los requerimientos energeacuteticos de los pozos y su ahorro energeacutetico al disminuir el recorrido de los fluidos hasta la planta de tratamiento se pueden ver en la siguiente tabla 43
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Tabla 43 Balance de requerimiento energeacutetico de liacutenea troncal 16 de diaacutemetro
Fuente Autora
En la siguiente tabla 44 se pueden ver los caacutelculos para determinar el espesor del aislante teacutermico para la tuberiacutea de recoleccioacuten
Tabla 44 Datos de caacutelculo para espesor del revestimiento
Fuente Autora
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia KwhpsiBl
Requerimiento de Presioacuten (psi) 250 40 210 000096
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 024 00384 02016
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de tratamiento (m) 6000
Energiacutea requerida tuberiacutea produccioacuten (KWhmbbl) 00000336
Cabeza pozo Planta calentamiento Diferencia
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de calentamiento (m) 3000
Requerimento de presioacuten (psi) 145 40 105
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 01392 00384 01008
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia
Ahorro (KWhbbl) 01008 0 01008
Volumen de produccioacuten (BFPD) 35000
Ahorro (KWdiacutea) 84672
Ahorro (KWAntildeo) 30905280
Ahorro (US$antildeo)-(0122 US$KW) 3770444
Ahorro energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
BALANCE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO LIacuteNEA TRONCAL 16 DIAacuteMETRO
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta tratamiento
Diaacutemetro nominal tubo 16 pulgada
Diaacutemetro interno tubo - r1 15 pulgada
Diaacutemetro externo tubo - r2 16 pulgada
Espesor de aislante 05 pulgada
Diaacutemetro total - r3 17 pulgada
Longitud del tubo 1 pie
Conductividad teacutermica del acero - Ka 26 BTUhftdegF
Conductividad teacutermica del
recubrimiento fibra de vidrio - Kr004 BTUhftordmF
Temperatura del liacutequido - T1 20000 ordmF
Temperatura del acero - T2 19999 ordmF
Temperatura del recubrimiento - T3 19120 ordmF
Temperatura ambiente - Taire 11000 ordmF
Peacuterdida de calor -365 BTU
DATOS PARA CALCULAR EL ESPESOR DEL REVESTIMIENTO
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En la tabla 45 se muestran las ecuaciones que se emplearon para los caacutelculos del espesor de revestimiento para la tuberiacutea
Tabla 45 Ecuaciones empleadas para caacutelculos de espesor de revestimiento
Fuente Autora
En la tabla 46 se pueden ver los caacutelculos de energiacutea requerida para calentar los fluidos y con base en ello determinar el volumen de gas necesario para tal fin
Flujo de calor en cilindros Q=2piKL(Ti-To)Ln(riro)
Qtub = (T2-T1)Rtub -365
Rtub = ln(r2r1)(2piKL) 0000395062
Qrec = (T3-T2)Rrec -364
Rrec = ln(r3r2)(2piKL) 0241217142
Flujo de calor de aire (hftordmF) Qa=hA(Ta-T3)
Raire = 1hA (hftordmF)
Coeficiente de conveccioacuten del aire = h h=113(T3-Ta)^013
A = Aacuterea externa (ft2) 631
1 Suponer T3 1912
2 Calcular h 2001339317
3 Calcular Raire 2223810806
4 Encontrar Qaire -3651389757
5 Encontrar T2 1999855748
ECUACIONES
CAacuteLCULOS
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Tabla 46 Balance de energiacutea y gas para calentar fluidos
Fuente Autora
A continuacioacuten se muestra la inversioacuten requerida de los principales equipos para el nodo ldquoTroncal Surrdquo la cual maneja un volumen de 35000 BFPD de los cuales 2800 barriles son agua y el volumen de gas es de 800000 pies cuacutebicos En esta planta se requiere invertir en un sistema de respaldo en caso de que la planta falle y para ello se debe disponer de tanques de almacenamiento de fluidos y almacenamiento de nafta con capacidad para 8 horas de flujo como tambieacuten sistema inteligente para desviar las corrientes Tambieacuten se debe invertir en el revestimiento de la tuberiacutea En la tabla 47 se pueden ver dichas inversiones la inversioacuten para equipos principales es de 1145 MMUS$ gasoducto entre la planta de calentamiento y tratamiento de gas es de 09 MMUS$ inversioacuten para revestir la tuberiacutea en 3 kiloacutemetros es de 0436 MMUS$ y la inversioacuten en el sistema de respaldo es de 0575 MMUS$ para un total de 306 MMUS$ aproximadamente
Tabla 47 Costos de inversioacuten de equipos principales para calentamiento de crudo
Calor especiacutefico crudo API 14deg 203 KJKgdegK
Calor especIacutefico del agua 41813 KJKgdegK
Volumen a calentar de agua 2800 BWPD
Volumen a calentar de crudo 32200 BOPD
Temperatura inicial 140 degF
Temperatura final 200 degF
Q = CEM(T2-T1)agua 111669812 KJ
Q = CEM(T2-T1)crudo 623473981 KJ
Qtotal 735143793 KJ
Poder caloriacutefico del gas CREG 40000 KJKg
Densidad del gas 06 Kgm3
30631 m3diacutea
1081274 SCFDGas requerido por diacutea
BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR LOS FUIDOS
CE = (0388 + 000045T)GE^(05) 41813 donde T = 200 GE = 0971
Calor requerido
Gas requerido
Q = CEM(T2-T1) donde M = masa
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Fuente ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo Universidad Central de Venezuela
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG en las vasijas de calentamiento de fluidos lo cual genera GEI los cuales son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo esta alternativa lo mejor es concentrar todo el gas en un mismo punto para su procesamiento
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del nuacutemero de plantas de calentamiento en todo caso se requiere por planta de separadores bifaacutesicos tratadores de calentamiento y bombas de transferencia de liacutequidos y al igual que todas las alternativas propuestas una planta general para tratarlo y llevarlo a condiciones CREG En caso de que sobre gas este se puede vender por lo que se tendraacute que construir un gasoducto para llevarlo hasta el punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte El tamantildeo de las vasijas depende del volumen de fluido a manejar en cada nodo Para el caso del nodo Troncal Sur la inversioacuten asciende a 306 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que tiene muchos beneficios
Equipo Caracteriacutesticas generales
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 250degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipos 290000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 350degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipo 475000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 100degF
Presioacuten de disentildeo 300 psi
Costo equipos 380000 US$
Bombas de transferencia de fluidos (4 unidades)
Separadores generales horizontales (2 unidades)
Calentador teacutermico de fuego indirecto (una unidad)
EQUIPOS REQUERIDOS PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
TUBERIacuteASTRONCAL SUR
99
operativos podriacutea acelerarse su implementacioacuten y para un planta este plazo podriacutea ser de aproximadamente dos antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas El iacutendice de falla del sistema de extraccioacuten se reduce ya que los requerimientos de presioacuten que exige el sistema disminuyen y por ende mejora la eficiencia de las bombas de subsuelo lo que repercute en menos peacuterdidas de produccioacuten por la falla de las bombas de extraccioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales De otra parte el campo ahorrariacutea alrededor de 708 MWh (107 Millones de doacutelares al antildeo) en el sistema de extraccioacuten de crudo y otra suma por ahorro en la inyeccioacuten de nafta Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma del Sistema Nacional de Transporte se dejariacutea de consumir un buen porcentaje y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN
Significativa en lugares donde se requieren cantidades de calor (en forma de vapor o agua caliente) friacuteo y energiacutea eleacutectrica La trigeneracioacuten se aplica al sector terciario donde ademaacutes de necesidades de calefaccioacuten y agua caliente se requieren importantes cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Este tipo de sistemas es usado principalmente en el sector industria como empresas de alimentos y sector residencial debido a los cambios estacionales
Su ciclo baacutesico se basa de un generador un condensador evaporador y absorbedor Resulta ser una alternativa econoacutemica a los sistemas convencionales de refrigeracioacuten y es rentable para superficies superiores a 5000 m2 con utilizaciones de maacutes de 80 de diacuteas al antildeo
El punto de equilibrio para un proyecto de trigeneracioacuten es para 5 millones de KWhMes en consumo de energiacutea lo cual requiere de un volumen de gas de 14 MMSCFD Este sistema aplica muy bien en la industria y hospitales donde se podriacutea obtener ahorros del 40 de consumo de energiacutea
100
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para trigeneracioacuten
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende de un generador un condensador un evaporador y un absorbedor Tambieacuten requiere de la planta de procesamiento de gas para llevarlo a condiciones CREG y de otra parte la construccioacuten de un gasoducto para transportar este gas desde el campo hasta el punto de uso La mayor inversioacuten la debe hacer el agente productor que consiste en la planta de proceso y el gasoducto
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que en el entorno no tiene cliente no tiene sentido realizarlo en su lugar lo mejor es venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas pues las inversiones son las mismas
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten Por tratarse de una alternativa que en el entorno no dispone de un cliente no se le haraacute un anaacutelisis econoacutemico
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido En el entorno no existen hospitales o industrias con estos requerimientos de energiacutea por lo tanto no es viable su aplicacioacuten para ese volumen de gas ya que el punto de equilibrio es para un consumo de 14 MMSCFD
101
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS
El hecho de ventear o quemar gas en el campo merece implementar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubica el campo Ante esta praacutectica la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de la operacioacuten del campo Ademaacutes de las alternativas analizadas en este trabajo existen otras que se podriacutean llevar a cabo como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de los hidrocarburos adecuar este gas para utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) Lo menos que se puede hacer en este caso es disminuir la produccioacuten de GEI por la quema lo que conlleva a la construccioacuten de una planta de procesamiento del gas para eliminar los liacutequidos
En el anexo L se muestra el anaacutelisis econoacutemico de lo que representa para Ecopetrol el gas que se quema yo se ventea Este gas tiene un alto poder caloriacutefico como resultado de la extraccioacuten en conjunto con el crudo y a su vez por la disolucioacuten que se le hace al crudo con nafta para poderlo transportar por tuberiacuteas desde la cabeza del pozo hasta la planta de tratamiento Por lo tanto este gas sucio requiere de un proceso para poder llevarlo a condiciones de comercializacioacuten y en este estado su precio podriacutea oscilar alrededor de 6 US$MMbtu Para efectos de analizar lo que se deja de recibir como ingresos de este gas se toma de referencia que este gas podriacutea comercializarse despueacutes de tratamiento en 6 US$MMbtu y por lo tanto habraacute que quitarle 2 US$MMbtu por tratamiento (cuando se procesan 4 MMpcd) restarle ademaacutes 1 US$MMbtu por efecto de imprevistos y utilidad por el proceso de tratamiento lo cual da que el valor de este gas sucio puede ser de 3 US$MMbtu es decir el 50 de lo que vale un gas tipo CREG Sobre esta base Ecopetrol deja de recibir en VNA unos 34 MUS$ en un periacuteodo de 20 antildeos lo cual ha permitido en este proyecto viabilizar algunas alternativas para su implementacioacuten Si el gas en condiciones no CREG deja un VNA de 34 MMUS$ el cual no se recibe como ingreso permite estudiar cualquier opcioacuten de mejorarlo y disponerlo para su comercializacioacuten Asiacute que lo miacutenimo que se puede plantear es construir la planta de tratamiento y el gasoducto para su transporte lo que convierte este proyecto en un VNA de 236 MMUS$ que corresponde a la alternativa de Venta de gas En la tabla 48 se muestra el consolidado de validacioacuten de las alternativas analizadas en especial lo relacionado con el impacto econoacutemico y los beneficios operacionales En este consolidado se muestran los resultados econoacutemicos para un periacuteodo de evaluacioacuten de 20 antildeos Ademaacutes se califican estas alternativas con base en criterios tales como tiempo de implementacioacuten de la alternativa impacto al interior del campo y a nivel externo inversiones de equipos y plantas entre otros
102
Tabla 48 Evaluacioacuten Cualitativa de Alternativas Propuestas
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
ALTO BAJA CORTO PLAZO ALTA MEDIO ALTO
De dejan de recibir ingresos
por la no disposicioacuten de este
gas para uso industrial yo
comercial VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
VNA = - 34222 MMUS$
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEI
Es necesario el tratamiento para
disponerlo para cualquier uso En
la inversioacuten estaacute el gasoducto de 40
Km
Ingresos por venta de gas VNA
a un periacuteodo de 20 antildeos
PLANTA DE TRATAMIENTO 2293 MMUS$VNA = 2363 MMUS$ TIR = 21
RI = 54 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO ALTA ALTO ALTO
Se reduce emisiones GEI
Las inversiones en la planta de
calentamiento son bajas La planta
de tratamiento asume la inversioacuten
del gasoducto 40 Km
Reduce costos energiacutea eleacutectrica
nafta y mantenimiento a pozos
Mejora eficiencia de
extraccioacuten VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
CALENTAMIENTO FLUIDOS 306 MMUS$VNA = 25490 MMUS$ TIR =
880 RI = 01 antildeo
CALENTAMIENTO FLUIDOS +
TRATAMIENTO DE GAS2599 MMUS$
VNA = 27853 MMUS$ TIR =
880 RI = 1 antildeo
Venta al SNT Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Venta y Compra de gas
Aumenta disponibilidad de gas
en el paiacutes Operacioacuten maacutes
limpia
Calentamiento de Crudo
(Solo para 33 del total
fluiacutedos extraiacutedos )
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Requiere ingenieriacutea
baacutesica
Mejora eficiencia Sistema de
Extraccioacuten Reduce
requerimiento de energiacutea Mayor
produccioacuten
Aumenta disponibilidad de
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
Linea Base (Quema o
Venteo de Gas)
El campo Chichimene esta
catalogado como
productor de crudo y el gas
obtenido es muy poco Esto
hace que solo requiera de
permiso para quemar el
gas excedente y no se
generen multas
Las instalaciones operativas se
mantienen en estado de alerta
por la dispersioacuten de este gas en
su entorno lo cual podriacutea
originar explosiones causando
dantildeo especialmente al personal
de la operacioacuten de la planta de
tratamiento de Chichimene
Genera una alta contaminacioacuten
en el entorno por la quema de
este gas y sobre todo que la
dispersioacuten de estos gases de
combustioacuten es l imitada ya que
el punto de quema permanece
en el mismo sitio
El impacto genera gases de
combustioacuten que oscila
alrededor de 60
TonMMSCFD durante todos
los diacuteas del antildeo El grado de
dispersioacuten es muy bajo
concentrando estos gases
en el mismo sitio
Se debe mantener la tea equipos de
control y monitoreo de gases en
oacuteptimas condiciones de operacioacuten
Asiacute mismo mantener vigilancia
permanente por parte del personal
de seguridad para evitar
acumulaciones de gas alrededor de
la operacioacuten que puedan ocasionar
explosiones repentinas
103
Tabla 45 Evaluacioacuten Cualitativa Final de Alternativas Propuestas (Continuacioacuten)
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
MEDIO MEDIA LARGO PLAZO ALTA ALTO MEDIO
Reduce emisiones GEI Siacute es
combinada la reduccioacuten es
mayor
Es un buen negocio para realizarlo
conjuntamente La teacutermica asume
inversioacuten del gasoducto 40 Km
Reduce costos por compra de
energiacutea por mayor produccioacuten
Reduce costos por intervencioacuten
a pozos VNA a un periacuteodo de 20
antildeos
TEacuteRMICA 232 Mwe 3180 MMUS$VNA = 9269 MMUS$ TIR = 44
RI = 24 antildeos
TERMICA 232 Mwe + PLANTA
TRATAMIENTO GAS4873 MMUS$
VNA = 12387 MMUS$ TIR =
37 RI = 314 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Esta alternativa es maacutes viable siacute
ECP la realiza conjuntamente La
planta tratamiento asume la
inversioacuten del gasoducto de 40 Km
Ingresos por venta GNC VNA a
un periacuteodo de 20 antildeos
GNC 247 MMUS$VNA = 576 MMUS$ TIR = 38
RI = 277 antildeosGNC + PLANTA TRATAMIENTO
GAS254 MMUS$
VNA = 2939 MMUS$ TIR = 22
RI = 502 antildeos
BAJO ALTA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Inversioacuten alta de 143 MMUS$ No
se hizo corrida econoacutemica por no ser
viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Depende de Peak
Shaving Madre
Mejora seguridad de
instalaciones Almacena gas
para uso posterior Riesgo
explosioacuten
Ingresos de venta GNL No se
hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Cubre demanda pico de gas
Exporta gas l icuado Operacioacuten
maacutes limpia
BAJO MEDIA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEINo se hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA No hay cliente en el
entorno
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Ingresos por venta de gas No
se hizo corrida econoacutemica por
no ser viable en el momento
Aumenta disponibilidad de gas
en paiacutes Operacioacuten maacutes limpia
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Estabilidad a la produccioacuten
Reduce fallas
Aumenta disponibilidad
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
Auto Generacioacuten
(Teacutermica 23 2 MWe )Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Trigeneracioacuten
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Existen varias
plantas en paiacutes
Gas Natural Comprimido
(Planta para 500
MSCFD ) el excedente
de gas se vende
Cubre demanda de poblaciones
lejanas Cubre demanda pico
Reemplaza gas importado Uso
de gas de campos marginales
Planta Peak Shaving
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
104
En cada una de las alternativas planteadas en la matriz se muestra el beneficio econoacutemico como un VNA a un periacuteodo de 20 antildeos el impacto ambiental de cada una de las alternativas13 los requerimientos econoacutemicos de cada una de ellas Los plazos de ejecucioacuten dependen de las autorizaciones que se requiera para llevar a construccioacuten cada una de las alternativas Asimismo la incidencia operativa los beneficios operacionales y el impacto externo se evaluacutean con rangos de alto medio bajo siacute impacta de manera positiva o negativa a la operacioacuten del campo a las comunidades cercanas o paiacutes14
De acuerdo con lo anterior las alternativas se analizan y se resumen de la siguiente forma
En la alternativa de Generacioacuten Eleacutectrica se analiza que la demanda de energiacutea por los pozos productores es de 19 MWh y en la medida que el campo pierde presioacuten el sistema de extraccioacuten estaraacute maacutes profundo demandando una mayor cantidad de energiacutea para mantener los mismos niveles de produccioacuten Este concepto es uno de los que mayor inciden en los costos de produccioacuten (18 millones de doacutelares al antildeo a precio de productor de 220 $KWh) Por la demanda de energiacutea por los costos de produccioacuten y sobre todo por la estabilidad en el sistema eleacutectrico del campo que conlleva menores peacuterdidas de produccioacuten de crudo la autogeneracioacuten de energiacutea en el campo seriacutea conveniente pero no deja de ser una variable importante el volumen de gas disponible Ademaacutes la inversioacuten que se requiere (planta de tratamiento del gas central teacutermica redes subestaciones y gasoducto) es alta y su implementacioacuten es de largo plazo El VNA de la teacutermica es de 3180 MMUS$ y un TIR de 9269 y conjunto con la planta de tratamiento el VNA es de 4873 MMUS$ y el TIR es de 37 En este caso la turbina genera gas suficiente para cubrir la demanda del sistema de extraccioacuten (es decir 20 MW) y el excedente (alrededor de 1 MW) se destina para la planta de tratamiento
La alternativa de Venta de gas requiere que el gas cumpla especificaciones CREG para hacer factible su venta bien sea para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Esta alternativa tiene una inversioacuten baja ya que soacutelo se requiere construir la planta de procesamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas que es el gasoducto CusianandashApiay-Bogotaacute Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto es de 6 millones de doacutelares y ademaacutes su implementacioacuten es de corto plazo Este gas
13 En el Anexo O se muestra la medicioacuten de impactos ambientales de cada una de las alternativas a partir de los factores de emisioacuten de los contaminantes como tambieacuten el grado de dispersioacuten de los contaminantes en el medio ambiente 14 En el Anexo N se puede detallar cada uno de los requerimientos econoacutemicos para las diferentes alternativas valoradas
105
cubririacutea parte del gas que Colombia tendriacutea que importar a partir del 2018 siacute no se adicionan nuevas reservas en estos cuatros antildeos El VNA de esta alternativa es de 2363 MMUS$ y un TIR de 21
Para el caso de pequentildeas producciones de gas como el campo Chichimene que es de 500000 pies cuacutebicos hoy diacutea la Planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) la cual abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Esta alternativa estaacute sujeta a que exista una planta Peak Shaving que licue almacene y regasifique el gas la cual requiere que entidades gubernamentales como ECOPETROL UPME CREG entre otros organismos aprueben la construccioacuten La planta estariacutea destinada para manejar el gas que se importe siacute se diera el caso o en su defecto para condicionar el gas que se exportariacutea por viacutea mariacutetima Bajo estas circunstancias la idea de licuar el gas del campo Chichimene para almacenarlo en una planta Peak Shaving madre no es viable en los momentos actuales ni en el mediano plazo De otra parte las inversiones y los gastos operativos de una planta Peak Shaving son altos y el retorno de la inversioacuten es de muy largo plazo (mayor a 20 antildeos)
La alternativa de Gas Natural Comprimido es viable ya que el volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea podriacutean dar una cobertura para 25000 familias que registren consumos promedios de 20 pies cuacutebicos por diacutea (0567 m3diacutea) La demanda potencial para este gas son las pequentildeas poblaciones que estaacuten lejos de la red de transporte de gas y que usan como combustible el gas licuado del petroacuteleo (GLP) cuyo costo es el doble de lo que vale el gas natural domiciliario La facilidad para transportar GNC y ademaacutes que el precio oscila entre el precio del gas natural y el GLP lo hacen viable para su implementacioacuten Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado El tiempo para la implementacioacuten de esta alternativa es de corto plazo y sobre todo que en el paiacutes existen varias plantas de GNC La inversioacuten de la planta GNC es de 247 MMUS$ el VNA de 576 MMUS$ y el TIR de 38 El anaacutelisis de viabilidad de esta alternativa se hizo para un volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea De acuerdo con las proyecciones de produccioacuten incremental de gas es factible ampliar esta alternativa o en su defecto el gas que sobre se pueda destinar a cualquiera de las otras alternativas
La implementacioacuten de la alternativa de Calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electrosumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se
106
reduce el volumen de nafta inyectado pues solo se requiere de la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean La inversioacuten es baja (306 MMUS$) y genera un VNA de 2549 MMUS$ y un TIR de 880 Dado que el gas que requiere es menor al que se podriacutea tener se hace necesario construir la planta y el gasoducto para el gas sobrante lo cual da una inversioacuten conjunta de 25 99 MMUS$ con un VNA de 27853 MMUS$ y un TIR de 110 Esta alternativa resulta la maacutes conveniente desde todos los paraacutemetros analizados El tiempo de implementacioacuten es de corto plazo ya que los montajes de las vasijas no son complejos y lo acelera el hecho de tener muy buenas ventajas para la operacioacuten del campo
La alternativa de Trigeneracioacuten no tiene gran viabilidad dado el entorno donde se encuentra el campo Chichimene pues este sistema es aplicable en el sector industrial y en el sector residencial para abastecer energiacutea friacuteo y calor debido a cambios estacionales Lo que conlleva a procesar el gas y llevarlo por un gasoducto hasta el punto de uso ya que en el entorno del campo no hay empresas o industrias que requieran de estos servicios luego resulta ser lo mismo que venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas del paiacutes
107
6 CONCLUSIONES
La alternativa que genera mayores beneficios es la de calentamiento de fluidos en las liacuteneas de recoleccioacuten Esta alternativa es econoacutemicamente impactante como tambieacuten lo es su baja inversioacuten incidencia operacional y de raacutepida implementacioacuten El VNA de esta alternativa incluyendo la planta de tratamiento del gas es de 278 MMUS$ que es 10 veces maacutes que el VNA de lo que representa la venta del gas para consumo comercial
La alternativa de autogeneracioacuten presenta buenos beneficios en la parte econoacutemica y sobre todo en la estabilidad de la operacioacuten de extraccioacuten de hidrocarburos De otra parte es conveniente porque libera la energiacutea que hoy diacutea se toma del Sistema Nacional de Transporte y se puede disponer para consumo nacional No presenta ventajas en lo relativo al tiempo que requiere su implementacioacuten Esta alternativa es la que sigue en VNA a la alternativa anterior
La alternativa de gas natural comprimido presenta un gran impacto con respecto al entorno ya que esta conversioacuten de gas natural a gas licuado le permite a la comunidad del aacuterea disponer de un gas maacutes barato que el GLP No obstante cuando se combina con la planta de tratamiento de gas es mucho maacutes viable econoacutemicamente
El gas de recoleccioacuten del campo Chichimene debe ser tratado para llevarlo a condiciones CREG de tal forma que se pueda disponer para cualquiera de las alternativas planteadas en este estudio Con la venta de este gas se cubren las inversiones de la planta de tratamiento y generan un buen impacto econoacutemico
El gas producido en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene no se debe seguir quemando dado el impacto negativo en el medio ambiente Las emisiones de CO2 por la quema de este gas son de aproximadamente 316 toneladas por diacutea durante todos los diacuteas del antildeo y sobre todo que su impacto se concentra en un mismo lugar
Las alternativas de la planta Peak Shaving y trigeneracioacuten no son viables en la actualidad
108
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PROMIGAS ldquoInforme del sector de gas natural XIV Edicioacutenrdquo (Marzo de 2014)
SAacuteNCHEZ GOacuteMEZ Javier ldquoAnaacutelisis de la generacioacuten eleacutectrica con gas natural en Colombiardquo (Mayo de 2014)
SCHLUMBERGER Resumen ejecutivo Oil amp Gas Intelligence Series (Junio de 2014)
SHELL GLOBAL SOLUTIONS ldquoHydrocarbon processing Gas processes 2009rdquo (Abril ndash Mayo de 2014)
SUAacuteREZ VIDAL Guillermo ldquoProyecto de fin de carrera Instalacioacuten de trigeneracioacuten mediante motores de gasrdquo Madrid 2007 (Mayo 2014)
TGI SA ldquoExperiencia Colombiana en Evaluacioacuten y Cuantificacioacuten Confiable de Emisiones Fugitivas de Metano de la Red de Transporte de Gas Naturalrdquo (Abril de 2014)
THAMIR Ibrahim MM Rahman ldquoEffects of operation conditions on performance of a gas turbine power plantrdquo (Abril de 2014)
TOLOZA IDARRAGA Gustavo RODRIacuteGUEZ Sergio Fabiaacuten ldquoEstudio de pre factibilidad teacutecnico econoacutemica para la instalacioacuten de una planta de licuefaccioacuten y una planta de regasificacioacuten de gas natural en Colombiardquo UIS 2013
TURBOLOGIacuteAS ldquoDeterminando la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO en turbinas de gasrdquo (Abril de 2014)
Universidad Tecnoloacutegica Nacional ndash Facultad Regional del Rosario Departamento de Ingenieriacutea Quiacutemica 2003 ldquoTrabajo praacutectico Simulacioacuten de un proceso de refinacioacuten de petroacuteleo en Hysysrdquo (Junio de 2014)
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ZERPA Adriaacuten ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo (Junio de 2014)
111
ANEXOS
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte
1 CHICHIMENE-4 K1K2 4453 130 4323 971 140 108 - K1K2
2 CHICHIMENE-17 K1K2 2411 47 2363 981 142 301 162 K1K2
3 CHICHIMENE-20 K1K2 2349 92 2257 961 40 044 - K1K2
4 CHICHIMENE-5 K1K2 2095 368 1726 824 171 046 147 K1K2
5 CHICHIMENE-82 K2 1796 357 1439 801 7 002 209 K2
6 CHICHIMENE-80 K2 1426 267 1159 813 0 0 208 K2
7 CHICHIMENE-173 K1 1384 170 1215 877 0 0 199 K1
8 CHICHIMENE-1 K1K2 1242 34 1208 973 92 269 - K1K2
9 CHICHIMENE-12A K1K2 1167 283 883 757 0 0 166 K1K2
10 CHICHIMENE-38 K1 1142 507 635 556 69 014 123 K1
11 CHICHIMENE-172 K1 1079 171 908 842 0 0 190 K1
12 CHICHIMENE-67 K1 1067 458 610 571 9 002 214 K1
13 CHICHIMENE-19 K1K2 983 251 732 745 181 072 - K1K2
14 CHICHIMENE-66 K1 781 179 602 771 7 004 214 K1
15 CHICHIMENE-26 K1 756 395 361 478 13 003 170 K1
16 CHICHIMENE-81 K1 348 73 275 790 0 0 207 K1
17 CHICHIMENE-82 K1 332 66 266 801 1 002 209 K1
18 CHICHIMENE-15 K1K2 201 189 12 60 183 097 - K1K2
19 CHICHIMENE-23 K1K2 0 0 0 Inactivo 0 0 - K1K2
SUBTOTAL K1 - K2 25012 4037 20974 839 1055 026 179
1 CHICHIMENE-158 SF 2632 1832 800 304 44 002 - SF
2 CHICHIMENE-65 SF 2550 1479 1071 420 116 008 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
112
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
3 CHICHIMENE-34 SF 2001 680 1321 660 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-156 SF 1886 1554 332 176 162 01 - SF
5 CHICHIMENE-141 SF 1792 1005 787 439 78 008 - SF
6 CHICHIMENE-83 SF 1747 424 1324 757 61 014 - SF
7 CHICHIMENE-84 SF 1640 734 907 552 98 013 - SF
8 CHICHIMENE-144 SF 1495 725 770 515 50 007 - SF
9 CHICHIMENE-142 SF 1427 877 550 385 60 007 - SF
10 CHICHIMENE-140 SF 1242 664 578 465 52 008 - SF
11 CHICHIMENE-28 SF 1200 915 286 238 30 003 - SF
12 CHICHIMENE-18 SF 1109 679 430 388 153 022 - SF
13 CHICHIMENE-16 SF 1086 160 926 853 182 114 - SF
14 CHICHIMENE-22 SF 889 344 545 613 10 003 - SF
15 CHICHIMENE-108 SF 841 799 42 50 54 007 - SF
16 CHICHIMENE-63 SF 729 708 21 29 47 007 - SF
17 CHICHIMENE-3 SF 696 327 369 530 482 148 - SF
18 CHICHIMENE-160 SF 689 661 28 41 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-97 SF 670 581 89 133 46 008 - SF
20 CHICHIMENE-24 SF 666 591 75 113 117 02 122 SF
21 CHICHIMENE-74 SF 654 617 37 57 0 0 - SF
22 CHICHIMENE-40 SF 602 578 23 40 0 0 - SF
23 CHICHIMENE-159 SF 595 500 95 160 35 007 - SF
24 CHICHIMENE-163 SF 554 535 19 34 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
113
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
25 CHICHIMENE-62 SF 548 519 29 53 41 008 - SF
26 CHICHIMENE-86 SF 548 494 54 99 41 008 - SF
27 CHICHIMENE-115 SF 525 451 73 141 11 002 - SF
28 CHICHIMENE-73 SF 479 383 96 200 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-6 SF 434 429 4 12 29 007 - SF
30 CHICHIMENE-116 SF 391 348 43 110 0 0 - SF
31 CHICHIMENE-39 SF 378 366 13 32 27 007 - SF
32 CHICHIMENE-44 SF 347 327 21 58 34 01 - SF
33 CHICHIMENE-145 SF 298 283 15 50 10 003 - SF
34 CHICHIMENE-162 SF 290 263 27 93 9 004 - SF
35 CHICHIMENE-35 SF 274 252 22 80 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-57 SF 271 254 17 63 10 004 - SF
37 CHICHIMENE-60 SF 264 258 5 23 0 0 - SF
38 CHICHIMENE-27 SF 228 218 10 44 0 0 - SF
39 CHICHIMENE-161 SF 202 193 10 45 0 0 - SF
40 CHICHIMENE-2 SF 189 179 10 53 19 011 - SF
41 CHICHIMENE-59 SF 188 184 4 21 3 001 - SF
42 CHICHIMENE-95 SF 128 111 17 133 0 0 - SF
43 CHICHIMENE-109 SF 94 93 1 11 2 002 - SF
44 CHICHIMENE-41 SF 69 65 4 58 0 0 - SF
45 CHICHIMENE-111 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
46 CHICHIMENE-113 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
114
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
47 CHICHIMENE-133 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
48 CHICHIMENE-136 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
49 CHICHIMENE-137 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-138 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
51 CHICHIMENE-14 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
52 CHICHIMENE-157 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-23 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
54 CHICHIMENE-42 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-43 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-58 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
57 CHICHIMENE-61 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
58 CHICHIMENE-64 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
59 CHICHIMENE-85 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
60 CHICHIMENE-96 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122
TOTAL 60549 27676 32874 543 3191 0115 139
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
115
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur
1 CHICHIMENE-50 K1 364 210 154 423 0 0 - K1
SUBTOTAL K1 - K2 364 210 154 423 0 0 -
1 CHICHIMENE SW-05 SF 1042 995 47 45 0 0 - SF
2 CHICHIMENE-104 SF 1026 921 105 102 8 001 - SF
3 CHICHIMENE-69 SF 953 864 88 93 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-32 SF 890 819 71 80 12 001 - SF
5 CHICHIMENE SW-28 SF 877 807 70 80 0 0 - SF
6 CHICHIMENE-105 SF 817 764 52 65 3 0 - SF
7 CHICHIMENE-36 SF 786 484 303 384 6 001 - SF
8 CHICHIMENE SW-31 SF 781 730 50 65 0 0 - SF
9 CHICHIMENE SW-57 SF 773 729 44 57 0 0 - SF
10 CHICHIMENE SW-35 SF 753 572 181 240 0 0 - SF
11 CHICHIMENE-122 SF 752 750 2 03 0 0 - SF
12 CHICHIMENE SW-59 SF 725 688 37 51 0 0 - SF
13 CHICHIMENE SW-4 SF 714 585 129 181 0 0 - SF
14 CHICHIMENE SW-47 SF 695 667 28 40 0 0 - SF
15 CHICHIMENE SW-34 SF 681 620 61 90 0 0 - SF
16 CHICHIMENE-30 SF 677 596 82 120 342 057 - SF
17 CHICHIMENE SW-58 SF 660 498 162 245 0 0 - SF
18 CHICHIMENE SW-20 SF 652 638 14 21 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-54 SF 648 611 37 57 19 003 - SF
20 CHICHIMENE-76 SF 648 615 32 51 25 004 - SF
21 CHICHIMENE-53 SF 634 581 53 84 31 005 - SF
22 CHICHIMENE-55 SF 610 564 46 75 24 004 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
116
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
23 CHICHIMENE-125 SF 595 540 55 92 0 0 - SF
24 CHICHIMENE SW-13 SF 565 555 11 18 2 0 - SF
25 CHICHIMENE-106 SF 559 536 23 41 15 003 - SF
26 CHICHIMENE-124 SF 553 488 65 118 0 0 - SF
27 CHICHIMENE SW-11 SF 551 544 7 13 191 035 - SF
28 CHICHIMENE SW-49 SF 503 483 20 40 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-88ST1 SF 501 459 42 84 3 001 - SF
30 CHICHIMENE-93 SF 486 451 35 72 2 0 - SF
31 CHICHIMENE SW-46 SF 480 465 15 31 0 0 - SF
32 CHICHIMENE SW-19 SF 474 469 6 11 0 0 - SF
33 CHICHIMENE SW-10 SF 461 456 6 11 0 0 - SF
34 CHICHIMENE SW-14 SF 450 440 10 22 3 001 - SF
35 CHICHIMENE-121 SF 444 426 18 41 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-70 SF 441 404 37 84 14 003 - SF
37 CHICHIMENE-87 SF 433 369 64 148 2 0 - SF
38 CHICHIMENE SW-29 SF 428 338 90 210 0 0 - SF
39 CHICHIMENE SW-24 SF 410 377 33 80 0 0 - SF
40 CHICHIMENE SW-42 SF 406 397 10 22 0 0 - SF
41 CHICHIMENE SW-43 SF 406 393 13 32 0 0 - SF
42 CHICHIMENE-29 SF 390 369 21 54 1 0 - SF
43 CHICHIMENE SW-17 SF 374 356 18 48 0 0 - SF
44 CHICHIMENE SW-38 SF 370 361 9 24 0 0 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
117
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
45 CHICHIMENE SW-21 SF 369 356 13 35 0 0 - SF
46 CHICHIMENE SW-25 SF 361 329 32 89 0 0 - SF
47 CHICHIMENE-78 SF 355 337 18 51 21 006 - SF
48 CHICHIMENE SW-45 SF 333 313 20 60 0 0 - SF
49 CHICHIMENE SW-6 SF 331 308 23 69 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-123 SF 330 312 18 55 0 0 - SF
51 CHICHIMENE SW-12 SF 329 324 5 15 2 001 - SF
52 CHICHIMENE SW-2 SF 316 298 18 57 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-103 SF 297 272 25 84 1 0 - SF
54 CHICHIMENE-120 SF 297 281 16 54 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-127 SF 286 278 8 28 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-48 SF 279 277 2 07 1 0 - SF
57 CHICHIMENE-71 SF 270 255 15 56 2 001 - SF
58 CHICHIMENE-91H SF 258 253 5 19 7 003 - SF
59 CHICHIMENE SW-33 SF 254 246 8 31 0 0 - SF
60 CHICHIMENE SW-08 SF 252 251 1 04 75 03 - SF
61 CHICHIMENE SW-51 SF 240 233 7 29 0 0 - SF
62 CHICHIMENE-79 SF 235 230 5 21 1 0 - SF
63 CHICHIMENE-119 SF 224 222 2 09 0 0 - SF
64 CHICHIMENE SW-26 SF 220 213 7 32 0 0 - SF
65 CHICHIMENE-118 SF 212 191 21 99 0 0 - SF
66 CHICHIMENE-72 SF 206 196 10 49 1 001 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
118
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
67 CHICHIMENE SW-27 SF 188 177 10 59 0 0 - SF
68 CHICHIMENE-49 ST1 SF 183 181 3 11 0 0 - SF
69 CHICHIMENE SW-09 SF 161 158 2 19 0 0 - SF
70 CHICHIMENE SW-15 SF 150 149 0 07 0 0 - SF
71 CHICHIMENE SW-18 SF 117 115 2 17 0 0 - SF
72 CHICHIMENE-126 SF 111 102 9 81 0 0 - SF
73 CHICHIMENE SW-30 SF 91 89 3 22 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 34329 31720 2610 76 837 0026 -
TOTAL 34693 31930 2764 80 837 0026 -
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
119
Anexo C Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Norte
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH28 CL4 5049 340
CH62 CL4 4060 192
CH63 CL4 4659 266
CH65 CL4 1163 236
CH27 CL7 000 17
CH57 CL7 000 24
CH59 CL7 000 26
CH60 CL7 00 19
CH26 CL9 000 110
CH38 CL9 3660 131
CH39 CL9 000 106
CH66 CL9 26 103
CH67 CL9 404 110
CH40 CL10 00 205
CH41 CL10 000 162
CH73 CL10 000 195
CH74 CL10 000 173
CH43 CL11 596 145
AK1 CL13 00 379
CH35 CL13 00 120
CH108 CL13 545 215
CH109 CL13 00 93
CH34 CL14 113 128
CH115 CL14 115 126
CH83 CL21 5613 176
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH84 CL21 6543 158
CH86 CL21 000 225
CH80 CL22 000 164
CH81 CL22 00 83
CH82 CL22 00 145
CH160 CL24 00 179
CH161 CL24 00 126
CH162 CL24 00 178
CH163 CL24 00 195
CH141 CL25 1720 166
CH142 CL25 3990 167
CH144 CL25 4980 176
CH156 CL26 1616 180
CH158 CL26 436 209
CH159 CL26 3467 227
CH140 CL33 5159 148
CH96 CL46 5820 206
CH97 CL46 000 314
CH172 CL46 000 102
CH173 CL46 000 102
CH14 IND 7890 242
CH2 IND 1944 79
CH6 IND 2890 152
CH4 IND 14002 266
CH3 IND 48230 228
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH24 IND 11747 108
CH17 IND 14243 56
CH18 IND 15257 229
CH16 IND 18211 85
CH5 IND 17121 134
CH12A IND 021 80
SW1 5026 38
8944
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
120
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-12 1 176 157
SW-13 1 227 117
SW-14 1 257 152
SW-15 1 000 139
CH-29 2 090 209
CH-53 2 3136 171
CH-54 2 1884 192
CH-55 2 2356 221
CH-69 5 234 248
CH-70 5 140 166
CH-71 5 15 88
CH-72 5 13 68
SW-2 6 000 127
SW-10 6 000 181
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-11 6 1361 193
SW-17 6 000 129
SW-18 6 000 224
SW-19 6 000 185
CH-30 8 3420 253
CH-48 8 073 112
CH-49 8 000 159
CH-50 8 000 130
SW-8 12 747 138
SW-9 12 0 77
SW-24 16 00 219
SW-25 16 00 173
SW-26 16 00 140
SW-27 16 00 136
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
121
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-4 17 00 112
CH-103 17 07 126
CH-104 17 78 165
CH-105 17 25 387
CH-106 17 153 203
CH-122 19 027 198
CH-123 19 000 171
CH-124 19 000 218
CH-125 19 000 157
CH-126 19 000 77
CH-127 19 050 125
CH-32 20 115 227
CH-87 20 16 136
CH-88 20 299 200
CH-91H 20 730 300
CH-93 20 222 165
SW-20 29 000 63
SW-21 29 000 38
CH-118 30 000 19
CH-119 30 000 29
CH-120 30 000 28
CH-121 30 000 38
SW-6 31 000 151
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-28 31 000 190
SW-29 31 000 138
SW-30 31 000 145
SW-31 31 000 244
SW-5 32 000 181
SW-49 32 000 59
SW-51 32 000 24
SW33 34 000 25
SW34 34 000 63
SW35 34 000 67
SW57 34 000 61
SW58 34 000 47
SW59 34 000 60
CH-36 35 263 120
CH76 35 2462 114
CH-77 35 399 149
CH-78 35 2130 156
CH-79 35 115 109
SW38 36 000 21
SW42 37 000 46
SW43 37 000 43
SW45 37 000 25
SW46 37 000 58
9982
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
122
Anexo E Resumen consumo en pozos del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
1 4 565
2 4 793
5 4 570
6 6 1039
8 4 654
12 2 215
16 4 668
17 5 993
19 6 946
20 5 1028
29 2 101
30 4 114
31 5 868
32 3 264
34 6 323
35 5 648
36 1 21
37 4 172
Subtotal SUR 18 74 9982
S
U
R
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
4 4 1034
7 4 86
9 5 560
10 4 735
11 1 145
13 4 807
14 2 254
21 3 559
22 3 392
24 4 678
25 3 509
26 3 616
33 1 148
46 4 724
IND 11 1659
SW1 1 38
Subtotal NORTE 16 57 8944
N
O
R
T
E
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
123
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Total AOM 497251340 512168880 527533947 543359965 681103165 576450587 593744104 611556428 629903120 789585241
Cons Energiacutea - $ 389351340 401031880 413062837 425454722 438218363 451364914 464905862 478853038 493218629 508015188
AOM menor - $ 107900000 111137000 114471110 117905243 121442401 125085673 128838243 132703390 136684492 140785027
AOM mayor - $ 0 0 0 0 121442401 0 0 0 0 140785027
Demanda - m3 5518800 5684364 5854895 6030542 6211458 6397802 6589736 6787428 6991051 7200782
VNA -AOM ($) $ 3587090188
Inversioacuten - $ 1079000000
VNA Total - $ $ 4666090188
VNA -Volumen (m3) 38512400
121 $m3
34322 $pcCosto compresioacuten
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Total AOM 668264220 688312147 708961512 730230357 915345699 774701386 797942427 821880700 846537121 1061136538
Cons Energiacutea - $ 523255643 538953312 555121912 571775569 588928836 606596701 624794602 643538440 662844594 682729931
AOM menor - $ 145008577 149358835 153839600 158454788 163208431 168104684 173147825 178342260 183692527 189203303
AOM mayor - $ 0 0 0 0 163208431 0 0 0 0 189203303
Demanda - m3 7416806 7639310 7868489 8104544 8347680 8598111 8856054 9121736 9395388 9677249
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
124
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento (Continuacioacuten)
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Inversioacuten $ 64986020
Costo de AOM $ 649860 $ 669356 $ 689437 $ 710120 $ 731423 $ 753366 $ 775967 $ 799246 $ 823223 $ 847920
Demanda - m3 109500 112785 116169 119654 123243 126941 130749 134671 138711 142873
VNA -AOM $COP $ 4534985
Inversioacuten - $COP $ 64986020
VNA Total - $COP $ 69521005
VNA -Volumen (m3) 764135
91 $m3
2578 $MMBTU =Costo almacenamiento x moacutedulo 132 UD$MMbtu (TRM = 1950$US$)
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Costo de AOM $ 873358 $ 899559 $ 926545 $ 954342 $ 982972 $ 1012461 $ 1042835 $ 1074120 $ 1106343 $ 1139534
Demanda - m3 147159 151574 156121 160804 165629 170597 175715 180987 186416 192009
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
125
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Norte
126
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Sur (Continuacioacuten)
127
Anexo H Precios de Referencia de Gas Natural de Campo Guajira y Opoacuten
Fuente Resolucioacuten CREG 119 de 2005
Anexo I Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
El gas en Colombia es considerado como un bien de primera necesidad y dado que gran parte de su produccioacuten se consume principalmente como gas domiciliario se cataloga como un servicio puacuteblico esencial y por esto es competencia del paiacutes hacer control en la cadena de valor de este energeacutetico
Es competencia de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible asiacute mismo asegurar que se realicen en el paiacutes por medio de empresas oficiales mixtas o privadas las actividades de produccioacuten comercializacioacuten construccioacuten y operacioacuten de gasoductos y de redes
Por lo anterior el gobierno creoacute la Comisioacuten de Regulacioacuten de la Energiacutea y Gas ldquoCREGrdquo a traveacutes de la Ley 142 de 1994 como unidades administrativas
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
56537 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo Guajira pertenece a caacutelculos
internos realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011
Ecopetrol no es una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicadaPMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
PMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PERIODO 01 DE ENERO DE 2014 - 30 DE JUNIO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) = 63244 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo OpOacuten pertenece a caacutelculos internos
realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011 Ecopetrol no es
una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicada
PRECIO GAS NATURAL CAMPO OPOacuteN
PRECIO GAS NATURAL CAMPO GUAJIRAPERIODO 01 DE AGOSTO DE 2013 - 31 DE ENERO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) =
128
especiales con independencia administrativa teacutecnica y patrimonial y adscrita al Ministerio de Minas y Energiacutea La CREG tiene la funcioacuten de regular los monopolios en la prestacioacuten del servicio de gas cuando la competencia no sea de hecho posible y en los demaacutes casos la de promover la competencia entre quienes presten servicios puacuteblicos para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean econoacutemicamente eficientes no impliquen abusos de la posicioacuten dominante y produzcan servicios de calidad Para ello tendraacute las siguientes funciones y facultades especiales
Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energiacutea y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energeacutetica eficiente propiciar la competencia en el sector de minas y energiacutea y proponer la adopcioacuten de las medidas necesarias para impedir abusos de posicioacuten dominante y buscar la liberacioacuten gradual de los mercados hacia la libre competencia
Expedir regulaciones especiacuteficas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijacioacuten de compromisos de ventas garantizadas de gas
Establecer el reglamento de operacioacuten para realizar el planeamiento y la coordinacioacuten de la operacioacuten del Sistema Nacional de Ductos y para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de gas combustible
Fijar las tarifas de venta de gas combustible o delegar en las empresas distribuidoras cuando sea conveniente dentro de los propoacutesitos de esta Ley bajo el reacutegimen que ella disponga la facultad de fijar estas tarifas
Definir las metodologiacuteas y regular las tarifas por los servicios de despacho y coordinacioacuten prestados por los centros regionales y por el Centro Nacional de Despacho
La CREG ha estudiado y aprobado varias resoluciones para cumplir con sus funciones de control entre las cuales se citan especialmente las que tienen que ver con la produccioacuten comercializacioacuten distribucioacuten y transporte de gas A continuacioacuten se hace un resumen de lo que tratan estas resoluciones
I CONDICIONES GENERALES
Con el fin de garantizar el acceso abierto al Sistema Nacional de Transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados se suscribiraacuten independientemente de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su valoracioacuten El transportador de gas natural no podraacute realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Podraacute no obstante adquirir
129
el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del Sistema de Transporte siacute ello se hace necesario Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no podraacuten ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6deg de Resolucioacuten 057 de 1996 El transportador tampoco podraacute tener intereacutes econoacutemico en empresas de generacioacuten eleacutectrica Los productores de gas natural no podraacuten desarrollar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica pero podraacuten poseer hasta 25 del capital social de una empresa que desarrolle tal actividad Los productores comercializaraacuten libremente su produccioacuten de gas natural y realizaraacuten contratos de venta en el Mercado Mayorista Los grandes consumidores de gas natural podraacuten negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor comercializador transportador o distribuidor pagando los correspondientes cargos al duentildeo de las redes siacute fuese el caso Los precios de transporte distribucioacuten y venta seraacuten negociables pero no superiores a los precios maacuteximos establecidos por la CREG salvo cuando mediante resolucioacuten se haya determinado que el precio de comercializacioacuten a grandes consumidores sea libre Con el fin de adecuar los contratos a las necesidades de los consumidores y a sus condiciones particulares se ofreceraacuten distintas modalidades contractuales las cuales seraacuten de conocimiento puacuteblico Podraacuten ofrecerse entre otros contratos firmes contratos en pico o contratos interrumpibles que incluyan o no prima de disponibilidad o una combinacioacuten de ellos En suma se permiten todas aquellas modalidades contractuales que no sean contrarias a la ley y la regulacioacuten y a los principios de libre competencia Se negociaraacuten de manera independiente los contratos de transporte y los de compraventa cuando se adquiera el combustible en un sitio distinto del nodo intermedio o de salida del Sistema o Subsistema de Transporte y se admitiraacuten diferentes puntos de entrega Al vender gas combustible por redes de tuberiacutea los comercializadores no discriminaraacuten entre personas o clases de personas salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta Los comercializadores no restringiraacuten distorsionaraacuten o evitaraacuten la competencia en la produccioacuten transporte distribucioacuten o comercializacioacuten del gas Asimismo no podraacuten abusar de su posicioacuten dominante en la fijacioacuten de precios
130
El transportador no podraacute otorgar trato preferencial a ninguacuten usuario de sus servicios y en particular a los comercializadores distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relacioacuten de las que configuran intereacutes econoacutemico Las empresas que desarrollen actividades de produccioacuten venta o distribucioacuten pueden ser comercializadoras Las empresas prestadoras de Servicios Puacuteblicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994 podraacuten continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y ademaacutes la actividad de comercializacioacuten siempre y cuando tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades De la misma forma procederaacuten todas las empresas que desarrollen simultaacuteneamente actividades de distribucioacuten de gas combustible En ninguacuten caso podraacuten dar un trato preferencial a ninguacuten comprador con teacuterminos contractuales similares
II PRODUCCIOacuteN DE GAS NATURAL
Los productores de gas natural deberaacuten ofrecer en venta todo su gas atenieacutendose a procesos transparentes de acuerdo con la metodologiacutea que consideren maacutes conveniente
Cuando el productor requiera gas natural para su propio consumo o para destinarlo a atender las necesidades de personas vinculadas econoacutemicamente a eacutel deberaacute adquirirlo o disponer de su propia produccioacuten de gas a precios de mercado Para ello deberaacute competir en los diferentes puntos de entrega dentro de condiciones de mercado con otros potenciales compradores siacute es del caso haciendo oferta sobre su propio gas
Se exceptuacutea de lo establecido en los artiacuteculos anteriores
Aquel campo en que exista gas asociado y en el que el productor decida reinyectarlo alliacute mismo por motivos teacutecnicos relacionados con la produccioacuten del petroacuteleo asociado
El consumo interno propio de la operacioacuten de los campos
La fijacioacuten del precio maacuteximo para el gas colocado en los nodos de entrada en la troncal seraacute asiacute
Para reservas descubiertas despueacutes del 11 de septiembre de 1995 los precios se determinaraacuten libremente sin sujecioacuten a topes maacuteximos Para ECOPETROL a partir del 1 de enero de 1998 A partir del 11 de septiembre del antildeo 2000 entraraacute en vigencia la foacutermula tarifaria
Para reservas descubiertas antes 11 de septiembre de 1995 localizados en el interior del paiacutes y Costa Atlaacutentica los precios tendraacuten un reacutegimen libre a partir del 10 de septiembre del antildeo 2005 Para ECOPETROL con anterioridad al 1 de enero de 1998
131
III CONDICIONES TARIFARIAS
El precio maacuteximo inicial en el nodo de entrada al Sistema Nacional de Transporte seraacute de US$130MBTU El precio maacuteximo fijado en eacutesta foacutermula tarifaria seraacute regulado en el nodo respectivo de entrada del gas al Sistema Nacional de Transporte
(sum
sum
)
Siendo
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre que comienza
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre anterior
= promedio para el semestre del iacutendice de precios para el crudo estaacutendar cotizado en el mercado de Nueva York ldquoNew York Mercantile Exchangerdquo NYMEX calculado asiacute
sum
Siendo
= periacuteodo de un mes
=equivale al semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres que
terminan en el semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres
que terminan en el semestre anterior al que comienza
132
IV TRANSPORTE DE GAS NATURAL
El propoacutesito del Coacutedigo de Transporte del Gas es permitir el desarrollo mantenimiento y operacioacuten del Sistema Nacional de Transporte de gas natural por tuberiacuteas en condiciones de eficiencia coordinacioacuten y con criterios de costo miacutenimo Con acceso libre para los productores comercializadores grandes consumidores y distribuidores y garantizar una calidad uniforme de gas para todos los usuarios del Sistema de Transporte de gas natural
Los contratos interrumpibles tendraacuten la menor prioridad los contratos firmes y en pico seraacuten prioritarios para el acceso y el servicio de transporte Asimismo las empresas que desean construir nuevos gasoductos a nuevos puntos de conexioacuten tengan acceso sin restricciones a las redes existentes de transporte
El centro de despacho de gas seraacute propiedad del transportador y seraacute responsable de la coordinacioacuten del despacho recibo transporte y entrega en el suministro del combustible
Las empresas transportadoras se remuneraraacuten mediante cargos por conexioacuten y cargos por uso los cuales distinguen entre capacidad y volumen
Los duentildeos de gasoductos dedicados no se consideran transportadores ni estaacuten sujetos a esta regulacioacuten salvo en el caso en que un tercero desee conectarse En este evento su propietario tendraacute obligacioacuten de permitir el acceso previa negociacioacuten de las condiciones teacutecnicas y comerciales
El gas natural entregado al transportador por el agente en el punto de entrada del Sistema de Transporte y por el transportador en el punto de salida deberaacute cumplir con la siguiente especificacioacuten de calidad que se muestra en la ilustracioacuten 26
133
Ilustracioacuten 27 Especificaciones de Calidad Exigidas por CREG
Fuente CREG
Salvo acuerdo entre las partes el productor - comercializador y el remitente estaacuten en la obligacioacuten de entregar gas natural a la presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta las 1200 Psia de acuerdo con los requerimientos del transportador
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten
referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes
en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos
de CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200
psia
134
Si el gas natural entregado por el agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT el transportador podraacute rehusar aceptar el gas en el punto de entrada
A CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR
Es un esquema de cargos por entrada y salida transportar gas en el Sistema Nacional de Transporte del interior el nodo de Vasconia el cual es el centro de referencia para las transacciones de gas natural
Los productores referenciaraacuten el transporte desde su nodo de entrada hasta el centro de referencia Este cargo se denomina ldquocargo de entradardquo Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el centro de referencia hasta su respectivo nodo de salida Este cargo se denomina ldquocargo de salidardquo
Para los productores de zonas de produccioacuten marginales se aplicaraacute la siguiente metodologiacutea para el caacutelculo de los cargos por uso y capacidad del sistema
| | | |
Siendo
= cargo
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de entrada
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de salida
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos por entrada y salida se muestran en las siguientes ilustraciones 25 y 26 respectivamente
Ilustracioacuten 28 Cargos Maacuteximos por Entrada al SNT
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca 96 0039
Cusiana 95 0055
Apiay -49 -0063
Neiva -179 -0134
CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA
135
Ilustracioacuten 29 Cargos Maacuteximos por Salida al SNT
Ademaacutes de los cargos de entrada y salida mencionados los productores y consumidores pagaraacuten un cargo de 0016 US$ KPC sobre el volumen facturado mensualmente correspondiente a los costos de administracioacuten medicioacuten y compresioacuten asociados con el sistema de transporte del interior
A partir del 1deg de enero de 1998 sin perjuicio de los otros cargos establecidos en la presente Resolucioacuten existe un ldquocargo estampillardquo para el Sistema de Transporte de gas natural del Interior igual a 015 US$ por KPC de gas efectivamente transportado se actualizaraacute semestralmente
El sistema de transporte del interior considera las siguientes puertas de ciudad con sus respectivos subsistemas como parte integral del mismo
SANTANDER
Barrancabermeja Sabana de Torres Bucaramanga Lebrija Giroacuten Floridablanca
Piedecuesta Puerto Parra Sebastopol La Belleza Floriaacuten Albania
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca -96 -0039
Cusiana -95 -0055
Villavicencio 61 0079
Neiva 179 0134
Sebastopol -36 -0015
Medelliacuten 145 0059
Bucaramanga 47 0019
Vasconia 0 0
Mariquita 42 0022
Chinchinaacute 86 0045
Cali 160 0085
La Belleza -38 -0023
Bogotaacute 141 005
CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA
136
CUNDINAMARCA
Puerto Salgar Ricaurte Simijaca Susa Fuacutequene Capellaniacutea Gauatancuy Ubateacute Cucunubaacute Sutatausa Tausa
Nemocoacuten Cogua Chipaque Une Caacutequeza Quetame Guayabetal Fosca Soacha Bogotaacute
VALLE DEL CAUCA
Cartago Ansermanuevo Obando La Victoria La Unioacuten Zarzal Roldanillo Caicedonia Sevilla Bugalagrande Andaluciacutea Tuluaacute
San Pedro Buga Guacariacute Ginebra El Cerrito Palmira Candelaria Pradera Florida Yumbo Cali Jamundiacute
ANTIOQUIA
Puerto Berrio Maceo Caracoliacute Yolomboacute San Roque Cisneros Santo Domingo Don Matiacuteas Concepcioacuten Guarne Rionegro
Barbosa Girardota Copacabana Bello Medelliacuten Itaguiacute Envigado La Estrella Sabaneta Caldas
137
BOYACAacute
Puerto Serviez Vasconia Puerto Boyacaacute Tunungua Bricentildeo Chiquinquiraacute Caldas Beleacuten Cerinza Combita Cucaita Duitama
Nobsa Paipa Saacutechica Samacaacute Santa Rosa de Viterbo Sogamoso Sora Sutamarchan Tunja Tuta Villa de Leyva Dicataacute
TOLIMA
Honda Mariquita Guayabal Leacuterida Liacutebano Tierra Adentro Ambalema La Sierra Venadillo Alvarado Piedras Doima
Ibagueacute Flandes Gualanday Chicoral Espinal Guamo Saldantildea Ortega Natagaima Fresno Herveo
CALDAS
La Dorada Victoria Manzanares Manizales
Neira Villa Mariacutea Chinchinaacute Palestina
QUINDIacuteO
Filandia Salento Circasia Montenegro
Quimbaya Calarcaacute Armenia La Tebaida
138
HUILA
Aipe Neiva
CASANARE
Tauramena Monterrey Aguazul
Yopal Morichal Cusiana
RISARALDAS
Marsella Santa Rosa de Cabal Dos Quebradas Pereira
La Virginia Balboa La Celia
META
Acaciacuteas Restrepo Cumaral
Villavicencio Apiay
Ilustracioacuten 30 Entradas y Salidas al SNT
DIAGRAMA No 1
Barranca Bmanga
Medellin Sebastopol
Vasconia La Belleza Cusiana
Cogua
Bogotaacute Apiay
Chinchinaacute Mariquita
Cali
Neiva
139
El sistema de transporte del interior comprende los 13 tramos troncales que se incluyen en el diagrama anterior Sobre estos tramos podraacuten establecerse nodos intermedios de salida cuyos cargos asociados se calcularaacuten en forma simple conforme a la siguiente metodologiacutea descrita en la ilustracioacuten 30
Ilustracioacuten 31 Caacutelculo para Nodos Intermedios al SNT
Sea el tramo de intereacutes el que conecta los nodos A y B y que tiene una longitud total de para el cual se calcularaacuten los cargos de salida en el nodo intermedio ubicado a una distancia medida sobre la troncal desde el nodo
Los cargos de salida (capacidad en US$KPCD-Antildeo) y (uso en US$KPC) en dicho nodo se calcularaacuten a partir de los cargos de salida (capacidad en los
nodos A y B) y (uso en los nodos A y B) mediante la siguiente foacutermula
B CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL CENTRO
El sistema de transporte del centro seraacute utilizado por ECOPETROL para el transporte de gas desde los campos de gas de la Guajira hasta el complejo petroquiacutemico de Barrancabermeja
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos para el sistema de transporte del centro se muestran en la tabla 49
140
Tabla 49 Cargos Maacuteximos para Sistema de Transporte de Centro
C CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR
Es un esquema de cargos que refleja el costo de transportar gas combustible en el sistema de transporte del sur mediante el siguiente procedimiento
Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el campo productor o desde la conexioacuten con el sistema de transporte del interior hasta su respectivo nodo de salida independientemente de la distancia recorrida Los cargos maacuteximos por uso del sistema de transporte del sur se muestran en la tabla 50
Tabla 50 Cargos Maacuteximos por Sistema de Transporte del Sur
V COMERCIALIZACIOacuteN DE GAS NATURAL
Los comercializadores podraacuten suministrar gas natural a precios acordados libremente soacutelo a quienes se definen como grandes consumidores Los productores de gas natural podraacuten comercializar su produccioacuten de manera independiente o en conjunto con otros socios del contrato de exploracioacuten y produccioacuten respectiva y podraacuten comercializar conjuntamente la produccioacuten de dos o maacutes contratos de exploracioacuten y produccioacuten diferente Los productores y comercializadores de gas natural podraacuten celebrar contratos de venta de gas natural a grandes consumidores y a los distribuidores a precios negociados libremente sujetos a un tope maacuteximo Todo distribuidor independientemente de su volumen de compras seraacute considerado como un gran consumidor Los contratos de suministro de gas natural a grandes consumidores podraacuten pactarse por un plazo maacuteximo de 20 antildeos teacutermino que se contaraacute a partir de la fecha del inicio de la ejecucioacuten del respectivo contrato
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Ballenas - Barrancabermeja 272 0111
CARGOS MAacuteXIMOS
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Neiva - Hobo 749 0228
CARGOS MAacuteXIMOS
141
VI DISTRIBUCIOacuteN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIacuteA
Los distribuidores permitiraacuten el acceso a las redes de tuberiacutea de su propiedad a cualquier productor comercializador o gran consumidor de gas combustible a cambio del pago de los cargos correspondientes La expansioacuten de los sistemas de distribucioacuten seraacute responsabilidad de las empresas que desarrollen esa actividad siempre que se ofrezcan realizar en condiciones competitivas o de miacutenimo costo Las empresas distribuidoras seraacuten remuneradas por los servicios que presten a los grandes consumidores por entrega de gas en las redes del distribuidor y por transporte por las redes del distribuidor Los distribuidores que realicen la actividad de comercializacioacuten en su aacuterea de servicio deberaacuten separar contablemente su actividad de distribucioacuten de la de comercializacioacuten de acuerdo con las regulaciones expedidas por la CREG La tarifa a los pequentildeos consumidores de gas natural es
Siendo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 para compras de gas natural en
troncal en el antildeo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 de transporte en troncal en el antildeo
= cargo promedio maacuteximo unitario en $m3 permitido al distribuidor por uso de la red en el antildeo
= cargo o margen maacuteximo unitario en $m3 de comercializacioacuten en el antildeo
= factor de correccioacuten en $m3 en el antildeo (puede ser positivo o negativo) es igual a cero en el antildeo inicial
Anexo J Especificaciones Proyecto Termo San Fernando
Fuente Resolucioacuten 0728 de 6 de septiembre de 2012
Mediante la Resolucioacuten 0271 del 30 de abril de 2012 y acorde con lo regulado en la Ley 99 de 1993 el Decreto 2820 de 2010 y los Decretos 3573 y 3578 de 2011 y Resolucioacuten 877 del 7 de septiembre de 2000 el Ministerio autorizoacute la cesioacuten de derechos y obligaciones en relacioacuten con los campos Castilla y Chichimene de la empresa CHEVRON PETROLEUM COMPANY OF COLOMBIA
142
a la Empresa Colombiana de Petroacuteleos ECOPETROL actual ECOPETROL SA y asiacute mismo acogioacute el Plan de Manejo Ambiental - PMA que se veniacutea desarrollando
Mediante la Resolucioacuten 169 del 21 de febrero de 2001 el Ministerio otorgoacute licencia ambiental a la empresa ECOPETROL SA para los pozos de desarrollo Chichimene-18 y Castilla-26 incluyendo la construccioacuten de liacuteneas de flujo y viacuteas de acceso
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Fernando
El proyecto consiste en la instalacioacuten de un sistema de autogeneracioacuten de energiacutea estable para consumo y soporte del Bloque Cubarral y para el cual se presenta la infraestructura asociada
De acuerdo con la informacioacuten suministrada el aacuterea a ocupar por la central de generacioacuten es de aproximadamente 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Femando - VIT en la Vereda astenia del municipio de Castilla La Nueva en terrenos en los que actualmente se desarrollan actividades de ganaderiacutea y agricultura
Se considera viable la realizacioacuten de este proyecto aunque la empresa deberaacute presentar antes del inicio de las actividades un PMA especiacutefico en el que se presente toda la informacioacuten teacutecnica relativa a la construccioacuten de la central termoeleacutectrica incluyendo planos de disentildeo a escala evaluacioacuten de impactos especiacutefica para este proyecto requerimientos de agua que demanda el proyecto y la disposicioacuten final del agua residual medidas a tomar para evitar la afectacioacuten de la calidad del aire por el uso de diesel como combustible de respaldo durante la etapa productiva de la termoeleacutectrica
Vecina a la central termoeleacutectrica se ubicaraacute la subestacioacuten eleacutectrica San Femando en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica El proyecto contempla la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando la construccioacuten de cuatro liacuteneas de 115 KV asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos a 345 KV que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Es importante aclarar que la construccioacuten de la liacutenea de 230 KV proveniente de la subestacioacuten La Reforma y que tiene como destino la subestacioacuten San Femando se presentoacute ante esta autoridad como un Diagnoacutestico Ambiental de Alternativas y no hace parte de las solicitudes de este proyecto por tanto esta autoridad no se
143
manifestaraacute sobre este actividad El desarrollo de infraestructura eleacutectrica mediante la construccioacuten de las liacuteneas circuitos y redes de distribucioacuten de energiacutea al interior de los campos Castilla mdash Chichimene es una actividad viable de realizacioacuten aunque sus caracteriacutesticas deberaacuten estar acordes a la Resolucioacuten 18 1294 del 6 de agosto de 2008 del Ministerio de Minas y Energiacutea en donde se establece el Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Eleacutectricas (RETIE)
Generacioacuten de energiacutea eleacutectrica en campo Chichimene
Contempla la construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte considerable de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene Se pretende con este proyecto implementar estrategias para aprovechar el gas producido y tratado en los campos Castilla - Chichimene esta Autoridad no presenta objecioacuten en su desarrollo siempre y cuando las actividades se realicen en las coordenadas presentadas adicionalmente previo al inicio de actividades la empresa debe presentar un documento incluyendo la infraestructura a instalar un plano de disentildeo a escala y las actividades e impactos especiacuteficos de la realizacioacuten de cada uno de estos proyectos
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando subestacioacuten eleacutectrica San Fernando
Construccioacuten y operacioacuten de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando en un aacuterea maacutexima de 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Fernando mdash VIT
Construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten eleacutectrica San Femando aledantildea a la central termoeleacutectrica en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica La autorizacioacuten incluye la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Aprovechamiento de gas para generacioacuten de energiacutea eleacutectrica campo Chichimene Construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene
144
de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene para lo cual se puede utilizar alguna de las siguientes alternativas
Caldera y turbina a vapor se instalaraacute una caldera con su respectiva turbina a vapor para generar 22 MW
Motores reciprocantes Tipo 1 (acepta CO2gt20) se requieren 11 motores reciprocantes de 31 MW cada uno con capacidad de generar electricidad sin necesidad de retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Motores reciprocantes Tipo 2 (no acepta CO2) se requieren 3 motores reciprocantes de 8 MW cada uno para generar electricidad Se requiere instalar una planta de endulzamiento para retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Turbinas a gas se instalariacutea una turbina a gas de tipo aero derivativa para generacioacuten de 24 MW
Micro turbinas se requiere instalar 30 unidades de generacioacuten para la produccioacuten de 1 MW de energiacutea eleacutectrica
145
Anexo K Medicioacuten de impactos ambientales para el campo Chichimene
En la tabla 51 se muestran los diferentes factores de emisioacuten de carbono y CO2 para diversos combustibles en ella se muestra que el gas natural es el combustible que presenta menores emisiones de carbono y CO2
Tabla 51 Factores de emisioacuten por tipo de combustible
En la tabla 52 se muestra la cantidad de emisiones arrojadas a la atmoacutesfera con cada una de las alternativas planteadas (con el proceso de tratamiento de gas natural a condiciones CREG) y ademaacutes las arrojadas a la atmoacutesfera actualmente por la quema de gas en el campo Cabe resaltar que el impacto ambiental se evaluacutea de acuerdo a la cantidad de emisiones contaminantes la concentracioacuten de los contaminantes en un mismo lugar o en diferentes puntos y ademaacutes el tiempo que lleva esta praacutectica realizaacutendose Para el caso de quema de gas actual se considera alto debido a que las emisiones contaminantes incluyen ademaacutes de CO2 material particulado metano entre otros Por otra parte la quema se ha realizado durante varios antildeos todos los diacuteas al antildeo y se concentran en el mismo lugar del campo (tea) Asimismo se evaluaron las diferentes alternativas planteadas
FE de C FE de CO2
(kg GJ)a (kg GJ)b
Carboacuten Soacutelido 268 9453
Crudo Liacutequido 20 7328
Diesel Liacutequido 202 7401
Gasolina Liacutequido 189 6925
Kerosene Liacutequido 195 7145
Gas propano Gas 172 6302
GLP Gas
Gas natural Gas 153 5606
FACTORES DE EMISIOacuteN DE CARBONO Y CO2 POR
TIPO DE COMBUSTIBLE
a Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories Reference Manual IPCC Bracknell UK
b Calculado a partir de la ecuacioacuten estequiomeacutetrica C + O2 -gt CO2
Combustible Estado
146
Tabla 52 Emisioacuten de contaminantes del gas natural campo Chichimene
CONTAMINANTE FE Quema de gas Venta de gas Teacutermica GNC Calentamiento Crudo Peak Shaving
LbMMpc Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo
CO2 120000 11547273 9954545 9954545 9954545 9954545 9954545
NO2 22 - 183 183 183 183 183
PM 76 731 630 630 630 630 630
SO2 06 -
TOC 11 1059
Metano 23 221
VOC 55 529
1 (tea) 25000 hogares 1 (centra l )25000
hogares
Seguacuten nodos de
ca lentamiento (cerca a
4)
25000 hogares
ALTO BAJO MEDIO BAJO BAJO BAJO
El impacto de la a l ternativa se ca l i fica de acuerdo a la emis ioacuten de contaminantes como tambieacuten midiendo la concentracioacuten
de estos en un mismo lugar Para el caso de la quema de gas toda la contaminacioacuten se concentra en el mismo s i tio
PUNTOS DE DISPERSIOacuteN
CONTAMINANTE
IMPACTO AMBIENTAL
FEFactores de emis ioacuten para gas natura l Emis ioacuten de gases contaminantes= FE x Volumen de gas
TOC Total Organic Compounds
VOC Volati le Organic Compounds
PM Particule Materia l
Gas s in tratar se asume igual a GLP y su reaccioacuten es incompleta
EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE AL ANtildeO BASE DE CAacuteLCULO 05
MMSCFD
Gas tratado combustioacuten completa
147
Anexo L Liacutenea base de gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 53 Base de caacutelculo en gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos no aprovechados MUS$ -788 -2047 -3593 -4718 -4811 -4906 -5002 -5101 -5201 -5304
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 300 309 318 328 338 348 358 369 380 391
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29
- Costos Mantenimiento General MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 219 246
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 20 21 21 22 23 23 24 25 25 26
- Costo permisos ambientales MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
Flujo de Caja Libre MUS$ -810 -2070 -3616 -4742 -4836 -4931 -5029 -5128 -5229 -5333
Antildeos 10 20
VNA MUS$ -22189 -34161
TIR ND ND
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos no aprovechados MUS$ -5408 -5515 -5623 -5734 -5847 -5962 -6080 -6200 -6322 -6446
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 403 415 428 441 454 467 481 496 511 526
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 30 30 31 32 33 34 35 36 37 39
- Costos Mantenimiento General MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 277 312 351
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 27 28 29 29 30 31 32 33 34 35
- Costo permisos ambientales MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
Flujo de Caja Libre MUS$ -5438 -5545 -5655 -5767 -5880 -5997 -6115 -6236 -6359 -6485
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
148
Anexo M Flujo de caja para planta de tratamiento de gas
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
16930513 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693051 US$antildeo
6000000 US$
120000 US$antildeo
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto 20 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
Pronoacutesticos de volumen gas libre del
Campo Seguacuten Ecopetrol
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 3)
149
Tabla 53 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
150
Anexo N Flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
Tabla 55 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
1081 MSCFD
16930520 US$
1145000 US$
6000000 US$
900000 US$
435851 US$
Inversioacuten sistema respaldo por falla planta calentamiento 575000 US$
229000 US$antildeo
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
35000 BFPD
Volumen de nafta inyectado al 17 de dilucioacuten en crudo 5950 BFPD
Ahorro de Volumen de nafta inyectado 20
3000 m
012 US$KWe
3
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10
MMSCFD los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Tramo de tuberiacutea produccioacuten planta Calentamiento a planta Tratamiento
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 5)
Iacutendice de Precios al Consumidor
Nota 4 Es te es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en EcopetrolNota 1 No incluye tari fa de comercia l i zacioacuten transporte ni dis tribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de ca lentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg
Tota l 6 Km
Nota 3 Es tos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO amp
CALENTAMIENTO
Inversioacuten revestimiento troncal de 16 pulg
Volumen de fluidos a calentar (32200 BOPD crudo y 2800 BWPD agua)
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 4)
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta calentamiento (nota 3)
Mantenimiento planta calentamiento 20 inversioacuten
Volumen gas libre del Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta calentamiento Ver tabla
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Calentamiento
Inversioacuten gasoducto para venta
151
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDAD
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
152
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 29838 30733 31655 32605 33583 34591 35629 36697 37798 38932
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 3777 3891 4007 4128 4251 4379 4510 4646 4785 4929
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 26061 26843 27648 28478 29332 30212 31118 32052 33013 34004
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 3050 3141 3236 3333 3433 3536 3642 3751 3863 3979
- Costo compra gas MUS$ 2510 2585 2663 2743 2825 2910 2997 3087 3180 3275
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 229 236 243 250 258 265 273 282 290 299
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 131 135 139 143 147 152 156 161 166 171
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 180 1854 190962 19669086 2025915858 208669333 214929413 221377296 228018615 234859173
Flujo de Caja Libre US$ 26788 27592 28420 29273 30151 31055 31987 32946 33935 34953
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 172537 254901
TIR 880 880
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 01
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 40100 41303 42542 43819 45133 46487 47882 49318 50798 52322
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 5076 5229 5386 5547 5714 5885 6061 6243 6431 6624
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 35024 36075 37157 38271 39420 40602 41820 43075 44367 45698
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 81 83 86 88 91 93 96 99 102 105
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 4099 4222 4348 4479 4613 4752 4894 5041 5192 5348
- Costo compra gas MUS$ 3373 3475 3579 3686 3797 3911 4028 4149 4273 4401
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 308 317 326 336 346 357 367 379 390 402
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 176 181 186 192 198 204 210 216 223 229
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 241904948 249162097 25663696 264336068 27226615 280434135 288847159 297512574 306437951 31563109
Flujo de Caja Libre US$ 36001 37082 38194 39340 40520 41736 42988 44277 45606 46974
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
153
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 31357 35073 39273 42607 43782 44991 46233 47511 48825 50176
- Costos totales MUS$ 5716 5707 6102 6233 6412 6596 6786 6981 7182 7388
Flujo de Caja Libre MUS$ 25640 29366 33171 36374 37370 38395 39448 40530 41644 42788
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 178865 278532
TIR 110 110
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 10
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 51566 52995 54464 55975 57529 59127 60771 62461 64200 65988
- Costos totales MUS$ 7601 7819 8045 8276 8515 8760 9013 9273 9541 9816
Flujo de Caja Libre MUS$ 43965 45175 46419 47699 49014 50367 51758 53188 54659 56172
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
154
Tabla 56 Costo de aislamiento teacutermico de la liacutenea troncal de 16 pulgadas
Tabla 57 Sistema de respaldo por falla en la planta de calentamiento
Longitud tuberiacutea revestida - m 3000
Diaacutemetro tuberiacutea - pulgada 16
Aacuterea a revestir - m2 1557
Costo de manta en fibra de vidrio - 40 US$m2 62264
Costo de fibra de vidrio para envolver - 30 US$m2 46698
Costo de instalacioacuten - m2 326888
Total - US$ 435851
Coeficiente conductividad (003 WmdegK) Densidad de 23 Kgm2 Rango Temp -120 a 400 degC
Tensioacuten a la roptura igual a 4300 N
Costo aislamiento teacutermico liacutenea troncal de 16 pulgada
Equipos Vol Bbls Costo - US$Tanque de almacenamiento de fluidos con capacidad para 8
horas de parada11667 300000
Tanque almacenamiento de nafta dilucion de 25 para 8
hora de parada2917 75000
Sistema inteligente para desviar fluidos a tanques 50000
Accesorios valvulas bombas equipos 150000
575000
Sistema respaldo por falla en la planta de calentamiento
Total - US$
155
Anexo O Flujo de caja para planta teacutermica
Tabla 58 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
4000 MSCFD
16930520 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
25052100 US$
6000000 US$
750000 US$
2505210 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
232 MWe
012 US$KWe
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento planta teacutermica 10 inversioacuten
Mantenimiento gasoducto 40 km 2 inversioacuten
Capacidad Generacioacuten Teacutermica
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 4)
Volumen gas libre del Campo
Declinacioacuten produccioacuten gas
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta Teacutermica
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas
Costo produccioacuten de gas asociado
Gas requerido por la teacutermica 232 MWh
Costo Unitario de Tratamiento Gas (nota 3)
Inversioacuten gasoducto teacutermica a planta tratamiento 05 Km 3 pulg
BASE DE CALCULO PLANTA TERMICA
Mantenimiento gasoducto 05 km 2 inversioacuten
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
156
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCFA 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 2547 2442 2739 2769 2844 2922 3001 3082 3166 3252
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1028 1897 4878 7233 7355 7478 7604 7731 7861 7992
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 13115 30787
TIR 22 26
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 454
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCFA 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 3341 3432 3525 3621 3720 3822 3926 4034 4144 4258
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 8125 8260 8396 8535 8676 8818 8963 9109 9258 9408
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
157
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Ingresos venta energiacutea MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
- Costo produccioacuten MUS$ 11911 12268 12636 13015 13406 13808 14222 14649 15088 15541
- Costo compra gas MUS$ 9286 9564 9851 10147 10451 10765 11087 11420 11763 12116
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 2505 2580 2658 2738 2820 2904 2991 3081 3174 3269
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 15 15 16 16 17 17 18 18 19 20
Flujo de Caja Libre US$ 12929 13317 13716 14127 14551 14988 15437 15901 16378 16869
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 52942 92693
TIR 42 44
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 240
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Ingresos venta energiacutea MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
- Costo produccioacuten MUS$ 16007 16487 16982 17491 18016 18557 19113 19687 20277 20886
- Costo compra gas MUS$ 12479 12853 13239 13636 14045 14467 14901 15348 15808 16282
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 3367 3468 3572 3679 3789 3903 4020 4141 4265 4393
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 20 21 21 22 23 23 24 25 26 26
Flujo de Caja Libre US$ 17375 17896 18433 18986 19556 20142 20747 21369 22010 22670
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
158
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 26358 29924 33970 37145 38156 39196 40265 41363 42493 43654
- Costos totales MUS$ 14457 14710 15376 15785 16250 16729 17223 17731 18254 18793
Flujo de Caja Libre MUS$ 11900 15214 18594 21360 21906 22466 23042 23632 24238 24861
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 66058 123869
TIR 34 37
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 314
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 44848 46075 47337 48634 49968 51339 52749 54199 55690 57222
- Costos totales MUS$ 19348 19919 20507 21113 21736 22379 23040 23721 24422 21953
Flujo de Caja Libre MUS$ 25500 26156 26830 27521 28232 28961 29710 30478 31268 35269
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
159
Anexo P Flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
Tabla 59 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 us$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
500 MSCFD
16930520 US$
2314872 US$
6000000 US$
150000 US$
0122 US$Km - Ton
100 Km
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
3
111 anual
1800 $US$
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO ampGAS
COMPRIMIDO
Volumen gas libre del
Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccion gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo Unitario de
Tratamiento Gas (nota 4)
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta GNC
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Gas Comprimido
Inversioacuten gasoducto para venta
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta GNC (nota 3)
Costo transporte gas por carretera seguacuten CREG
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Distribucioacuten Planta a Municipio-promedio
Mantenimiento gasoducto planta tratamiento a planta GNC 10 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD los
demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de calentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg Total 6 Km
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
160
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSION Antildeos 544
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
161
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 3095 3188 3284 3382 3484 3588 3696 3807 3921 4039
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 16 1648 1697 1748 1801 1855 1910 1968 2027 2088
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2231 2298 2367 2438 2578 2586 2664 2744 2826 2989
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 276 285 293 302 378 320 330 340 350 439
Consumo energiacutea MUS$ 216 22280 22948 23636 24345 25076 25828 26603 27401 28223
Mantenimiento menor MUS$ 60 6174 6360 6550 6747 6949 7158 7372 7594 7821
Mantenimiento mayor MUS$ 67 78
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 17 18 18 19 19 20 20 21 22 22
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 17 1767 1820 1874 1931 1989 2048 2110 2173 2238
Costo compra de gas MUS$ 1161 1196 1231 1268 1306 1346 1386 1428 1470 1514
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 60 618 637 656 675 696 716 738 760 783
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 15 1545 1591 1639 1688 1739 1791 1845 1900 1957
Costo Transporte MUS$ 762 785 808 832 857 883 910 937 965 994
Flujo de Caja Libre US$ 864 890 917 945 905 1002 1032 1063 1095 1050
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 3134 5760
TIR 36 38
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 277
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 4160 4284 4413 4545 4682 4822 4967 5116 5269 5427
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 2150 2215 2281 2350 2420 2493 2568 2645 2724 2806
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2998 3088 3181 3276 3465 3476 3580 3687 3798 4017
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 371 382 394 406 509 430 443 457 470 590
Consumo energiacutea MUS$ 29070 29942 30840 31765 32718 33700 34711 35752 36825 37929
Mantenimiento menor MUS$ 8056 8298 8547 8803 9067 9339 9619 9908 10205 10511
Mantenimiento mayor MUS$ 91 105
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 23 24 24 25 26 27 28 28 29 30
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 2305 2375 2446 2519 2595 2673 2753 2835 2920 3008
Costo compra de gas MUS$ 1560 1607 1655 1705 1756 1808 1863 1918 1976 2035
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 2016 2076 2139 2203 2269 2337 2407 2479 2554 2630
Costo Transporte MUS$ 1024 1054 1086 1119 1152 1187 1222 1259 1297 1336
Flujo de Caja Libre US$ 1162 1197 1232 1269 1217 1347 1387 1429 1472 1411
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
162
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 4613 7528 10901 13384 13683 13988 14301 14620 14948 15283
- Costos totales MUS$ 4897 4864 5233 5338 5558 5647 5808 5973 6144 6398
Flujo de Caja Libre MUS$ -284 2664 5668 8046 8125 8341 8493 8647 8804 8885
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 9463 29392
TIR 17 22
RETORNO INVERSION Antildeos 502
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 15625 15976 16335 16702 17078 17463 17856 18259 18672 19094
- Costos totales MUS$ 6500 6686 6877 7074 7367 7484 7699 7919 8146 8485
Flujo de Caja Libre MUS$ 9125 9290 9458 9628 9711 9978 10157 10340 10525 10609
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
163
TABLA 34 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA DE 45 MWE 77
TABLA 35 COSTOS DE MANTENIMIENTO PARA TURBINA A GAS DE 232 MWE 77
TABLA 36 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y MANTENIMIENTO DE GASODUCTO 79
TABLA 37 COSTOS DE INVERSIOacuteN Y OPERACIOacuteN PARA UNA PLANTA PEAK SHAVING MADRE 85
TABLA 38 TARIFAS DEL GAS NATURAL RESIDENCIAL PARA 2014 EN COLOMBIA 87
TABLA 39 PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS DE GLP EN COLOMBIA 88
TABLA 40 COSTOS DE UNA UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO DE 130
KW 88
TABLA 41 COSTOS POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 M3 90
TABLA 42 DATOS PRODUCCIOacuteN DEL SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 92
TABLA 43 BALANCE DE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO DE LIacuteNEA TRONCAL 16 DE DIAacuteMETRO 95
TABLA 44 DATOS DE CAacuteLCULO PARA ESPESOR DEL REVESTIMIENTO 95
TABLA 45 ECUACIONES EMPLEADAS PARA CAacuteLCULOS DE ESPESOR DE REVESTIMIENTO 96
TABLA 46 BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR FLUIDOS 97
TABLA 47 COSTOS DE INVERSIOacuteN DE EQUIPOS PRINCIPALES PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO
97
TABLA 48 EVALUACIOacuteN CUALITATIVA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS 102
TABLA 49 CARGOS MAacuteXIMOS PARA SISTEMA DE TRANSPORTE DE CENTRO 140
TABLA 50 CARGOS MAacuteXIMOS POR SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR 140
TABLA 51 FACTORES DE EMISIOacuteN POR TIPO DE COMBUSTIBLE 145
TABLA 52 EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE 146
TABLA 53 BASE DE CAacuteLCULO EN GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
TABLA 54 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
DE GAS 148
TABLA 55 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y CALENTAMIENTO 150
TABLA 56 COSTO DE AISLAMIENTO TEacuteRMICO DE LA LIacuteNEA TRONCAL DE 16 PULGADAS 154
TABLA 57 SISTEMA DE RESPALDO POR FALLA EN LA PLANTA DE CALENTAMIENTO 154
TABLA 58 BASE DE CAacuteLCULO PARA TRATAMIENTO DE GAS Y PLANTA TEacuteRMICA 155
TABLA 59 BASE DE CAacuteLCULO PARA ANAacuteLISIS DE FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO
Y GNC 159
LISTA DE ILUSTRACIONES
ILUSTRACIOacuteN 1 DISENtildeO METODOLOacuteGICO DEL PROYECTO 4
ILUSTRACIOacuteN 2 CAMPOS OPERADOS POR ECOPETROL EN EL META 5
ILUSTRACIOacuteN 3 UBICACIOacuteN DEL CAMPO PETROLERO CHICHIMENE 7
ILUSTRACIOacuteN 4 CURVA DE PRODUCCIOacuteN DE GAS LIBRE Y GAS ASOCIADO 10
ILUSTRACIOacuteN 5 UBICACIOacuteN DEL MUNICIPIO DE ACACIacuteAS 11
ILUSTRACIOacuteN 6 GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute 12
ILUSTRACIOacuteN 7 PROYECTOS PARA EL DEPARTAMENTO DE META 13
ILUSTRACIOacuteN 8 PRONOacuteSTICO DE CONSUMO ENERGEacuteTICO MUNDIAL A PARTIR DE DIFERENTES
FUENTES DE ENERGIacuteA 17
ILUSTRACIOacuteN 9 ETAPAS DE TRATAMIENTO PARA EL GAS NATURAL 30
ILUSTRACIOacuteN 10 CENTRAL TEacuteRMICA CONVENCIONAL A GAS 34
ILUSTRACIOacuteN 11 ESQUEMA GENERAL DE UNA CENTRAL CICLO COMBINADO 35
ILUSTRACIOacuteN 12 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA DE COGENERACIOacuteN 36
ILUSTRACIOacuteN 13 PRODUCTOS PETROQUIacuteMICOS OBTENIDOS A PARTIR DE GAS NATURAL 37
ILUSTRACIOacuteN 14 PROCESO GENERAL DE UNA PLANTA PEAK SHAVING 40
ILUSTRACIOacuteN 15 CADENA DEL GNC 41
ILUSTRACIOacuteN 16 MODELO DE TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO
CHICHIMENE 46
ILUSTRACIOacuteN 17 INVERSIOacuteN PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS VS CANTIDAD DE GAS PARA
ESCENARIOS (P50) Y (P90) 53
ILUSTRACIOacuteN 18 COSTOS DE OPERACIOacuteN Y ENERGIacuteA PARA ESCENARIO P50 57
ILUSTRACIOacuteN 19 SISTEMA ACTUAL DE RECOLECCIOacuteN Y PROCEDIMIENTO A REALIZAR PARA
VALORAR ALTERNATIVAS AL GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 60
ILUSTRACIOacuteN 20 EMISIONES DE CO2 VS CANTIDAD DE GAS QUEMADO EN TEA (P50) 65
ILUSTRACIOacuteN 21 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A GAS 67
ILUSTRACIOacuteN 22 DATOS GENERALES TURBINA TITAN-250 70
ILUSTRACIOacuteN 23 CONDICIONES ISO DE OPERACIOacuteN Y DEL CAMPO CHICHIMENE 71
ILUSTRACIOacuteN 24 SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS EN COLOMBIA 82
ILUSTRACIOacuteN 25 BALANCE DE GAS TOTAL EN COLOMBIA DEMANDA VS OFERTA 83
ILUSTRACIOacuteN 26 DIAGRAMA DE PROCESO DE CALENTAMIENTO DE CRUDO EN LA ETAPA DE
RECOLECCIOacuteN 93
ILUSTRACIOacuteN 27 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD EXIGIDAS POR CREG 133
ILUSTRACIOacuteN 28 CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA AL SNT 134
ILUSTRACIOacuteN 29 CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA AL SNT 135
ILUSTRACIOacuteN 30 ENTRADAS Y SALIDAS AL SNT 138
ILUSTRACIOacuteN 31 CAacuteLCULO PARA NODOS INTERMEDIOS AL SNT 139
LISTA DE ANEXOS
ANEXO A PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 111
ANEXO B PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 115
ANEXO C CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL NORTE 119
ANEXO D CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE EN TRONCAL SUR 120
ANEXO E RESUMEN CONSUMO EN POZOS DEL CAMPO CHICHIMENE 122
ANEXO F FLUJO DE CAJA PARA COSTO UNITARIO POR EL SERVICIO DE COMPRESIOacuteN Y
ALMACENAMIENTO 123
ANEXO G CONFIGURACIOacuteN CLUacuteSTERS EN TRONCAL NORTE 125
ANEXO H PRECIOS DE REFERENCIA DE GAS NATURAL DE CAMPO GUAJIRA Y OPOacuteN 127
ANEXO I MARCO REGULATORIO E INFRAESTRUCTURA DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA 127
ANEXO J ESPECIFICACIONES PROYECTO TERMO SAN FERNANDO 141
ANEXO K MEDICIOacuteN DE IMPACTOS AMBIENTALES PARA EL CAMPO CHICHIMENE 145
ANEXO L LIacuteNEA BASE DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DEL CAMPO CHICHIMENE 147
ANEXO M FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS 148
ANEXO N FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y CALENTAMIENTO 150
ANEXO O FLUJO DE CAJA PARA PLANTA TEacuteRMICA 155
ANEXO P FLUJO DE CAJA PARA PLANTA DE TRATAMIENTO Y GNC 159
GLOSARIO
ABSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas pasan de una primera fase a otra incorporaacutendose al volumen de la segunda fase
ADSORCIOacuteN Proceso en el que los aacutetomos iones o moleacuteculas son atrapados o retenidos en la superficie de un material
AMINAS Compuestos quiacutemicos orgaacutenicos derivados del amoniacuteaco Seguacuten se sustituyan uno dos o tres hidroacutegenos las aminas son primarias secundarias o terciarias respectivamente
BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES Sistema de levantamiento artificial maneja altas tasas de flujo y se encarga de desplazar voluacutemenes de crudo con alta eficiencia en yacimientos potencialmente rentables y en pozos profundos
BUTANO Gas maacutes pesado que el aire su foacutermula condensada es C4H10
CAacuteMARA DE COMBUSTIOacuteN Lugar donde se realiza la combustioacuten del combustible con el comburente en aplicaciones como turbinas a gas
CICLO COMBINADO Coexistencia de dos ciclos termodinaacutemicos en un sistema en el cual en uno el fluido de trabajo es vapor de agua y en el otro es un gas producto de una combustioacuten o quema
COGENERACIOacuteN Proceso de obtencioacuten de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica a partir de energiacutea primaria
COMBUSTIBLES FOacuteSILES Formados a partir de restos orgaacutenicos de plantas y animales muertos entre ellos se encuentra el petroacuteleo gas natural y carboacuten
COMPRESOR Maacutequina de fluido que su funcioacuten es aumentar la presioacuten y desplazar cierto tipo de fluidos como gases y vapores
CONDICIONES ESTAacuteNDAR Estado de referencia empleado para calcular propiedades bajo diferentes condiciones 60degF y 147 psia
CRACKING Conocido como destilacioacuten secundaria la cual rompe o descompone hidrocarburos de elevado peso molecular (Como gas oil y fuel oil) en compuestos de menor peso molecular (Naftas)
CRUDO EXTRA PESADO Petroacuteleo crudo que no fluye con facilidad y se ha definido con un iacutendice API inferior a 20deg
DESTILACIOacuteN Operacioacuten de separar mediante vaporizacioacuten y condensacioacuten en los diferentes componentes liacutequidos soacutelidos disueltos en liacutequidos o gases licuados de una mezcla
ENERGIacuteA PRIMARIA Forma de energiacutea disponible en la naturaleza antes de ser convertida o transformada
ETANO Gas ligeramente maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C2H6 Se obtiene por fraccionamiento de los liacutequidos del gas natural
FENOacuteMENO DEL NINtildeO Fenoacutemeno meteoroloacutegico que consiste en cambio de patrones de movimiento de corrientes marinas provocando superposicioacuten de aguas caacutelidas
GAS AacuteCIDO Gas que contiene cantidades apreciables de aacutecido sulfhiacutedrico CO2 y agua Se obtiene del tratamiento del gas amargo huacutemedo con bases faacutecilmente regenerables como son la monoetanolamina y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propoacutesito
GAS AMARGO Gas natural que contiene derivados del azufre tales como aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de diversos procesos de refinacioacuten
GAS ASOCIADO Gas natural que se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite crudo del yacimiento puede ser clasificado como gas libre o en solucioacuten
GAS DULCE Gas natural libre de aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos y otros derivados de azufre Existen yacimientos de gas dulce pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes quiacutemicos solventes fiacutesicos o adsorbentes
GAS HUacuteMEDO Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos
GAS LIFT Meacutetodo de levantamiento artificial en el cual se inyecta gas a alta presioacuten en la tuberiacutea del pozo con el fin de aligerar la columna hidrostaacutetica en la tuberiacutea de produccioacuten o desplazar fluidos hacia la superficie en forma de tapones liacutequidos
GAS NATURAL Mezcla gaseosa en la que sus componentes principales son el metano etano propano butano pentano y hexano Cuando se extrae de los pozos generalmente contiene aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos CO2 y vapor de agua como impurezas
GAS NO ASOCIADO Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
GAS SECO Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos maacutes pesados que el metano
GASODUCTO Tuberiacutea que transporta gas a grandes distancias
GEI Gases de efecto invernadero Entre ellos estaacute el vapor de agua dioacutexido de carbono y metano
GENERADOR Dispositivo que produce energiacutea eleacutectrica a partir de energiacutea mecaacutenica
GRAVEDAD API Medida de densidad que en comparacioacuten con el agua precisa lo pesado o liviana que es el tipo de petroacuteleo
HEAT RATE Consumo teacutermico especiacutefico neto Relacioacuten entre energiacutea teacutermica neta suministrada por el combustible y la cantidad de energiacutea eleacutectrica neta generada en la frontera comercial por una unidad o planta
INTERCAMBIADOR DE CALOR Dispositivo que transfiere calor entre dos medios
LICUEFACCIOacuteN Cambio de estado que ocurre cuando una sustancia cambia de estado gaseoso a estado liacutequido por disminucioacuten de temperatura y aumento de presioacuten llegando a una sobrepresioacuten elevada
LINE PACK Gas almacenado en un gasoducto
MTBE Eter Metil Terbutiacutelico Sustancia quiacutemica usada en la gasolina como aditivo
NAFTA Conocida como eacuteter de petroacuteleo Derivado del petroacuteleo usado como diluyente en la industria petrolera debido a su alta viscosidad
OLEFINAS Hidrocarburos con dobles enlaces carbono-carbono Los principales son etileno y propileno
OLEODUCTO Tuberiacutea usada para transporte de petroacuteleo y sus derivados a grandes distancias
PENTANO Hidrocarburos saturados de foacutermula empiacuterica C5H12 Existen en las fracciones de maacutes bajo punto de ebullicioacuten de la destilacioacuten del petroacuteleo
PROCESO ADIABAacuteTICO Sistema en el que no se intercambia calor con su entorno
PROPANO Gas maacutes pesado que el aire Su foacutermula condensada es C3H8
QUEROSENO Liacutequido transparente obtenido por destilacioacuten del petroacuteleo usado como combustible en turbinas a gas
REFORMING Proceso que transforma una gasolina de un nuacutemero de octano bajo en otra con nuacutemero de octano elevado
REGASIFICACIOacuteN Proceso que consiste en calentar el Gas Natural Licuado para convertirlo en Gas Natural y poder consumirlo en calderas o quemadores o para exportarlo fuera de la planta de regasificacioacuten para usos industriales o domeacutesticos
SHALE GAS Hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino
SYNFUEL Combustible diesel sinteacutetico producido a partir de gas natural el cual no contiene azufre ni aromaacuteticos
TORRES DE ABSORCIOacuteN Equipo de contacto gas-liacutequido donde el liacutequido es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en el gas
TORRE SEPARADORA Equipo de contacto gas-liacutequido donde el gas es utilizado para reducir la concentracioacuten de un contaminante que se encuentre en un liacutequido
TRONCALES Oleoductos principales para el transporte de petroacuteleo
VENTEO No aprovechamiento del gas que surge de un pozo de petroacuteleo y se quema (En tea) por motivos de seguridad
YACIMIENTO PETROLIacuteFERO Depoacutesito o reservorio petroliacutefero Es una acumulacioacuten natural de hidrocarburos en el subsuelo contenidos en rocas porosas o fracturadas (Roca almacenamiento)
RESUMEN
TIacuteTULO ANAacuteLISIS CONCEPTUAL DE LA SELECCIOacuteN DE ALTERNATIVAS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN EN EL CAMPO CHICHIMENE
AUTOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPCIOacuteN
El presente estudio busca analizar y evaluar conceptualmente la utilizacioacuten del gas en solucioacuten producido en el Campo Chichimene el cual se viene disponiendo para consumo de la misma operacioacuten y el sobrante se estaacute venteando o quemando La produccioacuten de gas que se evaluaraacute es del orden de 500000 pies cuacutebicos por diacutea (05 MMSCFD) partiendo de la base de que este gas como miacutenimo se debe tratar para que cumpla condiciones de aprovechamiento en la misma operacioacuten o para uso externo Se determinaraacuten criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de las diferentes alternativas para lo cual se tendraacuten en cuenta aspectos tales como tiempo de implementacioacuten o ejecucioacuten de las mismas el impacto en el medio ambiente y sobre todo si algunas alternativas pueden ser aplicadas en la misma operacioacuten o en su defecto este gas pueda disponerse para la venta o consumo domiciliario e industrial
Con base en la situacioacuten actual cualquier alternativa que se pretenda llevar a cabo para la utilizacioacuten de este gas resulta conveniente desde el punto de vista operacional ya que se mitigaraacute el impacto en el medio ambiente y asiacute mismo se cumpliraacute con la normatividad ambiental No obstante se busca elegir la alternativa que no requiera de mucho tiempo para su implementacioacuten asiacute como tambieacuten la que favorezca a la operacioacuten del Campo y por ende a ECOPETROL
Palabras Claves Gas en Solucioacuten Venteo Quema Condiciones de Aprovechamiento Alternativas
ABSTRACT
TITLE CONCEPTUAL ANALYSIS OF THE SELECTION OF ALTERNATIVES FOR THE DEVELOPMENT OF THE GAS COLLECTION AT CHICHIMENE FIELD
AUTHOR IVONNE CAROLINA OLARTE GOacuteMEZ
DESCRIPTION
The present study aims to perform a conceptual design and analysis for the use of gas in solution produced in the Chichimene field this gas is regularly consumed in the same operation and the surplus is vented or burned The gas production to be evaluated is about 500000 cubic feet per day (05 MMSCFD) on the basis that this gas must be treated to reach some conditions for its use in the same operation or for external usage Some criteria are defined to build an evaluation matrix of the different alternatives that includes execution time or implementation of these aspects the impact on the environment and especially if some alternatives can be applied in the same operation whether this gas can be available to sale or for domestic and industrial consumption
Based on the current situation any alternative looking for recovering and using this gas will be convenient from an operating point of view because it will result in the mitigation of negative impacts on the environment and comply with the environmental regulations However it is imperative to have an alternative that does not require large periods to be implemented and that also be beneficial for the operation of the field and thus to ECOPETROL as well
Key Words Gas in solution Vent Burning Achievement Terms Alternatives
1
INTRODUCCIOacuteN
El Campo Chichimene estaacute localizado en la cuenca de produccioacuten de hidrocarburos de los Llanos orientales de Colombia es conocido por su crudo extra pesado fue descubierto por la empresa Chevron en 1969 y fue revertido a ECOPETROL SA en el antildeo 2000 Actualmente tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos de gas asociado (4 MMSCFD) a la produccioacuten de 50000 barriles de crudo por diacutea (BOPD) de una gravedad API de 14deg a una temperatura de 125degF
Con relacioacuten al gas producido un porcentaje de este se consume en el proceso de extraccioacuten y tratamiento de los fluidos producidos en este campo y el excedente se ventea o se quema esto uacuteltimo genera un impacto negativo en los ingresos y sobre todo la repercusioacuten negativa para la operacioacuten ya que se estaacute afectando el entorno y el medio ambiente
Lo anterior conlleva en forma urgente a buscar opciones para el aprovechamiento de este gas partiendo de un anaacutelisis de la situacioacuten del negocio del gas a nivel paiacutes en la misma operacioacuten del campo productor lo cual permitiraacute en este estudio encontrar alternativas viables para su uso y sobre todo que su implementacioacuten se lleve a cabo en el inmediato o corto plazo en aras de mitigar el impacto ambiental
De otra parte dada la complejidad que tiene el sistema de recoleccioacuten y transporte del crudo producido por ser eacuteste un crudo pesado y con una alta viscosidad requiere se le inyecte nafta como diluyente desde la cabeza del pozo de tal forma que se pueda transportar por tuberiacutea hasta la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y posteriormente almacenarlo y bombearlo hacia la estacioacuten de almacenamiento de Apiay Este proceso de dilucioacuten con nafta conlleva a que casi todos los fluidos se mezclen y solo una parte del gas asociado alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea se logran separar en la fase de recoleccioacuten
Partiendo de lo anterior en este estudio se miraraacuten alternativas de uso de gas natural enfocaacutendose principalmente en aquellas que puedan cumplir con el volumen de gas potencialmente disponible de la fase de recoleccioacuten las que mitiguen el impacto ambiental y en lo posible las alternativas que no requieran de largos plazos para su ejecucioacuten
2
JUSTIFICACIOacuteN
La tendencia actual a nivel mundial es obligar a las empresas y a la sociedad en general a utilizar combustibles maacutes limpios y que afecten muy poco el medio ambiente Esto ha hecho que el gas natural sea una opcioacuten energeacutetica positiva pues su consumo es de bajo impacto frente a otros combustibles foacutesiles Su consumo ha aumentado considerablemente a nivel mundial y se mantendraacute por muchos antildeos como una fuente de energiacutea primaria desplazando al petroacuteleo y al carboacuten como combustibles foacutesiles
El gas asociado a la produccioacuten de crudo extra pesado del Campo Chichimene tiene un potencial de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea (4 MMSCFD) del cual se dispone hoy diacutea alrededor de 500000 pies cuacutebicos de gas por diacutea (05 MMSCFD) como gas libre del proceso de recoleccioacuten Este gas tiene una composicioacuten que supera las condiciones para transporte y consumo seguacuten lo establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas de Colombia ldquoCREGrdquo Este gas se estaacute quemando o venteando a la atmoacutesfera lo cual genera un impacto negativo al medio ambiente
Actualmente Colombia exporta a Venezuela 150 millones de pies cuacutebicos por diacutea de gas natural (150 MMSCFD) y se mantendraacute en esta condicioacuten siempre y cuando las reservas aumenten en la misma proporcioacuten que el consumo y que las condiciones climaacuteticas del paiacutes se mantengan estables y no se vea afectada la demanda por fenoacutemenos como El Nintildeo donde los requerimientos de energiacutea eleacutectrica la soportan las centrales termoeleacutectricas Seguacuten la UPME siacute en estos antildeos no se incorporan nuevas reservas de gas y con la demanda que estaacute requiriendo el paiacutes es posible que en el antildeo 2018 Colombia deba importar gas
Con base en lo anterior este trabajo se enfocaraacute en identificar analizar y evaluar conceptualmente alternativas que permitan utilizar el gas asociado para produccioacuten de energiacutea eleacutectrica consumo in situ como combustible entre otras ya que de no ser asiacute el gas se seguiraacute sometiendo a quema o venteo y no tendraacute un aprovechamiento energeacutetico
3
OBJETIVO GENERAL
Analizar e identificar alternativas de solucioacuten que garanticen el uso adecuado del gas de recoleccioacuten y su aprovechamiento energeacutetico aplicado al Campo Chichimene
OBJETIVOS ESPECIacuteFICOS
Identificar alternativas para el aprovechamiento energeacutetico del gas de
recoleccioacuten del Campo Chichimene Seleccionar diferentes opciones que permitan obtener beneficios operativos
y reducir el impacto ambiental causado por la presencia del gas asociado en los sistemas de produccioacuten de crudo extra pesado
Determinar criterios para la definicioacuten de la matriz de evaluacioacuten de alternativas
4
DISENtildeO METODOLOacuteGICO
Tipo de investigacioacuten
La investigacioacuten fue descriptiva se analizoacute el sistema actual y mediante la recopilacioacuten de informacioacuten se determinaron las alternativas para aprovechar el gas de produccioacuten del Campo Chichimene Seguidamente se realizoacute un estudio conceptual de cada una de las alternativas para determinar mediante criterios cuaacutel alternativa seriacutea la maacutes viable al lograr reducir el impacto ambiental por la presencia del gas de produccioacuten del campo
En esta parte se muestran las diferentes consideraciones que se tuvieron en cuenta a lo largo del desarrollo del proyecto y el detalle de cada una de las etapas En la ilustracioacuten 1 se muestra el disentildeo metodoloacutegico que se llevoacute a cabo para el desarrollo del proyecto
Ilustracioacuten 1 Disentildeo Metodoloacutegico del Proyecto
Fuente Autora
1 INICIO DEL PROYECTO
bullSe realizoacute la buacutesqueda de informacioacuten en la que se incluyoacute libros tesis y resoluciones con los que se pudo seleccionar alternativas de aprovechamiento del gas de produccioacuten del Campo Chichimene
2 PRELIMINARES
bullFijadas las alternativas se procedioacute a realizar el tratamiento requerido para llevar el gas a condiciones reguladas por la CREG mediante el Software Aspen Plus
3 RECOPILACIOacuteN DE DATOS Y SIMULACIONES
bullConsiderando alternativas viables en base a datos actuales del campo se procedioacute a realizar una matriz de evaluacioacuten de las alternativas
4 ANAacuteLISIS DE RESULTADOS TEacuteCNICO ECONOacuteMICOS
bullA partir de la matriz de evaluacioacuten se hizo recomendaciones sobre la opcioacuten que beneficie al medio ambiente genere beneficios operativos y que su plazo de ejecucioacuten sea inmediato o de corto plazo
5 FIN DEL PROYECTO
5
1 GENERALIDADES
11 EMPRESA ECOPETROL SA
ECOPETROL SA es una empresa de caraacutecter comercial de orden nacional vinculada con el Ministerio de Minas y Energiacutea Actualmente es la empresa maacutes grande del paiacutes y principal petrolera en Colombia Especializada en actividades de la cadena del petroacuteleo y gas operando de manera directa Participa en proyectos de exploracioacuten produccioacuten refinacioacuten y transporte Ademaacutes en operaciones ldquoUpstreamrdquo ECOPETROL SA domina la industria de petroacuteleo y gas en Colombia En la ilustracioacuten 2 se muestra los campos que actualmente opera ECOPETROL en el Meta
Ilustracioacuten 2 Campos operados por ECOPETROL en el Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
ECOPETROL trabaja en el Meta a traveacutes de la Superintendencia de Operaciones Apiay que administra los campos
Apiay Suria Reforma-Libertad
Castilla-Chichimene Valdivia-Almagro
6
En el Meta la empresa cuenta con produccioacuten asociada en los municipios de Puerto Loacutepez y Puerto Gaitaacuten Su socia Metapetroleum opera el Campo Rubiales con una produccioacuten promedio de 14000 BOPD Su otra socia Hupecol opera los Campos Elizita Peguita Peguita-II y Peguita-III con una produccioacuten promedio diaria de 6400 BOPD
La infraestructura de transporte de crudo en el Meta estaacute integrada por una red que inicia desde cada uno de los pozos de produccioacuten y transporta el crudo por liacuteneas de estacioacuten-estacioacuten hasta entregarlo en el Departamento del Casanare donde se mide su viscosidad calidad API y contenido de agua y azufre entre otros Alliacute se almacena antes de enviar una parte a refinar al Complejo Industrial de Barrancabermeja y otra a puertos de exportacioacuten
En los Campos de produccioacuten de Castilla-Chichimene y Apiay se producen crudos Castilla Blend (crudo pesado que es diluido con nafta al 17 hasta alcanzar una densidad de 183 degAPI) y la Mezcla Apiay (crudo de aproximadamente 213 degAPI) Los dos son transportados alternadamente por las mismas liacuteneas de flujo Aproximadamente se transportan por estos oleoductos 95000 BOPD producidos en el Meta de los cuales 66000 son Castilla Blend crudo que en su mayoriacutea se exporta La Mezcla Apiay es maacutes liviana y es enviada al Complejo Industrial de Barrancabermeja para convertirla en productos refinados
12 CAMPO PETROLERO CHICHIMENE
Administrado desde enero 31 de 2000 y operado desde julio 31 del mismo antildeo por la Gerencia Llanos de ECOPETROL SA se encuentra entre las siguientes coordenadas (1045000 E 915000 N) y (1051500 E 921000 N) con una extensioacuten superficial de 3600 hectaacutereas y con un aacuterea de yacimiento de 1335 hectaacutereas Estaacute localizado a 4 Km al sureste del municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta En la ilustracioacuten 3 se muestra la ubicacioacuten del campo petrolero Chichimene en el mapa de Colombia
7
Ilustracioacuten 3 Ubicacioacuten del Campo Petrolero Chichimene
Fuente httpwwwecopetrolcomcoespecialesmapa_infraestructurahtm
El campo Chichimene fue descubierto por Chevron en 1969 con la perforacioacuten del pozo Chichimene-1 el cual inicioacute produccioacuten en el antildeo de 1985 con el contrato de asociacioacuten Cubarral el cual culminoacute el 30 de enero de 2000 tras lo cual ECOPETROL suscribioacute un contrato por 6 meses con Chevron para su administracioacuten Terminado este contrato y tras adelantar un estudio de explotacioacuten adicional del campo la Gerencia Llanos de ECOPETROL entroacute a operar directamente En el antildeo 2001 se empezoacute a producir un crudo extra pesado de aproximadamente 7-9 degAPI de la formacioacuten productora San Fernando (unidad operacional T2) con el pozo Chichimene-18 A pesar de su alta densidad el crudo de la formacioacuten San Fernando es moacutevil a condiciones de yacimiento debido a las elevadas temperaturas Esta formacioacuten produce cerca de 55000 BOPD usando bombas electrosumergibles como meacutetodo de levantamiento artificial El campo Chichimene cuenta con dos troncales las cuales transportan tipo de fluido diferente la troncal T2 transporta crudo extra pesado con gravedades API entre 10-12 y la troncal K1-K2 transporta crudo pesado con gravedades API entre 18-24 Actualmente el campo Chichimene cuenta con 153 pozos perforados de los cuales 20 producen crudo de 179 degAPI de las unidades K1-K2 y 117 pozos de 122 degAPI producen de la unidad T2 En este momento se encuentran 16 pozos
8
inactivos de la formacioacuten San Fernando La produccioacuten del campo a enero de 2014 es alrededor de 60000 BOPD1 A continuacioacuten en la tabla 1 se muestra un resumen detallado de la produccioacuten del campo Chichimene a enero de 2014 en ella se muestra el potencial de gas del campo barriles de agua y de petroacuteleo que el campo produce y la gravedad API de cada una de las troncales
Tabla 1 Resumen de Produccioacuten del Campo Chichimene a Enero de 2014
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En el plan quinquenal de pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo Chichimene se tiene previsto incrementar la produccioacuten de gas a traveacutes de rehabilitacioacuten de pozos gasiacuteferos como tambieacuten por la implementacioacuten de mejoras en la planta de tratamiento del campo A continuacioacuten en tabla 2 se observa el cronograma de produccioacuten incremental hasta el antildeo 2018 en el cual se puede ver que para el antildeo 2017 se tiene una produccioacuten de gas libre disponible para su uso cerca de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea
1 En el Anexo A se aprecia un resumen detallado de la Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en la Troncal Norte Como tambieacuten en el Anexo B se resume la Produccioacuten de crudo y gas de la Troncal Sur
FORMACIOacuteN K1-K2 25012 4037 20974 839 1055 0261 179 19
FORMACIOacuteN SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122 44
SUBTOTAL NORTE 60549 27676 32874 543 3191 0115 139 63
PROMEDIO 961 439 522 51
FORMACIOacuteN K1-K2 364 210 154 423 0 0000 - 1
FORMACIOacuteN SF 34329 31720 2610 76 837 0026 - 73
SUBTOTAL SUR 34693 31930 2764 80 837 0026 74
PROMEDIO 469 431 37 11
TOTAL FORM K1-K2 25376 4247 21128 833 1055 0248 - 20
TOTAL FORM SF 69866 55359 14510 208 2973 0054 - 117
TOTAL ESTACIOacuteN 95242 59606 35638 374 4028 0068 137
PROMPOZO K1-K2 1269 212 1056 833 53 0248 -
PROMPOZO SF 597 473 124 208 25 0054 -
PROMPOZO ESTACIOacuteN 695 435 260 374 29 0068 -
No
POZOS
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTOTAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE
ENERO DE 2014
TRONCAL BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API
9
Tabla 2 Plan quinquenal para incremento de produccioacuten de gas campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
En la ilustracioacuten 4 se ve el comportamiento de proyeccioacuten de las curvas de gas con una declinacioacuten del 1 anual sino hay maacutes produccioacuten incremental
Incremetal Total Incremetal Total Incremetal Total
I sem 2014 0 59606 0 4028 0 500
II sem 2014 19 59625 94 4122 307 807
Promedio antildeo
I sem 2015 0 59625 -654 3468 654 1461
II sem 2015 0 59625 -707 2761 707 2168
Promedio antildeo
I sem 2016 0 59625 -670 2091 670 2838
II sem 2016 32 59657 90 2181 510 3348
Promedio antildeo
I sem 2017 17 59674 125 2306 595 3943
II sem 2017 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
I sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
II sem 2018 0 59674 0 2306 0 3943
Promedio antildeo
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
para aprovechar gas de anulares (pozos por definir)59674 2306 3943
59674
Ampliacioacuten y optimizacioacuten de la fase de separacioacuten de fluidos en
la planta de tratamiento
Optimizacioacuten fase de calentamiento y tanques de
almacenamiento de crudo en la planta de tratamiento En el
Segundo Semestre cantildeoneo de nuevas zonas productoras de
crudo y gas (dos pozos)
Conversioacuten de sistema de extraccioacuten de BES a bombeo mecaacutenico
en tres pozos para aprovechar gas de anulares
BOPD GAS SOLUCION - Mpcd GAS LIBRE - Mpcd
4075
3115
2136
2306 3943
3093
1815
654
59625
59641
PROGRAMAFECHA
PLAN QUINQUENAL PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCION DE GAS CAMPO CHICHIMENE
59616
Reactivacioacuten de dos pozos que presentan alto corte de agua y gas
en el mes de julio y agosto
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Ilustracioacuten 4 Curva de produccioacuten de gas libre y gas asociado
13 AacuteREA DE INFLUENCIA DEL CAMPO CHICHIMENE
El campo Chichimene se encuentra en jurisdiccioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta Este municipio se encuentra ubicado en la parte central de Colombia en la zona noroccidental del departamento del Meta Limita por el norte con el municipio de Villavicencio alinderado con el Riacuteo Negro o parte alta del Riacuteo Guayuriba al noroccidente con el municipio de Guayabetal departamento de Cundinamarca al oriente con el municipio de San Carlos de Guaroa al sur con el municipio de Castilla La Nueva al suroccidente con el municipio de Guamal y encierra por el occidente con el departamento de Cundinamarca En la ilustracioacuten 5 se muestra la ubicacioacuten del municipio de Acaciacuteas Meta en el mapa general de Colombia
11
Ilustracioacuten 5 Ubicacioacuten del Municipio de Acaciacuteas
Fuente httpacacias-metagovcomapas_municipioshtml
El municipio de Acaciacuteas asiacute como parte del aacuterea rural cuenta con servicio de gas domiciliario el cual es suministrado por las empresas Madigas SA y Llanogas La cobertura de dicho servicio es del 80
El gas para este municipio es tomado del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Este gasoducto tambieacuten provee el gas a las ciudades de Villavicencio y Bogotaacute para las centrales termoeleacutectricas Ocoa y Termosuria y para varias poblaciones de los departamentos de Casanare Meta y Cundinamarca2
En la ilustracioacuten 6 se presenta la ubicacioacuten del gasoducto que pasa cerca al campo Chichimene
Es importante sentildealar que el campo Chichimene estariacutea a unos 40 Km de distancia para interconectarse con este sistema de transporte Las troncales que lo componen son
CusianandashApiay Longitud de 149 Km en tuberiacutea de 12rdquo y 10rdquo de diaacutemetro ApiayndashTermocoa Localizado en el Meta con longitud de 364 Km en tuberiacutea
de 6rdquo de diaacutemetro ApiayndashUsme Longitud de 122 Km en tuberiacutea de 6rdquo de diaacutemetro Gasoducto del Ariari Longitud de 601 Km en tuberiacutea de 3rdquo de diaacutemetro
2 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
12
Ilustracioacuten 6 Gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute
Fuente httpwwwtgicomcoindexphpesnuestra-operacionmapa-red-nacional-de-gasoductosgasoducto-cusiana-apiay-bogota
El departamento del Meta y especialmente el aacuterea de los yacimientos de Castilla-Chichimene en jurisdiccioacuten de los municipios de Castilla La Nueva y Acaciacuteas respectivamente son considerados por ECOPETROL como un aacuterea de produccioacuten actual de crudo ECOPETROL ha invertido 1081 millones US$ para llevar a cabo tres grandes proyectos que complementaraacuten la infraestructura actual que se posee en el Meta En la ilustracioacuten 7 se presenta los proyectos que tiene ECOPETROL para desarrollar en el departamento del Meta ademaacutes de un resumen de cada uno de ellos3
3 En el Anexo M se presenta las especificaciones del Proyecto Termo San Fernando que ECOPETROL desea implementar en el Departamento del Meta
13
Ilustracioacuten 7 Proyectos para el Departamento de Meta
Fuente wwwecopetrolcomco
14
2 MARCO TEOacuteRICO
Este capiacutetulo hace referencia a la identificacioacuten de oportunidades que se tienen en Colombia para utilizar el gas natural para lo cual es necesario analizar el tipo de gas y con base en ello determinar el tratamiento que se debe realizar para llevarlo a condiciones de uso establecidos por la normatividad Colombiana
21 GAS NATURAL
El gas natural se conoce como una mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente de metano (alrededor de 70) la cual existe en los yacimientos en fase gaseosa o en solucioacuten y a condiciones atmosfeacutericas permanece en fase gaseosa Puede encontrarse mezclada con algunas impurezas que no son hidrocarburos tales como N2 CO2 entre otros
El gas natural ha sido el combustible que frente a otros ha presentado un crecimiento maacutes raacutepido en el consumo mundial debido a que posee diferentes tipos de aprovechamiento La industria del gas natural se enfoca en promover el cuidado del medio ambiente frente a otros combustibles En los yacimientos de petroacuteleo es posible encontrar gas el cual es conducido mediante gasoductos a grandes distancias o sino es comprimido para ser transportado por medio terrestre hasta los lugares de consumo
211 Tipos de Gas Natural
2111 Por su origen
Gas Asociado Se encuentra en contacto yo disuelto en el aceite del yacimiento
Gas No Asociado Se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presioacuten y temperatura originales
2112 Por su composicioacuten
Gas Huacutemedo Mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso del gas natural formada por componentes maacutes pesados que CH4
Gas Seco Compuesta esencialmente por CH4 (alrededor de 94-99)
15
Gas Amargo Contiene derivados del azufre (aacutecido sulfhiacutedrico mercaptanos sulfuros y disulfuros)
Gas Dulce Libre de derivados del azufre se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo
2113 Por su almacenamiento o procesamiento
Gas Natural Comprimido Gas seco almacenado a alta presioacuten en estado gaseoso
Gas Natural Licuado Compuesto mayormente de CH4 que ha sido licuado por compresioacuten y enfriado para facilitar su transporte y almacenamiento
212 Propiedades del Gas Natural
GOR Relacioacuten GasndashAceite la cual indica que tanto gas hay por cada barril de crudo a condiciones estaacutendar definitiva para conocer el tipo de crudo en un yacimiento
Poder Caloriacutefico A presioacuten constante es la cantidad de calor producido por
la combustioacuten completa de una unidad de volumen o de peso de un combustible a condiciones estaacutendar de tal manera que los productos salen tambieacuten a condiciones estaacutendar Puede encontrarse tanto poder caloriacutefico superior como tambieacuten inferior
Peso especiacutefico Relacioacuten existente entre una masa del gas y el volumen que ocupa en unas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura dadas
Densidad relativa Relacioacuten existente entre el peso especiacutefico con el del aire expresados ambos en las mismas condiciones de referencia de presioacuten y temperatura
213 Impacto Medio Ambiental
El gas natural es el combustible foacutesil con menor impacto medioambiental en las etapas de extraccioacuten transformacioacuten transporte y utilizacioacuten
16
El uacutenico impacto en la fase de extraccioacuten es que el gas natural se encuentra unido a los yacimientos de petroacuteleo
De otra manera su transformacioacuten es miacutenima limitaacutendose a una fase de purificacioacuten y en algunos casos eliminacioacuten de componentes pesados sin la emisioacuten de efluentes o produccioacuten de escorias
Las consecuencias atmosfeacutericas del uso del gas natural son menores que las de otros combustibles por razones como
La menor cantidad de residuos producidos en la combustioacuten permite su uso como fuente de energiacutea directa en los procesos productivos o en el sector terciario evitando procesos de transformacioacuten como los de plantas de refino del crudo
La misma pureza del combustible lo hace apropiado para su empleo con tecnologiacuteas maacutes eficientes generacioacuten eleacutectrica produccioacuten simultaacutenea de calor y electricidad por medio de sistemas de cogeneracioacuten
Se puede emplear como combustible vehicular permitiendo la calidad medioambiental en las ciudades
Menores emisiones de gases contaminantes (SO2 CO2 NOX CH4) por unidad de energiacutea producida
Menor impacto medioambiental en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles lo cual contribuye a reducir la emisioacuten de GEI
22 SITUACIOacuteN ACTUAL GAS NATURAL EN COLOMBIA
Desde 1970 hasta 1990 la utilizacioacuten de gas natural crecioacute un 87 en el mundo y actualmente representa la cuarta parte del consumo energeacutetico mundial La creciente explotacioacuten de los yacimientos de gas natural ha ido desplazando otras fuentes de energiacutea en todos los sectores de manera que su consumo se incrementa antildeo tras antildeo En la siguiente graacutefica se observa la gran expansioacuten de las energiacuteas renovables a partir del antildeo 2010 se muestra que ademaacutes de ellas se seguiraacute manteniendo el uso de fuentes de energiacutea como el gas agua y energiacutea nuclear Siendo el gas un recurso energeacutetico que mantendraacute su volumen de consumo hasta el antildeo 2030 En la ilustracioacuten 8 se muestra el pronoacutestico del consumo energeacutetico mundial y como el gas natural se mantendraacute hasta el antildeo 2030
17
Ilustracioacuten 8 Pronoacutestico de consumo energeacutetico mundial a partir de diferentes fuentes de energiacutea
Fuentehttpwwwenergysiemenscomhqpoolhqpower-generationpower-plantsgas-fired-power-plantscombined-cycle-powerplantsFlexible_future_for_combined_cycle_USpdf
Lo anterior demuestra que el uso del gas natural en el mundo permaneceraacute por mucho tiempo lo que lo convierte en un negocio importante y estrateacutegico para los paiacuteses que lo producen A continuacioacuten se muestra un breve resumen de la actividad exploratoria balance de reservas produccioacuten infraestructura y consumos de gas en Colombia
221 Balance de la actividad exploratoria
A finales de 2012 se llevoacute a cabo por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos la Ronda Colombia 2012 con resultados no muy favorables donde se asignaron 49 de los 115 bloques que se ofrecieron (43) cifra que resulta muy positiva siacute se tiene en cuenta que el promedio que suele presentarse en las rondas petroleras del mundo es de 30 No obstante de los 31 bloques ofrecidos para explotacioacuten de hidrocarburos no convencionales (shale gas e hidratos de metano) que se ofrecieron soacutelo se adjudicaron 5 para un 16 Se observa a partir del antildeo 2010 cuando se alcanzoacute el maacuteximo del periacuteodo 2008ndash2012 en Km equivalentes de siacutesmica una creciente disminucioacuten en esta importante actividad exploratoria
Colombia debe tratar de revertir esta situacioacuten ya que este es el primer eslaboacuten en la cadena exploratoria en la cual el sector gas y en general el paiacutes entero tienen puestas grandes expectativas para solucionar posibles desabastecimientos
18
en el mediano plazo El maacuteximo histoacuterico en Km equivalentes de siacutesmica fue de 26491 en el antildeo 2006 En la tabla 3 se observa el balance de exploracioacuten para el periacuteodo 2008-2012
Tabla 3 Balance de la actividad exploratoria
Fuente ANH
222 Balance de reservas
Al hacer un comparativo de las reservas totales de gas natural del paiacutes entre 2008 y 2012 se nota una leve disminucioacuten de 247 Gpc obtenieacutendose una reposicioacuten de reservas de 94 siacute se tiene en cuenta que la produccioacuten en los uacuteltimos 4 antildeos fue de 4513 Gpc Al analizar la composicioacuten de estas reservas totales se observa una reclasificacioacuten de ellas ya que un poco maacutes de 50 que se encontraban clasificadas como probables y posibles aparecen a 2012 catalogadas como probadas
De acuerdo con los estudios de estimacioacuten de recursos de gas adelantados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos las cuencas que podriacutean tener mayor prospectividad para yacimientos de gas libre son La Guajira La Guajira Off-shore Valle Inferior del Magdalena Catatumbo Cesar-Rancheriacutea Sinuacute-San Jacinto y Sinuacute Off-shore y gas asociado en cordillera oriental y el borde occidental de la cuenca de los llanos orientales En la tabla 4 se observa el comportamiento de las reservas durante el periacuteodo 2008-20124
4 En el Anexo G se muestra las reservas mundiales probadas de gas natural
19
Tabla 4 Distribucioacuten de reservas de gas natural en Gpc
Fuente ECOPETROL UPME
223 Balance de produccioacuten
En la tabla 5 se muestra el balance de produccioacuten para el periacuteodo 2008-2012 donde se ve una disminucioacuten de la produccioacuten de gas en la Cuenca de los Llanos Orientales representada en sus grandes campos Cusiana Cupiagua y Pauto la cual no debe ser vista como una situacioacuten adversa para el sector gas debido a que estaacute motivada por una mayor reinyeccioacuten de gas para incrementar la produccioacuten en los campos petroliacuteferos Para el segundo semestre de 2013 ECOPETROL espera poner en funcionamiento la planta de gas de Cupiagua la cual inicialmente tendraacute una capacidad de 140 MSCFD y una proyeccioacuten final de 210 MSCFD
Tabla 5 Produccioacuten fiscalizada en Gpc
Fuente Acipet MinMinas
20
En la tabla 6 se observa 30 de los 271 campos productores de gas en el paiacutes los cuales tienen un potencial de 3 MMMSCFD El departamento de Casanare y la Guajira son los que tienen los campos con mayor produccioacuten de gas en el paiacutes
Tabla 6 Campos productores de gas natural en MMSCFD 2012
Fuente MinMinas
224 Suministro de gas
El contrato firmado en 2007 con PDVSA estableciacutea que las exportaciones de gas Colombiano a Venezuela iriacutean hasta enero de 2012 y un mes despueacutes PDVSA exportariacutea gas a Colombia hasta diciembre de 2027 Sin embargo por atrasos en la infraestructura de transporte venezolana estas fechas fueron pospuestas por lo que Colombia seguiraacute exportando gas a Venezuela hasta junio de 2014 y las exportaciones de Venezuela hacia Colombia comenzariacutean en septiembre de ese
21
mismo antildeo Los compromisos contractuales de ECOPETROL con PDVSA para el 2014 eran de 100 MMSCFD sin embargo se estaacuten exportando 150 MMSCFD
En el periacuteodo en estudio La Guajira continuoacute siendo el soporte de maacutes del 50 del suministro de gas natural en Colombia (incluyendo el gas exportado) se incrementoacute en 163 MSCFD el suministro de los campos de los Llanos Orientales se consolidoacute la produccioacuten de La Creciente y se inicioacute en firme el suministro de gas natural del campo Gibraltar en el nororiente colombiano En la tabla 7 se observa el comportamiento del suministro de gas natural para el periacuteodo 2008-2012 el cual crecioacute durante este periacuteodo en un 30
Tabla 7 Suministro de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME Concentra
225 Volumen de gas por gasoductos
El maacuteximo volumen transportado de gas natural en Colombia se registroacute en 2010
como consecuencia del incremento en el consumo de este combustible por parte
del sector termoeleacutectrico a causa del fenoacutemeno del nintildeo El mayor crecimiento
promedio anual en el volumen transportado por empresa en este periacuteodo lo
obtuvo Transoriente (28) motivado por la puesta en marcha en 2012 del nuevo
gasoducto Gibraltar ndash Bucaramanga En la tabla 8 se muestra los voluacutemenes de
gas transportado por los gasoductos de Colombia de 2008 a 20125
5 En el Anexo F se muestra una imagen del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural en Colombia
22
Tabla 8 Voluacutemenes de gas transportado en MMSCFD
Fuente Promigas
226 Red de gasoductos
En este periacuteodo la red de gasoductos del paiacutes incrementoacute en 802 Km destacaacutendose las construcciones de los gasoductos Gibraltar-Bucaramanga (176 Km-Transoriente) Cali-Popayaacuten (117 Km-Progasur) Sardinata-Cuacutecuta (68 Km-Progasur) y Gasoducto Ramal a Oriente (40 Km-Transmetano) para un total en estos cuatro tramos de 401 Km Adicionalmente TGI (181 Km) y Promigas (179 Km) continuaron incrementando su red de gasoductos a traveacutes de un mayor cubrimiento de sus gasoductos regionales y con la construccioacuten de gasoductos alternos en sus gasoductos troncales En la tabla 9 se muestra la longitud en el Sistema Nacional de Transporte que tiene cada una de las empresas
23
Tabla 9 Longitud del Sistema Nacional de Transporte en Km
Fuente Resoluciones CREG Promigas () Los Km de gasoducto TGI incluye los Km de gasoducto de Transcogas
227 Distribucioacuten y comercializacioacuten
El nuacutemero de usuarios residenciales anillados y conectados a gas natural en todo el paiacutes se incrementoacute durante este periacuteodo motivo por el cual la cobertura efectiva del servicio de gas natural incrementoacute en 6 pasando de 71 en 2008 a 77 en 2012 Actualmente la cobertura es de 8rsquo729000 usuarios
El crecimiento de los usuarios conectados entre 2008 y 2012 se presentoacute en todas sus clasificaciones maacutes de 1rsquo600000 usuarios residenciales 38500 usuarios comerciales y 744 nuevas industrias
La meta establecida por el actual gobierno de conectar 785000 familias durante 2010ndash2014 fue alcanzada en los primeros dos antildeos con un poco maacutes de 900000 familias
En el marco del congreso Naturgas 2013 el gobierno propuso al sector gas la meta de alcanzar en el transcurso de un antildeo 900 poblaciones atendidas y 1rsquo000000 de familias conectadas con gas natural para los 3 primeros antildeos (2010ndash2013) No obstante para ello es necesario seguir trabajando en poliacuteticas que incentiven aspectos fundamentales tales como la continuidad en la construccioacuten de gasoductos regionales y el subsidio de conexiones a los usuarios de menores ingresos a traveacutes de los fondos destinados para ello (FECF y SGR) En la tabla 10 se muestra la cobertura de gas natural en el paiacutes de 2008 a 2012 y su variacioacuten a lo largo de estos antildeos
24
Tabla 10 Cobertura del gas natural
Fuente MinMinas
Antioquia fue el departamento con el mayor nuacutemero de nuevos usuarios conectados a gas natural entre 2008 y 2012 con una cifra muy cercana a los 330000 usuarios seguido por Bogotaacute con un poco maacutes de 255000 y Valle del Cauca con 215000
En el periacuteodo el gas natural llegoacute a 3 nuevos departamentos Caquetaacute (2009) Guaviare (2010) y Putumayo (2012) cubriendo asiacute 24 de los 32 departamentos que conforman el paiacutes Entre los 8 departamentos que no cuentan con ninguacuten municipio conectado a gas natural estaacuten Chocoacute y Narintildeo en el Paciacutefico Arauca Vichada y Guainiacutea en los Llanos Orientales Vaupeacutes y Amazonas en la Amazoniacutea Colombiana y San Andreacutes y Providencia en la regioacuten insular del paiacutes En la tabla 11 se muestra la cantidad de usuarios con gas natural a lo largo del paiacutes durante el periacuteodo 2008 a 2012
25
Tabla 11 Usuarios de gas natural
Fuente MinMinas
228 Demanda de gas
Durante 2009 la demanda del sector industrial sufrioacute una disminucioacuten principalmente como consecuencia de la sustitucioacuten del gas natural por carboacuten en gran parte de la industria cementera
Bajo condiciones climaacuteticas normales el sector industrial y comercial es el mayor consumidor de gas natural en el paiacutes solo ante la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo como el observado durante gran parte de 2009-2010 este sector declina esta condicioacuten ante el sector eleacutectrico
La demanda nacional de gas natural en 2012 fue de 856 MSCFD uacutenicamente es superada por la que se presentoacute en 2010 que fue de 861 MSCFD esta uacuteltima
26
afectada por el fenoacutemeno del nintildeo y por ende por un mayor consumo del sector eleacutectrico Por lo anterior se puede afirmar que 2012 fue un gran antildeo de consumos para el sector gas donde solo se advirtioacute una miacutenima disminucioacuten en las cifras de GNV Se muestra en la tabla 12 la demanda de gas natural por sectores en regiones del paiacutes
Tabla 12 Demanda de gas natural en MMSCFD
Fuente UPME SUI () Se adicionaron los consumos de ECOPETROL
229 Precios del gas
Entre las principales distribuidoras del paiacutes analizadas durante 2012 la tarifa maacutes alta de gas natural fue la de Gases del Oriente motivada por tener el mayor componente de suministro ya que supliacutea la ausencia de gas natural con aire propanado
En la actualidad Gases del Oriente atiende la ciudad de Cuacutecuta y otros municipios de Norte de Santander con gas extraiacutedo del campo Sardinata y procesado en la nueva planta de Tibuacute puesta en marcha por ECOPETROL a comienzos de
27
octubre de 2012 ademaacutes de utilizar para ello el nuevo gasoducto Sardinata-Cuacutecuta propiedad de Progasur Por esta razoacuten las tarifas de 2013 de esta distribuidora se encuentran muy cercanas a las del resto del paiacutes En la tabla 13 se muestra los diferentes componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en Colombia
Tabla 13 Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural en $m3
Fuente SSPD SUI () Para los componentes presentados se tomoacute como referencia el mercado relevante
maacutes representativo
23 TRATAMIENTOS PARA EL GAS NATURAL
Consiste en eliminar las impurezas que trae el gas natural como H2O CO2 y H2S Algunos de los componentes que trae el gas natural antes de ser procesado son CH4 H2O H2S CO2 N2 pentanos butano propano y etano
El gas natural debe acondicionarse para poder cumplir con los estaacutendares de calidad especificados por la CREG la cual es conocida como la entidad reguladora de energiacutea y gas en Colombia su principal objetivo es lograr que servicios como energiacutea eleacutectrica gas natural gas licuado de petroacuteleo se preste a
28
la mayor cantidad de personas a un menor costo con el fin de garantizar calidad cobertura y expansioacuten para sus usuarios Seguacuten la resolucioacuten de la CREG 071 de 1999 se muestra en la tabla 14 que pautas debe tener el gas natural para poder ser utilizado
Tabla 14 Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Fuente CREG
ESPECIFICACIONES SISTEMA
INTERNACIONAL
SISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a
Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en
estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de
CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
29
Algunos problemas que se pueden tener por la presencia de los siguientes compuestos en el gas natural son
H2S toxicidad del H2S corrosioacuten por presencia de H2S y CO2 ademaacutes en la combustioacuten se puede formar SO2 (altamente toacutexico y corrosivo)
CO2 problemas en el proceso de licuefaccioacuten (almacenamiento) ademaacutes de la disminucioacuten del poder caloriacutefico
Vapor de agua a temperaturas cercanas a la temperatura ambiente y presiones altas se pueden formar hidratos de metano los cuales pueden obstruir los gasoductos ademaacutes puede formar soluciones aacutecidas en presencia de compuestos como CO2 y H2S
En la ilustracioacuten 9 podemos ver las diferentes etapas que se requieren en el proceso de tratamiento del gas natural y dependiendo del tipo de gas se va transformando hasta obtener un gas natural tratado a condiciones CREG separado de unos productos finales como son el etileno propileno gasolinas naturales entre otros
30
Ilustracioacuten 9 Etapas de Tratamiento para el Gas Natural
Fuente httpprofesoresfi-unammxI3profCarpeta20energEDa20y20ambienteGas20Naturalpdf
31
A continuacioacuten se explica cada una de las etapas de tratamiento requeridas para que el gas del sistema de recoleccioacuten del campo cumpla con condiciones CREG
La primera etapa del proceso consiste en la separacioacuten del crudo y el gas si este viene como gas asociado o no asociado En el caso de ser un gas asociado se puede tener un gas amargo (debido a que puede traer en su contenido parte de CO2 H2S) Si el gas viene no asociado al crudo puede presentarse como gas amargo (con contenido de CO2 H2S) gas huacutemedo dulce (con presencia de hidrocarburos liacutequidos) o gas seco (apto para venta u otros usos)
231 Etapa I Desacidificacioacuten del Gas Natural
Proceso para eliminar compuestos aacutecidos se limpia el gas mediante la remocioacuten de H2S y CO2 principalmente Existen procesos para desacidificar el gas natural como el Proceso de torres de absorcioacuten con aminas Proceso Benfield Proceso Scot entre otros
232 Etapa 2 Endulzamiento del Gas Natural
Esta etapa tiene como finalidad remover el H2S CO2 mediante una torre de absorcioacuten con soluciones acuosas de aminas que pueden ser DEA (dietanolamina) MEA (monoetanolamina) MDEA (metildietilnolamina) DIPA (diisopropanolamina) la cual ingresa a la torre de absorcioacuten por la parte superior y cae por gravedad el gas ingresa por la parte inferior ascendiendo para encontrarse con la amina que cae cuando entran en contacto el H2S y CO2 son absorbidos por la fase liacutequida de la amina En la parte superior de la torre sale el gas despojado de esas dos sustancias donde finalmente el gas de salida es gas huacutemedo dulce y por la parte inferior sale la amina rica con el material absorbido Existen otros procesos para endulzamiento como el Proceso Clauss Euro Clauss BSR Selectox entre otros
233 Etapa 3 Deshidratacioacuten y Compresioacuten del Gas Natural
Consiste en la remocioacuten del vapor de agua presente en el gas ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte debido a la formacioacuten de hidratos de metano soacutelidos Dicha remocioacuten se realiza mediante absorcioacuten con TEG (trietilenglicol) en la que el glicol captura al agua y permite la salida del gas seco Una vez obtenido el gas seco se procede a la compresioacuten para obtener las condiciones establecidas por la GREG y finalmente poderlo entregar a la red
32
nacional de transporte por gasoducto mediante procesos como Criogeacutenico Turboexpander o Refrigeracioacuten Simple
Por otra parte existe el proceso de fraccionamiento el cual consiste en la separacioacuten de hidrocarburos liacutequidos para obtencioacuten de productos finales como etileno propileno entre otros En el estudio del gas Chichimene la cantidad de gas manejada resulta ser baja y por ende la cantidad de hidrocarburos liacutequidos es miacutenima para separarlos y obtener productos siacute la cantidad de hidrocarburos liacutequidos fuera mayor se podriacutea realizar mediante proceso de Destilacioacuten Fraccionada Despueacutes de tratado el gas se tiene un gas apto para venta con condiciones CREG para poder ser enviado al Sistema Nacional de Transporte o para ser usado como combustible en alguacuten proceso
24 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL
El gas natural es considerado de los combustibles foacutesiles como el maacutes limpio debido a su composicioacuten quiacutemica ya que principalmente produce CO2 y vapor de agua lo cual conlleva a emisiones de CO2 mucho menores que el petroacuteleo (alrededor de 25 a 30) Su uso principal es como combustible para proporcionar calor impulsar turbinas que producen electricidad o mover motores
Para todas las alternativas planteadas es necesario llevar el gas a condiciones establecidas por la CREG por lo que es obligatorio realizar un tratamiento previo al gas natural con el fin de eliminar hidrocarburos liacutequidos vapor de agua y CO2
6
En la tabla 15 se muestra las condiciones establecidas por la CREG y las correspondientes al gas de Chichimene Los iacutetems sentildealados son aquellos que se requieren tratar debido a que la CREG exige que el gas se encuentre seco libre de CO2 e hidrocarburos liacutequidos siacute se remueven el poder caloriacutefico del gas disminuye
6 En el Anexo M se puede ver detalladamente el Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
33
Tabla 15 Condiciones Requeridas por la CREG
Fuente Resolucioacuten CREG 071 de 1999
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Valores Actuales
en Campo
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos56
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2 12965
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3 22067
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5 152
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 01 01 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc0 mgm3
40 degC
10742 MJm3
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREGMUESTRAS DEL
PROCESO DE
RECOLECCIOacuteNRes CREG 071 de 1999
ANALISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENECAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones
Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 nitroacutegeno y
oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
34
241 Gas natural para generacioacuten eleacutectrica
Utilizado en centrales termoeleacutectricas para generacioacuten eleacutectrica En Colombia debido a que existe eacutepocas del fenoacutemeno del nintildeo y debido a ello disminuyen las caudales de agua en todo el paiacutes comienzan las centrales hidroeleacutectricas a reducir su nivel de produccioacuten de energiacutea es por eso que las centrales termoeleacutectricas cumplen esta funcioacuten y son las que en ese tiempo despachan su energiacutea a nivel paiacutes Entre las centrales termoeleacutectricas existe la convencional la central de ciclo combinado y la cogeneracioacuten
La central termoeleacutectrica convencional a gas es una instalacioacuten usada para la generacioacuten de energiacutea a partir de la energiacutea liberada en forma de calor mediante la combustioacuten de gas natural (combustible foacutesil) En la ilustracioacuten 10 se aprecia un esquema general de una planta termoeleacutectrica a gas
Ilustracioacuten 10 Central teacutermica convencional a gas
Fuente httpwwwfullquimicacom201304centrales-convencionales-gashtml
35
Por otro lado existe la central de ciclo combinado la cual se basa en la produccioacuten de energiacutea a traveacutes de diferentes ciclos una turbina de gas y una turbina de vapor El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro mediante el uso de una caldera HRSG (Heat Recovery Steam Generator) de manera que los gases calientes de escape del ciclo de turbinas de gas entregan la energiacutea necesaria para el funcionamiento del ciclo de vapor acoplado La energiacutea obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada ademaacutes de la generacioacuten eleacutectrica para calefaccioacuten a distancia y para la obtencioacuten de vapor de proceso Algunas de las ventajas son
Sustituir una central teacutermica de ciclo combinado por una de carboacuten o diesel contribuye a la reduccioacuten de GEI
Consume un 35 menos de combustible foacutesil que las convencionales lo cual ayuda a reducir emisiones de CO2 a la atmoacutesfera
La emisioacuten unitaria por KWh producido a traveacutes de plantas de ciclo combinado es menor y sus emisiones de dioacutexido de azufre son despreciables a comparacioacuten con una central de carboacuten o diesel
Tiempo de construccioacuten aproximadamente 30 menor que una planta con carboacuten
Se utiliza menor cantidad de agua en el proceso ya que solo se requiere agua para el ciclo de vapor lo que una central de ciclo combinado con gas natural necesita 13 del agua que se precisa en un ciclo simple de fuel o carboacuten
En la ilustracioacuten 11 se muestra un esquema general del funcionamiento de una central de ciclo combinado
Ilustracioacuten 11 Esquema general de una Central Ciclo Combinado
Fuente httpwwwslidesharenetgbermudezguia-n-3-centrales-trmicas-de-gas
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Finalmente se encuentra la cogeneracioacuten la cual consiste en la produccioacuten simultaacutenea de energiacutea eleacutectrica y energiacutea teacutermica utilizando un uacutenico combustible El calor producido sirve para calefaccioacuten y aire acondicionado o para calentar agua sanitaria la electricidad se utiliza o se enviacutea a la red eleacutectrica general Normalmente su ubicacioacuten es cercana a los consumidores con lo cual las peacuterdidas por distribucioacuten son menores que las de una central eleacutectrica y un generador de calor convencional Su rendimiento eleacutectrico depende de la tecnologiacutea utilizada pero oscila entre el 30-40 mientras que el rendimiento teacutermico estaacute alrededor del 55 En la ilustracioacuten 12 se muestra un esquema general de proceso de cogeneracioacuten
Ilustracioacuten 12 Proceso General de una Planta de Cogeneracioacuten
Fuente httpwwwred-calefaccion-lilleveoliaenvironnementcomtecnologiascogeneracionaspx
242 Gas natural en plantas de petroacuteleo
Utilizado como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming y en campos productores para calentamiento de fluidos y tuberiacuteas En la ilustracioacuten 13 se detalla los productos petroquiacutemicos que se pueden obtener en plantas de petroacuteleo a partir del gas natural
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Ilustracioacuten 13 Productos Petroquiacutemicos obtenidos a partir de Gas Natural
Fuente Autora
243 Gas natural para la industria
El gas natural tiene diversas aplicaciones debido a que ofrece grandes ventajas en procesos donde se requiere de ambientes limpios procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia En industrias quiacutemicas se considera como fuente de energiacutea para produccioacuten de vapor calentamiento de unidades de cracking y reforming ademaacutes facilita la utilizacioacuten del gas natural con mezcla variable de otros gases residuales disponibles en la industria gracias a la ductibilidad de los quemadores
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244 Gas natural para uso vehicular
Es considerado combustible sustituto de la gasolina El gas natural comprimido es una mezcla de gases que resulta ser econoacutemico y ambientalmente limpio ademaacutes de ser considerado una alternativa para sustitucioacuten de combustibles liacutequidos Es utilizado por vehiacuteculos como gas natural comprimido o como gas natural licuado y se compone generalmente de CH4 Algunas de sus ventajas son ahorro superior al 50 del costo frente a la gasolina recuperacioacuten promedio de la inversioacuten de conversioacuten desempentildeo similar y comparable a la gasolina y otros combustibles reduccioacuten de costos de mantenimiento al ser un sistema de combustioacuten maacutes limpio y ademaacutes como combustible disminuye la emisioacuten de gases contaminantes como CO hidrocarburos y CO2 respecto a los emitidos con la gasolina y demaacutes combustibles
245 Gas natural para uso domeacutestico
El gas natural ha desplazado a combustibles como el queroseno carboacuten gasolina que han sido empleados en las labores de los hogares dado su costo y bajas emisiones de GEI Ademaacutes es un combustible que brinda mayor seguridad en su manipulacioacuten debido a que llega hasta el punto de consumo por tuberiacuteas a baja presioacuten Algunas de sus ventajas son faacutecil instalacioacuten suministro continuo combustioacuten no contaminante econoacutemico respecto a otros combustibles similares y finalmente conservacioacuten de aparatos que funcionan con gas natural debido a que no requieren de mucho mantenimiento Sus aplicaciones principales son para alimentos debido a que es la mejor alternativa frente a otros combustibles Calefaccioacuten ya que permite calentar ambientes de hogares o locales y calentamiento de agua mediante calentadores a gas natural los cuales producen agua al instante y a bajo costo
246 Gas natural para trigeneracioacuten
Surge debido a necesidades de calefaccioacuten agua caliente pero tambieacuten cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Los nuevos equipos a gas natural permiten obtener friacuteo ya sea mediante el sistema de compresioacuten o a traveacutes del proceso de absorcioacuten Aunque los equipos de compresioacuten son muy eficientes los equipos de absorcioacuten son considerados como la opcioacuten maacutes ecoloacutegica para los sistemas de climatizacioacuten y refrigeracioacuten Combinando la tecnologiacutea de cogeneracioacuten con la de
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absorcioacuten se puede climatizar con un ahorro energeacutetico considerable Esta maacutequina opera pasando el calor de una fuente friacutea a otra caliente Esto se debe al hecho de que la bomba de calor no soacutelo aprovecha la energiacutea contenida en el gas sino tambieacuten la ambiental por lo que proporciona maacutes energiacutea de la que consume Algunas de sus ventajas son reduccioacuten de emisiones de GEI disminucioacuten de peacuterdidas en el sistema eleacutectrico aumento de la competitividad industrial y finalmente la promocioacuten de PyMES en construccioacuten y operacioacuten de plantas de trigeneracioacuten
247 Gas natural en Plantas Peak Shaving
Las plantas Peak Shaving (En ingleacutes afeitando picos) pueden ser utilizadas como centros de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) para exportarlo para suplir demandas pico de gas en aacutereas de gran demanda o como almacenamiento de gas natural in situ con el fin de brindar confiabilidad al Sistema Nacional de Transporte de gas natural
Son plantas de almacenamiento criogeacutenico que surgieron como respuesta a la necesidad de garantizar con importantes reservas de gas natural licuado el abastecimiento de redes de gas natural Son usadas para el abastecimiento de gas durante los periacuteodos de demanda maacutexima ya que fueron concebidas para afrontar los picos de consumo en aquellos sistemas con alta incidencia de clientes residenciales e industriales
Esta planta reduce la necesidad de disponer de capacidad de transporte desde las zonas de produccioacuten de gas y con ello la sobredimensioacuten de los gasoductos involucrados que son utilizados en forma estacional (fenoacutemeno del nintildeo) es una alternativa eficaz para disminuir el costo total de ese transporte desde la produccioacuten hasta los centros de consumo con alta demanda
Se ubican estrateacutegicamente cerca a centros de consumo y generalmente lejanas de las zonas de produccioacuten gasiacutefera La planta requiere de mayor tiempo para licuar el gas y llenar los tanques de almacenamiento (aproximadamente 200-300 diacuteas) y para la vaporizacioacuten y entrega gas a las redes de distribucioacuten lo hace en pocos diacuteas (no maacutes de 20 diacuteas cada antildeo) La cadena de GNL lo conforman cinco agentes
Produccioacuten desde el campo productor hasta la planta de GNL incluyendo el procesamiento del gas y los gasoductos asociados
Licuefaccioacuten comprende el tratamiento del gas licuefaccioacuten recuperacioacuten de liacutequidos y condensados carga y almacenamiento de GNL
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Transporte siacute es para exportar el GNL viaja por barco desde la planta de licuefaccioacuten hasta la terminal de regasificacioacuten
Regasificacioacuten comprende la descarga almacenamiento regasificacioacuten e inyeccioacuten en ramales de distribucioacuten
Distribucioacuten a la salida de la planta de regasificacioacuten el gas es inyectado en el sistema de transporte y distribucioacuten para llegar a los usuarios finales
En la ilustracioacuten 14 se muestra el proceso general que debe tener una planta Peak Shaving Ilustracioacuten 14 Proceso General de una Planta Peak Shaving
Fuente Autora
248 Gas natural en Plantas de Gas Natural Comprimido El gas natural bajo las condiciones de temperatura normalmente utilizadas para su manipulacioacuten en el Sistema Nacional de Transporte de gas natural (1015 psi) se encuentra en estado gaseoso y moviliza una cierta cantidad de energiacutea por unidad de volumen Se podriacutea manipular maacutes energiacutea siacute se comprime el gas a mayor presioacuten En general cuando la demanda a atender es pequentildea y para ciertas condiciones de distancia de transporte los gasoductos pueden no ser la mejor opcioacuten de transporte desde el punto de vista econoacutemico En tal caso puede ser viable utilizar la teacutecnica del GNC para transportar el gas hasta el centro de consumo y luego distribuirlo a los usuarios a traveacutes de redes domiciliarias e industriales Mediante esta teacutecnica se aumenta la presioacuten del gas (3600 psi) en cilindros o tanques transportados por vehiacuteculos mantenieacutendolo en su estado gaseoso de tal forma que se incrementa la energiacutea por unidad de volumen reduciendo los costos unitarios de transporte
bullEliminacioacuten de CO2 H2O y separacioacuten de hidrocarburos pesados Tratamiento
bullEnfriamiento del gas durante 290 diacuteas Licuefaccioacuten
bullA bajas temperaturas se almacena en un tanque que mantiene la temperatura del GNL Almacenamiento
bullPor un sistema de bombas criogeacutenicas el gas es vaporizado a alta presioacuten lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una estacioacuten para adecuar las condiciones de presioacuten a las requeridas para inyeccioacuten a la red de distribucioacuten
Vaporizacioacuten
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El GNC (3600 psi) se transporta mediante cilindros de almacenamiento en camiones especialmente disentildeados y almacenados en cada localidad para ser luego introducidos a la red de distribucioacuten a una presioacuten de 58 psi Este sistema al igual que el suministro de GLP estaacute destinado al abastecimiento de gas natural para consumo residencial industrial y GNV en pequentildeas localidades y alejadas de un gasoducto Este sistema optimiza en forma integral lo teacutecnico y lo comercial Es un proyecto innovador de distribucioacuten de gas de bajo costo para consumo en pequentildeas y medianas poblaciones en la que no es rentable el abastecimiento mediante la instalacioacuten de un gasoducto troncal desde los yacimientos En la ilustracioacuten 15 se muestra en resumen la cadena del GNC
Ilustracioacuten 15 Cadena del GNC
Fuente httpgncenergiaperucom
La cadena de valor de GNC la conforman tres agentes
Compresioacuten se toma el gas natural del campo de produccioacuten (de un gasoducto de transporte o una red de distribucioacuten) y mediante compresores se aumenta la presioacuten del gas y se almacena en cilindros o tanques disentildeados para el caso La presioacuten maacutexima utilizada para el gas comprimido es de 3600 psi
Transporte y almacenamiento por medio de tubos ciliacutendricos con GNC a alta presioacuten se transporta en vehiacuteculos por carretera o viacutea fluvial hasta una planta de descarga emplazada en las inmediaciones de la localidad y se almacena En general los camiones de 12 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 5 moacutedulos de almacenamiento de 300 m3 (en total 1500 m3 de gas natural) mientras que los camiones articulados de 40 toneladas de capacidad pueden transportar hasta 18 moacutedulos de almacenamiento (en total 5400 m3 de gas natural)
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Descompresioacuten utilizando vaacutelvulas para expandir el gas se reduce la presioacuten y se inyecta el gas a las redes de distribucioacuten para llevarlo a los usuarios finales
Con base en lo anterior se observa que en Colombia se consume aproximadamente el 33 del gas producido se exportan 150 MMSCFD a Venezuela y el restante se utiliza en la misma actividad de produccioacuten de hidrocarburos Asiacute mismo en Colombia no se almacena gas para cubrir demandas pico y el gran consumidor de este gas en su orden son sector eleacutectrico industrial - comercial y residencial Tambieacuten se determinoacute que el gas del campo Chichimene no cumple especificaciones para su uso lo cual requiere tratarse para disponerlo para venta o consumo en el mismo campo Por consiguiente en el siguiente capiacutetulo se describiraacute el tratamiento que se le debe realizar al gas ya que este es un gas no asociado amargo y huacutemedo debido al alto contenido de CO2 e hidrocarburos liacutequidos presentes
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3 MODELO DE TRATAMIENTO PARA GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
El campo Chichimene cuenta con un gas con alto contenido en metano (alrededor de 75) tal como se observa en la siguiente tabla Su composicioacuten se obtuvo mediante una cromatografiacutea tomada en un punto del sistema de recoleccioacuten de crudo del campo Chichimene la cantidad de gas en la etapa de recoleccioacuten actualmente es de 05 MMSCFD En la tabla 16 se muestra la cromatografiacutea del gas del campo Chichimene en la etapa de recoleccioacuten Tabla 16 Cromatografiacutea del gas Chichimene en etapa de recoleccioacuten
Fuente Departamento de Produccioacuten del Chichimene ECOPETROL
El gas de la etapa de recoleccioacuten del campo Chichimene debe tratarse y acondicionarse de acuerdo a las regulaciones de calidad del gas natural por la CREG por lo que es necesario implementar un tratamiento de gas del campo Para esto se propone en cada una de las etapas de tratamiento del gas tecnologiacuteas que presenten ventajas frente a otros procesos en las diferentes
COMPOSICIOacuteN FRACCIOacuteN MOLAR
Nitroacutegeno 0022067
CO2 012965
Metano 0747311
Etano 004463
Propano 0020076
n-Butano 0016541
i-Butano 0006041
n-Pentano 0003474
i-Pentano 0004346
n-Hexano 0003165
n-Heptano 0002043
n-Octano 0000657
TOTAL 1
Este gas cuenta con condiciones
de Presioacuten 30 psi Temperatura
104 degF
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etapas y asiacute se pueda cumplir las condiciones para entrega y uso posterior del gas
Por lo tanto en la etapa de desacidificacioacuten se trabaja con torres de absorcioacuten con amina DEA debido a que es un proceso de uso frecuente en plantas de tratamiento ademaacutes este proceso frente a procesos de adsorcioacuten y de membranas presenta ventajas En la adsorcioacuten se purifica el CO2 que se elimina y la utilizacioacuten de membranas requiere de altos costos e influye negativamente por la presencia de contaminantes como SOx NOx HCl
En cuanto a la amina empleada en este caso DEA presenta ventajas frente a aminas como MEA ya que no es corrosiva no genera formacioacuten de espuma ademaacutes esta amina posee mayor capacidad de absorcioacuten frente a la MEA y DIPA lo cual es ventajoso debido a que en esta primera etapa lo fundamental es eliminar el CO2 contenido en el gas que es un gran porcentaje (alrededor de 13)
Seguido de ello en la etapa de endulzamiento se propone el proceso con la amina DIPA debido a que es una amina utilizada comercialmente en los procesos de tratamiento de endulzamiento del gas natural es una amina secundaria que tiene gran capacidad para transportar gas aacutecido lo cual para este proceso es importante debido a que la amina DEA (del proceso anterior) y DIPA tienen contenido de azufre y mediante el uso de la amina DIPA se elimina este aacutecido sulfhiacutedrico de la corriente de gas La amina DIPA es una amina utilizada en el proceso SHELL ADIP y aunque su competencia en la remocioacuten de CO2 frente a otros procesos es difiacutecil siacute es maacutes eficiente que soluciones como DEA y MEA en la remocioacuten de H2S
Finalmente en la etapa de deshidratacioacuten se implementa una tecnologiacutea reciente ldquoDRIZO TEGrdquo con el fin de eliminar porcentaje de agua que se tiene actualmente en el gas de recoleccioacuten del campo el proceso DRIZO TEG cuenta con alta concentracioacuten de glicol lo que permite eliminar mayor porcentaje de agua que un proceso de deshidratacioacuten normal con glicol (aproximadamente 99998 en peso en lugar de lo tiacutepico 9995 en peso) Con maacutes de 60 plantas de tratamiento DRIZO demuestra ser el mejor proceso de deshidratacioacuten y ademaacutes por ser un proceso respetuoso con el medio ambiente con emisiones miacutenimas de CO2 y BTEX (benceno tolueno etilbenceno y xileno) requiere cantidad miacutenima de equipos y su costo es bajo Finalmente se lleva a compresioacuten para tener el gas de recoleccioacuten a condiciones fijadas por la CREG
En ninguno de los procesos se utiliza regeneracioacuten debido a que se requiere gran demanda de energiacutea De otro modo la etapa de fraccionamiento en el proceso no se lleva a cabo ya que el porcentaje de hidrocarburos liacutequidos es bajo y la ejecucioacuten de una etapa como el fraccionamiento implica inversiones econoacutemicas altas
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El sistema de tratamiento del gas de recoleccioacuten del campo se implementa mediante el software Aspen Plus V84 la cual es una herramienta para simular procesos de disentildeo conceptual de industrias quiacutemicas petroquiacutemicas refino de petroacuteleo procesamiento de gas y aceites generacioacuten de energiacutea entre otros Ademaacutes cuenta con herramientas de caacutelculos de costos y su interfaz es amigable
En la siguiente ilustracioacuten 16 se presenta el proceso general del tratamiento del gas del campo Chichimene con base en lo anteriormente mencionado
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Ilustracioacuten 16 Modelo de tratamiento para el gas de recoleccioacuten del Campo Chichimene
ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN
(Eliminacioacuten de CO2)
ETAPA II ENDULZAMIENTO (Eliminacioacuten de H2S y
CO2)
ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN
Y COMPRESIOacuteN (Eliminacioacuten de H2O y
Compresioacuten)
Torres de Absorcioacuten con
Amina DEA
Con Amina DIPA
DRIZO TEG Y Compresioacuten
GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
TRATAMIENTO PARA EL GAS DE RECOLECCIOacuteN CHICHIMENE
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo
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31 ETAPA I DESACIDIFICACIOacuteN DEL GAS NATURAL
La primera etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten de CO2 y H2S En este caso el tipo de gas de trabajo no cuenta con contenido de H2S por lo tanto se procede simplemente a eliminar el CO2 Inicialmente el gas cuenta con unas condiciones de presioacuten y temperatura de 30 psi y 31315degK la planta de tratamiento trabaja a alta presioacuten por lo que es necesario comprimir el gas hasta lograr condiciones requeridas del proceso Posteriormente el gas de trabajo y la solucioacuten acuosa de amina (en este caso DEA) ingresan a una torre de absorcioacuten en la que entran en contacto el gas y la amina la cual se encarga de separar el CO2 del gas En esta etapa se logra remover el 10 del 13 de CO2 presente en el gas Este 10 pasa por una torre separadora en la cual se logra obtener un 5 de CO2 como producto para utilizar en procesos que requieran CO2 y el 5 restante sale como productos inertes del proceso El porcentaje de metano aumenta en un 13 pasando de 75 a 88 esta etapa incluye varios equipos como compresor enfriador bomba torre absorbedora torre separadora
32 ETAPA II ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
La segunda etapa del proceso de tratamiento consiste en la remocioacuten del CO2 que no se logroacute eliminar durante la primera etapa al igual que el H2S que ingresoacute en el gas debido a que la amina tiene un porcentaje bajo en ella El gas de trabajo ingresa a una torre de absorcioacuten en la que el gas entra en contacto con una solucioacuten acuosa de amina DIPA la cual es frecuentemente utilizada y es la que se encarga de remover en su totalidad el contenido de H2S reduce a un 18 el contenido de CO2 y aumenta de 88 de metano a 893 Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora
33 ETAPA III DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN DEL GAS NATURAL
La tercera etapa consiste en la remocioacuten de H2O que se encuentra en el gas producto de los dos tratamientos anteriores ya que las aminas vienen en solucioacuten acuosa y una parte de esa agua queda internamente en el flujo de gas de trabajo que se estaacute tratando Es fundamental eliminar el vapor de agua ya que de no ser asiacute se pueden presentar problemas en el transporte del gas por la posible formacioacuten de hidratos de metano soacutelido En el proceso de deshidratacioacuten el gas ingresa a una torre de absorcioacuten en la que entra en contacto con una solucioacuten de glicol (TEG) debido a que es una opcioacuten de deshidratacioacuten econoacutemica la cual se encarga de remover la totalidad del vapor de agua obteniendo un gas totalmente
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seco y con 96 de metano Debido a la alta eficiencia de esta etapa no fue necesario simular una planta de fraccionamiento para aumentar la pureza del metano ya que la condicioacuten de salida del gas se encuentra bajo las condiciones requeridas por la CREG y debido a que la presioacuten final en la etapa de deshidratacioacuten es la uacutenica que no se encuentra dentro de los estaacutendares de la CREG se implementa un compresor que entregue el gas a 1200 psia Esta etapa incluye varios equipos como enfriador bomba torre absorbedora compresor intercambiador de calor
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En la tabla 17 se muestra las condiciones iniciales y finales de la simulacioacuten del tratamiento del gas
Tabla 17Condiciones y Composiciones de Etapas de Tratamiento para Gas de Recoleccioacuten Chichimene
Fuente ldquoSimulacioacuten de un proceso de tratamiento de gas natural utilizando ASPEN PLUS V84rdquo Grupo de Simulacioacuten Produccioacuten y Uso de Combustibles UNAB
Gas Actual Sist
RecoleccioacutenGas Out - Etapa 1 Gas In - Etapa 2 Gas Out - Etapa 2 Gas In - Etapa 3 Gas Final Tratado
DEA DIPA TEG 000 000 000 000 000 000
H2O 000 180E-03 180E-03 363E-03 200E-03 4 PPM
CO2 130E-01 343E-09 343E-09 579E-09 000 000
H2S 000 357E-07 357E-07 749E-07 285PPB 000
N2 002 003 003 003 003 003
CH4 075 088 088 088 089 096
C2H6 004 006 006 006 006 001
C3H8 002 003 003 003 003 158 PPM
Flujo total (MMSCFD) 05 031 031 0302 0302 0235
Temperatura (degK) 31315 31135 3115 32556 30259 31315
Presioacuten (Psig) 30 900 900 900 900 11853
VALORES
ETAPA 2 ENDULZAMIENTO CON
AMINA DIPA
ETAPA 3 DESHIDRATACIOacuteN DRIZO
TEG Y COMPRESIOacuteN
Nota Cada uno de los componentes mencionados se encuentran en Fraccioacuten Molar
ETAPA 1 DESACIDIFICACIOacuteN CON
TORRES DE ABSORCIOacuteN
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A continuacioacuten se muestra en la tabla 18 el comparativo de las caracteriacutesticas fijadas por la CREG y las obtenidas despueacutes del proceso de tratamiento del gas del campo Chichimene
Tabla 18 Condiciones de calidad de gas natural CREG Vs Condiciones finales con tratamiento de gas en Aspen Plus
Fuente Autora
Especificaciones de Calidad del Gas Natural
establecidas por la CREG
VALORES EXIGIDOS POR
CREG
GAS DESPUEacuteS DEL
TRATAMIENTO
ESPECIFICACIONES Valores S Internacional Valores Finales del Gas
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3
Contenido de Liacutequido (nota 2) Libre de liacutequidos Libre de liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 0 mgm3
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 0 mgm3
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 0
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen (nota 3) 5 3
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 0
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 0 mgm3
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3 0 mgm3
Res CREG 071 de 1999
3646 MJm3
40 degC
ANAacuteLISIS COMPOSICIONAL GAS NATURAL ESTACIOacuteN CHICHIMENE CON
PLANTA DE TRATAMIENTO
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes en estado l iacutequido
Nota 3 Se cons idera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO 2 ni troacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200 psia
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34 COSTOS REQUERIDOS PARA TRATAMIENTO DE GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE
Mediante el software Aspen Plus V84 fue posible determinar costos relativos a la inversioacuten como tambieacuten los costos de los equipos principales Esta corrida se realizoacute con base en los siguientes datos que se pueden ver en la tabla 19
Tabla 19 Bases de Caacutelculo Planta de Tratamiento de gas ndash Escenario (P50)
Fuente Aspen Plus V84
En la tabla 20 se relaciona el valor de la inversioacuten en equipos costos directos por el montaje e instalaciones costos asociados por el servicio llave en mano impuestos y renta presuntiva de las inversiones para el escenario de produccioacuten de gas (P50) y (P90) Para efectos de anaacutelisis financiero se tomaraacute el escenario (P50) el cual en el antildeo 2007 alcanza un volumen de 4 MMSCFD y su proyeccioacuten de produccioacuten a partir de este antildeo se calcularaacute con base en la curva de declinacioacuten del gas (ver la ilustracioacuten 4)
Gravedad especiacutefica del gas 07 grL
Horas de operacioacuten por antildeo 8760 h
Vida uacutetil del proyecto 20 antildeos
Modelo de depreciacioacuten Liacutenea recta
Valor de salvamento de la planta 20
Punto de equilibrio del proyecto 10 antildeos
Tiempo de construccioacuten de la planta 65 semanas
Renta presuntiva de capital 5
Impuesto anual 40
Tasa de retorno de la inversioacuten 20
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Tabla 20 Inversioacuten de la planta de proceso de gas para escenarios de produccioacuten de gas (P50) y (P90)
Fuente Aspen Plus V84
COSTOS EQUIPOS COSTOS DIRECTOSUTILIDAD LLAVE
MANO (20 Inv)TOTAL (05 a 4 MMSCFD)
TOTAL (4 a 7
MMSCFD)
TOTAL (7 a 10
MMSCFD)
Compresor 1745000 1930000 735000 4410000 5292000 6615000
Bomba 18300 62460 16152 96912 116294 145368Torre
Absorbedor 332900 592000 184980 1109880 1109880 1109880Torre
Stripper 375800 892000 253560 1521360 1825632 1825632
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
TOTAL 2500500 3539460 1207992 7247952 8697542 10871928
Enfriador 28500 63000 18300 109800 131760 164700
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
absorbedor 332900 126000 91780 550680 550680 550680
TOTAL 379700 957464 267433 1604597 1925517 2406896
Enfriador 18000 40045 11609 69654 83585 104481
Bomba 18300 63000 16260 97560 117072 146340Torre
Absorbedor 186900 1060509 249482 1496891 1496891 1496891Intercamb
de Calor 24500 63456 17591 105547 126657 158321
Compresor 903000 1006516 381903 2291419 2749703 3437129
TOTAL 1150700 1069972 444134 2664806 3197768 3997210
4030900 5566897 1919559 11517356 13820827 17276034
1612360 2226759 767824 4606942 5528331 6910414
5643260 7793655 2687383 16124298 19349158 24186447
282163 389683 134369 806215 967458 1209322
5925423 8183338 2821752 16930513 20316616 25395770
INVERSIOacuteN TOTAL PLANTA DE TRATAMIENTO vs ESCENARIOS POSIBLES DE PRODUCCIOacuteN DE GAS
IMPUESTOS - 40
SUBTOTAL
RENTA PRESUNTIVA - 5
ETAPAS PRINCIPALES DEL PROCESO
DESACIDIFICACIOacuteN
ENDULZAMIENTO
DESHIDRATACIOacuteN Y COMPRESIOacuteN
SUBTOTAL
La inversioacuten estimada para el tratamiento del gas de Chichimene se calculoacute con el modelo ASPEN Estos equipos (torres) se disentildearon para
tratar hasta un maacuteximo de 10 MMSCFD Las caracteriacutesticas de los demaacutes equipos cambian seguacuten los flujos a tratar para el proyecto los equipos
menores estan disentildeados para operar hasta el escenario de produccioacuten (P50) que estaacute entre 07 a 40 MMSCFD
INVERSION ESCENARIO (P50) - US$ INVERSION ESCENARIO (P90) - US$
TOTAL
53
De acuerdo con lo anterior el resultado total de la inversioacuten asciende a 16rsquo930513 US$ para el escenario de produccioacuten de gas (P50) donde los principales equipos de la planta cuestan alrededor del 35 del valor total de la inversioacuten El resto de la inversioacuten estaacute representada en el montaje instalaciones liacuteneas de flujo equipos y respaldos eleacutectricos instrumentacioacuten accesorios en general y principalmente la mano de obra calificada gastos de suministro y contratacioacuten impuestos renta presuntiva entre otros En la ilustracioacuten 17 se puede ver la tendencia de la inversioacuten requerida para la planta del proceso de tratamiento del gas en cada una de las etapas en funcioacuten del volumen de gas posible entre los rangos de produccioacuten (P50) y (P90)
Ilustracioacuten 17 Inversioacuten planta de tratamiento de gas VS Cantidad de gas para escenarios (P50) y (P90)
Fuente Autora
La planta de tratamiento modelada seguacuten el programa ASPEN PLUS V84 mantiene constantes las torres independientes del flujo maacutesico y hace variable los demaacutes equipos como bombas de acuerdo con el volumen a tratar En las tablas 21 y 22 se muestran los costos de operacioacuten y los costos de energiacutea de acuerdo con los posibles voluacutemenes de produccioacuten de gas que comprenden los dos escenarios de produccioacuten incremental de gas (P50) y (P90) En el primer escenario (realista) se tiene previsto alcanzar la produccioacuten de 4 millones de pies cuacutebicos por diacutea en el antildeo 2017 y en el escenario P90 (optimista) alcanzar 9 millones de pies cuacutebicos por diacutea Para efectos de anaacutelisis econoacutemico de las posibles alternativas se trabajara en este proyecto con el escenario (P50)
54
Tabla 21 Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Departamento de produccioacuten Chichimene Ecopetrol
Volumen MSCFD Etapa Desacidificacioacuten Etapa EndulzamientoEtapa Deshidratacioacuten-
CompresioacutenTotal US$Antildeo US$MMBTU
500 387426 111742 158233 657400 3398
1000 386536 111485 157869 655890 1695
2000 431849 124554 176376 732780 0947
3000 460402 132790 188038 781230 0673
4000 (P50) 475000 137000 194000 806000 0521
5000 482308 139108 196985 818400 0423
6000 489733 141249 200017 831000 0358
7000 496805 143289 202906 843000 0311
8000 504231 145431 205938 855600 0276
9000 (P90) 510949 147368 208682 867000 0249
10000 513306 148048 209645 871000 0225
La energiacutea eleacutectrica impacta los costos operacionales en 465752US$ al antildeo en el escenario P50 que equivale al 58 de los costos totales en el
escenario de 4 millones de gas tratado el cual se da en el antildeo 2017 seguacuten pronoacutesticos de produccioacuten de gas para el campo
Costos de operacioacuten seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
55
Tabla 22 Costos de energiacutea eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Fuente Autora
Por lo anterior para proyectar los consumos de energiacutea antes y despueacutes de alcanzar la produccioacuten de escenario (P50) de gas en la tabla 23 se muestra el caacutelculo de este consumo cuando se trabaja con una produccioacuten de 4 MMSCFD de gas
Volumen MMSCFDEtapa
desacificacioacuten
Etapa
endulzamiento
Etapa
Deshidratacioacuten y
Compresioacuten
Total
US$AntildeoUS$MMBTU
500 189490 910 189490 379891 1964
1000 189055 908 189055 379018 0980
2000 211218 1015 211218 423451 0547
3000 225183 1082 225183 451448 0389
4000(P50) 232323 1116 232323 465762 0301
5000 235897 1133 235897 472928 0244
6000 239529 1151 239529 480209 0207
7000 242988 1167 242988 487143 0180
8000 246620 1185 246620 494425 0160
9000(P90) 249906 1201 249906 501012 0144
10000 251059 1206 251059 503324 0130
Costos Energiacutea Eleacutectrica seguacuten pronoacutesticos de gas incremental
Estos costos corresponden alos equipos principales
56
Tabla 23 Requerimientos de energiacutea eleacutectrica para equipos principales de la planta de tratamiento (4MMpcd)
Fuente Autora basada en fichas teacutecnicas de fabricante de equipos como httpwwwcatpumpscomarpdfCAT270pdf y httpcatalogsauerusacomitemall-categoriesboosters-and-gas-compressorsitem-1031ampbc=100|1053|1054|1045
Asiacute mismo en la ilustracioacuten 18 y en la tabla 24 se observa el comportamiento de los costos de energiacutea y operacionales despueacutes de haber alcanzado la produccioacuten de 4 MMSCFD Esta proyeccioacuten es la que se utilizaraacute para efectos de anaacutelisis econoacutemico de la planta de tratamiento del gas como tambieacuten para las demaacutes alternativas planteadas en este proyecto
EQUIPO CANTIDAD HP KWAntildeo Ndeg Etapas Rango de operacioacuten Requerimiento de energiacutea Flujo RPM
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFM
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
BOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
COMPRESOR 1 290 1895138 2 a 3 200 A 7250 psi 150 A 290 Hp 518 a 2450 SCFMBOMBA 1 14 9149 100 A 1500 psi 14 Hp 1 A 23 GPM 1725
3817724
0122
465762 Costo=(Pot x Fconv x Perido x CostUnitEnergiacutea)
CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS
REQUERIMIENTO ENERGIacuteA ELEacuteCTRICA EQUIPOS PRINCIPALES DE LA PLANTA DE TRATAMIENTO
Bomba CAT Pumps modelo 230 de USA
Compresor SAUER Compresors modelo WP 6442 de USACosto energiacutea seguacuten Ecopetrol (US$KW)
COSTO TOTAL (US$Antildeo)
PRIMERA ETAPA
TOTAL (KwAntildeo)
SEGUNDA ETAPA
TERCERA ETAPA
57
Ilustracioacuten 18 Costos de operacioacuten y energiacutea para Escenario P50
Fuente Autora
58
Tabla 24 Costos operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Fuente Autora e ICP
MSCFD MMSCFAntildeo MUS$Antildeo US$MMBTU MUS$Antildeo US$MMBTU
2014 500 183 657 3398 380 1964 1693
2015 1000 365 656 1695 379 0980 1693
2016 2000 730 733 0947 423 0547 1693
2017 3000 1095 781 0673 451 0389 1693
2018 4000 1460 806 0521 466 0301 1693
2019 3960 1445 798 0516 461 0298 1693
2020 3920 1431 790 0510 456 0295 1693
2021 3881 1417 782 0505 452 0292 1693
2022 3842 1402 774 0500 447 0289 1693
2023 3804 1388 766 0495 443 0286 1693
2024 3766 1375 759 0490 439 0283 1693
Costos Operacionales Planta de Proceso en Escenario Produccioacuten de Gas (P50)
Inversioacuten
Total
MMUS$
Antildeo
Volumen Gas Costo Operacioacuten Costo Energiacutea
59
4 PROPUESTAS PARA EL USO DEL GAS DE RECOLECCIOacuteN DE CHICHIMENE TOMANDO EN CUENTA LA LIacuteNEA BASE ACTUAL
Con los datos suministrados por el departamento de produccioacuten del campo se realizoacute mediante el software Aspen Plus un estudio teacutecnico de seleccioacuten de tecnologiacuteas para cada una de las etapas del tratamiento del gas para adecuarlo a condiciones reguladas por la CREG El sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene se basa en varios cluacutesters para la troncal norte como para la troncal sur las cuales manejan especialmente crudo extra pesado Estos cluacutesters reuacutenen la produccioacuten de varios pozos y se unen en un muacuteltiple de recoleccioacuten En las tuberiacuteas principales de cada una de las troncales va el crudo mezclado con agua y gas y son transportados hasta la estacioacuten de tratamiento Lo que se requiere es que la cantidad de gas libre que va con el crudo se pueda liberar del sistema y se le pueda dar un aprovechamiento energeacutetico7 En un punto del sistema de recoleccioacuten se tomoacute la cromatografiacutea del gas y en base a ello se planteoacute un tratamiento al gas con el cual se llevoacute el gas a condiciones reguladas por la CREG (Necesario para implementacioacuten de cualquier alternativa) Por lo que seguido de ello se procede a realizar el estudio de cada una de las alternativas para valorar y analizar criterios como impacto ambiental requerimientos econoacutemicos beneficios operativos incidencia operativa e impacto externo de cada una de ellas donde finalmente se recomiendan las opciones viables para aprovechamiento oacuteptimo al gas de recoleccioacuten del campo Chichimene A continuacioacuten se presenta en la ilustracioacuten 19 el sistema actual sobre el que se propone a trabajar Las alternativas a analizar para darle un aprovechamiento al gas de recoleccioacuten del campo son autogeneracioacuten con central teacutermica convencional calentamiento de crudo en tuberiacuteas venta del gas para SNT del gas trigeneracioacuten planta de almacenamiento Peak Shaving y GNC En cada una de las alternativas propuestas se tendraacute una disponibilidad de gas en condiciones CREG ya que el objetivo principal de este proceso es aprovechar el gas convirtieacutendolo en un gas uacutetil para cualquiera de las alternativas con el fin de reducir impacto ambiental y tener beneficios para el campo Chichimene
7 En el Anexo I y J se muestra la configuracioacuten de los cluacutesters para la Troncal Norte y para la Troncal Sur
60
Ilustracioacuten 19 Sistema actual de recoleccioacuten y procedimiento a realizar para valorar alternativas al Gas de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
CLUSTER
Pozos
Pozos
Pozos
Pozos
PUNTO DE MUESTREO
GASTRATAMIENTO
DEL GAS
ESTACIOacuteN DE TRATAMIENTO
CRUDO CON AGUA
ALT
ER
NA
TIV
AS
D
EL
GA
S
Cromatografiacutea del Gas
Llevar a Condiciones CREG
AutogenerarCalentamiento Crudo
GNCPlanta Peak Shaving
Venta a SNT
Fuente Autora
61
Los criterios evaluados para cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual que se presenta en el campo son
Impacto ambiental comparacioacuten de cantidad de emisiones Lo que maacutes influye en dicho impacto es que la contaminacioacuten se produce en el mismo sitio y sucede durante todos los diacuteas del antildeo estos dos aspectos son aquellos por los que se toma la liacutenea para evaluar si el impacto llega a ser alto o bajo en cada una de las alternativas ademaacutes de la situacioacuten actual
Requerimientos econoacutemicos equipos o plantas principales que se requieren para implementar la alternativa
Plazo de ejecucioacuten suma de la aprobacioacuten de las diferentes fases del proyecto (ingenieriacutea conceptual pre factibilidad factibilidad y ejecucioacuten) Ademaacutes para el caso de ECOPETROL se requiere de aprobacioacuten de presupuesto permisos de las entidades gubernamentales (Ministerio de Hacienda Planeacioacuten Nacional Ministerio Medio Ambiente Ministerio de Minas y Energiacutea) aprobacioacuten de vigencias futuras proceso contractual (licitacioacuten privada o puacuteblica) y tiempo de ejecucioacuten de la obra Es posible que la alternativa la realice un tercero en ese caso el plazo puede ser menor
Incidencia operativa si el proyecto mantiene desmejora o mejora los diferentes procesos que conforman la operacioacuten del campo
Beneficios operativos si se generan beneficios econoacutemicos y operacionales en el campo
Impacto externo si se beneficia el entorno (comunidades) regioacuten yo paiacutes
En la matriz los aspectos fundamentales se tomaraacuten en cuenta para evaluar cada una de las alternativas cada uno puede presentar una ventaja o desventaja frente a las otras alternativas Para el caso de quema o venteo de gas en tea sus principales aspectos son impacto ambiental e impacto externo el impacto ambiental resulta ser alto debido a que la situacioacuten se estaacute presentando desde hace varios antildeos sucede todos los diacuteas del antildeo y ademaacutes las emisiones se producen en el mismo sitio Por otra parte el impacto externo es un aspecto fundamental a tratar debido a que si se mantiene la quema y venteo de gas en tea por parte del campo es posible que la comunidad pueda llegar a cerrar el campo debido a que las emisiones son altas y se presentan todos los diacuteas del antildeo Asimismo se determina para cada una de las alternativas los aspectos y criterios fundamentales de cada una de ellas Ademaacutes los criterios se basaran tomando iacutetems de bajo medio alto todos comparados seguacuten la liacutenea base (venteo y quema de gas en tea)
62
41 SITUACIOacuteN ACTUAL VENTEO Y QUEMA DE GAS EN TEA
La quema del gas en el campo Chichimene es la situacioacuten actual que enfrenta el campo y por la cual se propone diferentes alternativas que permitan darle un uso oacuteptimo al gas El campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que se obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
Debido al grado de sensibilizacioacuten de la opinioacuten puacuteblica ante los temas de medio ambiente y a la legislacioacuten existente el hecho de ventear o quemar gas en instalaciones petroleras merece evaluar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubican las explotaciones de hidrocarburos Vale la pena mencionar que producto de estas praacutecticas la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de todas las operaciones de explotacioacuten de un campo petrolero Por lo que es obligatorio disponer de alternativas para el manejo y aprovechamiento de los hidrocarburos gaseosos tales como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de hidrocarburos liacutequidos almacenarlo en yacimientos agotados yo abandonados almacenarlo en domos salinos utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) procesarlo y disponerlo para la misma operacioacuten para mejorar las condiciones de movilidad de los fluidos producidos a traveacutes de calentamiento o para consumo externo como gas domiciliario e industrial
En el campo Chichimene la produccioacuten de gas es asociada a la produccioacuten de hidrocarburos liacutequidos donde la relacioacuten de produccioacuten de gaspetroacuteleo es muy baja Desde el punto de vista teacutecnico la produccioacuten de gas no tiene una alta incidencia en lo operativo como por su mismo volumen de produccioacuten Esta situacioacuten ha hecho que este recurso energeacutetico en el presente soacutelo se disponga para cubrir las necesidades de la operacioacuten del campo para calentar las corrientes de fluido que de por siacute tienen muy baja movilidad ya que el crudo que se produce es de muy baja gravedad API el gas remanente se quema o ventea en las plantas de recoleccioacuten y tratamiento de fluidos Se estima que el volumen de gas que no se utiliza hoy diacutea es de 05 MMSCFD y en el futuro puede ser de 4 MMSCFD y este tiene un poder caloriacutefico de 10742 MJm3 ya que en su composicioacuten tiene un buen porcentaje de hidrocarburos liacutequidos Siacute este gas se procesara y se obtuviera un gas apto para venta (condiciones CREG) y asumiendo que su composicioacuten es equivalente a un gas como el de la Guajira-Opoacuten (40
63
MJm3) se venderiacutea en promedio en boca de pozo a unos 6 US$MMBTU generando ingresos anuales de algo maacutes de 115 MMUS$antildeo8 Tal y como se observa en la tabla 25 donde se muestra el costo estimado por el venteo o quema de gas del campo
Tabla 25 Costo estimado de venteo o quema del Gas Chichimene
Fuente Autora
Por lo anterior resulta conveniente buscar alternativas diferentes a la de venteo o quema de este gas y en su defecto darle un aprovechamiento tanto para la operacioacuten como para disponerlo para otros usos tales como consumo domiciliario e industrial como combustible en termoeleacutectricas licuarlo y almacenarlo para cubrir demandas pico o exportacioacuten comprimirlo y venderlo en poblaciones pequentildeas y alejadas de las redes de transporte y distribucioacuten de gas natural entre otros
Ademaacutes de las consideraciones anteriores el hecho de quemar este gas genera grandes impactos ambientales no soacutelo para poblaciones cercanas al campo sino para Colombia y para todo el mundo El cambio climaacutetico causado por aumento de la concentracioacuten atmosfeacuterica de gases de efecto invernadero como el CO2 y CH4 es el mayor reto para la sociedad actualmente Colombia soacutelo contribuye con el 037 de emisiones globales de GEI y es uno de los paiacuteses maacutes vulnerables a los efectos del cambio climaacutetico con consecuencias sobre su biodiversidad e infraestructura que por ende afectan su desarrollo socioeconoacutemico
Teniendo en cuenta que el CH4 es el principal componente del gas natural y que estas emisiones tienen un impacto 25 veces mayor que las de CO2 la reduccioacuten de emitirlo a la atmoacutesfera permite obtener varios beneficios
8 En el Anexo K se detalla los precios de referencia de gas natural en el Campo Guajira y Opoacuten
Campo Guajira 63244 US$MMBTU
Campo Opoacuten 56537 US$MMBTU
Promedio de precios 599 US$MMBTU
Precio en boca de pozo 600 US$MMBTU
Cantidad Gas 500000 SCFD
10742 MJm3
0002883 MBTUft3
US$ a $COP $ 2000 $COP
$ 8649 US$d
$ 3156885 US$antildeo
$ 17298000 $COPd
$ 6313770000 $COPantildeo
PRECIOS DE
REFERENCIA
COSTO
PROMEDIO
POR QUEMA
DE GAS Poder Caloriacutefico Actual
COSTO
EQUIVALENTE
A $COPCaacutelculo US$d
64
Se recupera un recurso energeacutetico Se mejoran las condiciones de seguridad industrial de las instalaciones Se contribuye en reducir las emisiones de GEI y se mitiga el calentamiento
global
El caacutelculo de emisiones netas de GEI se basa en la metodologiacutea general planteada por IPCC (Panel Intergubernamental de Cambio Climaacutetico) Esta metodologiacutea es la maacutes utilizada en la estimacioacuten de GEI y se encuentra disponible en ldquoDirectrices del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernaderordquo
Esta metodologiacutea consiste en combinar informacioacuten sobre el alcance de una actividad humana ldquoFactores de actividadrdquo con los coeficientes que cuantifican las emisiones por actividad ldquoFactores de emisioacutenrdquo Se resume en
En donde los factores de actividad en transporte de gas natural estaacuten relacionados con actividades como
Volumen de gas combustible utilizado en los motores de compresores Volumen de gas quemado en tea Volumen de gas venteado por mantenimiento Volumen de gas venteado operativamente
Mientras que los factores de emisioacuten dependen principalmente de la composicioacuten del gas natural (concentracioacuten de CH4 y CO2) y de aspectos como la eficiencia de combustioacuten en motores y teas
En Colombia el gas natural de Guajira (98 mol de CH4) genera mayores emisiones de CH4 por unidad de volumen al ser venteado que el gas natural de Cusiana (84 mol de CH4) Sin embargo el gas de Cusiana genera mayores emisiones de CO2 al ser quemado debido a su mayor contenido de C2H6 y CO2
Por lo que se realiza un estimativo de la cantidad de gas quemado con relacioacuten al gas de Cusiana debido a que la composicioacuten es similar a la del campo Chichimene con el fin de determinar las emisiones probables de CO2 que se generan por quemar en tea los 05 MMSCFD En la tabla 26 se muestra los factores de actividad y de emisioacuten fijados por la IPCC y la comparacioacuten del gas de Chichimene con el de Cusiana con el fin de determinar un aproximado de emisiones enviadas al medio ambiente asiacute mismo se muestra una graacutefica comparando la cantidad de gas quemada en tea vs Cantidad de CO2 enviada a medio ambiente para escenario P50
65
Tabla 26 Factores actividad y emisioacuten fijados por IPCC y comparacioacuten Emisiones Cusiana con las del Campo Chichimene
Fuente Autora
Ilustracioacuten 20 Emisiones de CO2 VS Cantidad de gas quemado en tea (P50)
Fuente Autora
De acuerdo con la resolucioacuten 0610 de marzo 24 de 2010 que modificoacute la resolucioacuten 0601 de abril 4 de 2006 del Ministerio del Medio Ambiente establece la Norma de Calidad del Aire en la cual especifica los contenido permisibles de contaminantes en el aire entre los cuales estaacute la presencia de material particulado total y material en suspensioacuten hidrocarburos (como metano) CO NO2 y en especial el tiempo de exposicioacuten de dichos eventos contaminantes Para el caso de Chichimene se queman 05 MMSCFD que al ser una combustioacuten incompleta genera una alta concentracioacuten de CO y CO2 (32 toneladas al aire por diacutea) y si se
FACTOR Incertidumbre Incertidumbre
Gas combustible CO2 1000 ft3 de combustible Guajira 521
Quema de gas en tea CO2 1000 ft3 de gas quemado Cusiana 632
Venteo de gas por mantenimiento CH4 1000 ft3 de gas venteado Guajira 199
Fugas y venteo operativo CH4 1000 ft3 de gas fugado Cusiana 169
Cantidad de gas
quemado (ft3)
Cantidad equivalente
en CO2
1000 632
500000 31600
654000 413328
1815000 114708
3093000 1954776
3943000 2491976
CASO CHICHIMENE COMPARADO CON CUSIANA (Diferentes cantidades de gas)
FUENTE PRINCIPAL GEIFACTORES DE ACTIVIDAD FACTORES DE EMISIOacuteN
FACTORES RELATIVO A LA
04 a 1
10kgCH4 por cada
1000 ft3
001 a 1 kgCO2 por cada
1000 ft3
66
ventea el gas se emite la cantidad de 85 toneladas de CH4 por diacutea La norma establece que los valores permisibles y el tiempo de exposicioacuten para las partiacuteculas en suspensioacuten es 300 microgm3 por 24 horas material particulado es 150 microgm3 por 24 horas CO es 10000 microgm3 por 8 horas metano es 1500 microgm3 por 4 meses Para el caso de Chichimene el factor maacutes influyente en cuanto a la contaminacioacuten es el tiempo ya que esta contaminacioacuten se produce constantemente durante todos los diacuteas del antildeo y tomando en cuenta todos los antildeos en que se ha realizado esta praacutectica De otra parte es que esta contaminacioacuten se produce en el mismo lugar concentrando los efectos en el entorno del mismo campo Como se mencionoacute anteriormente el campo Chichimene estaacute catalogado como un campo netamente productor de crudo y el gas que es obtiene es poco en comparacioacuten con el volumen de crudo producido esto conlleva a que el campo tenga permiso para operar bajo estas condiciones de venteo o quema de gas y no reciba multas por parte del Estado No obstante Ecopetrol espera mitigar este impacto a traveacutes de adecuar este gas para usos apropiados maacutes cuando se preveacuten mayores producciones de gas debido a las mejoras en los procesos de separacioacuten y tratamiento de estos fluidos
42 ALTERNATIVA 1 AUTOGENERACIOacuteN CON CENTRAL TEacuteRMICA
CONVENCIONAL
Se presenta como alternativa la autogeneracioacuten en el campo Chichimene debido a que los pozos del campo trabajan con bombas electrosumergibles (como meacutetodo de levantamiento artificial) y se consume gran cantidad de energiacutea por diacutea debido a este sistema En la tabla 27 se muestra la cantidad de pozos que se tienen para cada una de las troncales y el consumo de ellos por hora9
Tabla 27 Resumen consumo de pozos en el Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
9 En el Anexo C y D se muestra detalladamente el consumo en los pozos del Campo tanto para la troncal
norte como tambieacuten para la troncal sur Ademaacutes en el Anexo F se muestra un resumen de consumo de pozos de las troncales del Campo
TRONCAL POZOS Ndeg CLUSTER Potencia (KWh)
Norte 63 16 8944
Sur 74 18 9982
TOTAL 137 34 18926
67
Como se aprecia en la tabla se requiere alrededor de 189 MWh por lo que se propone disponer de una central teacutermica que permita suplir la energiacutea de los pozos y en caso que se requiera de maacutes energiacutea se pueda tomar directamente de la red (como se realiza actualmente) Por ello se realiza el estudio de reacutegimen teacutermico de una turbina a gas de 2174 MWe en condiciones del campo
421 Principio de funcionamiento de la turbina a gas
Compuesta de tres secciones principales un compresor un quemador y una turbina de potencia Las turbinas a gas operan con base en el principio del ciclo Brayton el cual funciona bajo los siguientes principios termodinaacutemicos
Durante el proceso 1-2 el aire entra al compresor en condiciones de presioacuten temperatura y humedad relativa del sitio donde es comprimido en un proceso adiabaacutetico en el proceso 2-3 el aire es conducido hacia la caacutemara de combustioacuten en la cual se adiciona combustible (gas natural) El proceso de combustioacuten es desarrollado en condiciones de presioacuten constante y genera un aumento considerable en la temperatura de los gases producidos en el proceso de combustioacuten en el proceso 3-4 los gases salen de la caacutemara de combustioacuten con alta presioacuten y temperatura y son dirigidos a la turbina La potencia de la unidad puede variar de 02 MW hasta 280 MW En la ilustracioacuten 20 se muestra un esquema del principio de funcionamiento de una turbina a gas
Ilustracioacuten 21 Principio de funcionamiento de una turbina a gas
Fuente Guiacutea ambiental para termoeleacutectricas
En cuanto al impacto ambiental la combustioacuten que ocurre en los procesos termoeleacutectricos genera SO2 NOx CO CO2 y partiacuteculas que pueden contener
68
metales La cantidad de cada uno dependeraacute del tipo y el tamantildeo de la instalacioacuten las caracteriacutesticas del combustible y la manera en que se queme En las centrales teacutermicas la principal fuente de emisioacuten de contaminantes atmosfeacutericos la constituye el proceso de combustioacuten
422 Determinacioacuten de la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO
Alrededor de los antildeos 70 las turbinas a gas contaban con bajas eficiencias y baja fiabilidad por lo que se limitaban El tema del desempentildeo teacutermico en turbinas a gas ha cobrado cada vez maacutes relevancia debido al creciente aumento en los precios de los combustibles Por lo tanto se pretende cuantificar y corregir la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones diferentes de las de operacioacuten Estas dos variables tienen un impacto directo en las ventas y el margen de operacioacuten de la central
Algunas de las ventajas que se tienen junto con estas turbinas son
Conversioacuten eficiente de combustible Reduccioacuten de gasto de luz Bajo costo de instalacioacuten y mantenimiento Consumo de variedad de combustibles hidrocarburos Se pueden usar para precalentar el aire antes de entrar en la caacutemara de
combustioacuten Se puede poner en servicio con un miacutenimo de tiempo de retardo Ocupan menos espacio Gases de escape menos contaminantes para el medio ambiente
Las centrales eleacutectricas de turbinas a gas contienen cuatro componentes compresor caacutemara de combustioacuten turbina y generador El aire es aspirado por el compresor y entregado a la caacutemara de combustioacuten El combustible liacutequido o gaseoso se utiliza comuacutenmente para aumentar la temperatura del aire comprimido a traveacutes de un proceso de combustioacuten Los gases calientes que salen de la caacutemara de combustioacuten se expanden en la turbina que produce el trabajo y finalmente las descargas al ambiente La turbina a gas opera bajo los principios del ciclo termodinaacutemico Brayton Debido a esto algunos factores influyen de manera directa en el desempentildeo teacutermico como temperatura de entrada al compresor presioacuten atmosfeacuterica humedad relativa Existen dos maneras de cuantificar el impacto de cada una de estas variables
Por curvas de correccioacuten
69
Por tabla de factores que indican el impacto de cada variable en la potencia y en el reacutegimen teacutermico (praacutectica aunque no es muy exacta)
Debido a que no se cuenta con la curva de correccioacuten de la turbina la cual debe ser proporcionada por el fabricante y es uacutenica para cada modelo y tipo de turbina se trabajaraacute con la tabla de factores de referencia estos factores son geneacutericos para las turbinas a gas operando en ciclo simple Mediante esta manera se tendraacuten unos resultados aproximados a los que dariacutean si se usaran las curvas de correccioacuten En la tabla 28 se muestra los factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas operando en ciclo simple
Tabla 28 Factores de referencia geneacutericos para turbinas a gas
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
PARAacuteMETRO POTENCIA REacuteGIMEN TEacuteRMICO
Temperatura Ambiente +1degF -03 007
Presioacuten Atmosfeacuterica +1 1 -0004
Humedad Relativa +10 004 002
70
Se seleccionoacute una turbina ldquoTITAN-250rdquo debido a que ofrece un 40 en la eficiencia del eje con la reduccioacuten de emisiones hasta en un 30 En la ilustracioacuten 21 se muestra las caracteriacutesticas generales de la turbina
Ilustracioacuten 22 Datos generales Turbina TITAN-250
Fuente Solar Turbines
71
El flujo nominal de gas requerido para una turbina como la TITAN 250 se basa tomando datos de la turbina como Heat Rate y potencia siendo entonces
Ademaacutes en la ilustracioacuten 22 se muestra las condiciones ISO de operacioacuten de la turbina seleccionada y las condiciones atmosfeacutericas de ubicacioacuten del campo
Ilustracioacuten 23 Condiciones ISO de operacioacuten y del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
De igual manera en la tabla 29 se muestra la diferencia que se presenta entre las condiciones ISO anteriormente mencionadas con relacioacuten a las condiciones del campo
72
Tabla 29 Diferencia entre condiciones ISO y condiciones del Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Con las condiciones ISO de la turbina y las del campo se realizan los caacutelculos de Heat Rate y potencia de salida tomando en cuenta los factores de referencia geneacutericos En la siguiente tabla 30 se muestra cada uno de los datos obtenidos por la diferencia en los paraacutemetros de temperatura humedad y presioacuten Tabla 30 Paraacutemetros obtenidos por cambios en Temperatura Humedad y Presioacuten
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
Tomando las consideraciones atmosfeacutericas los valores de potencia y Heat Rate nuevos se muestran en la tabla 31
Temperatura Promedio 18 degF
Presioacuten Atmosfeacuterica -132 mm hg
Humedad Relativa 25
DIFERENCIA ENTRE CONDICIONES
DE OPERACIOacuteNUnidades
Potencia 2291923 117423 KWe
Heat Rate 8664435 -110565 BTUKWe-h
Potencia 21723255 -21745 KWe
Heat Rate 87706125 -43875 BTUKWe-h
Potencia 22032034 287034 KWe
Heat Rate 877453668 -046332 BtuKWe-h
CAMBIO POR
HUMEDADDiferencia con Operacioacuten ISO Unidades
CAMBIO POR PRESIOacuteN Diferencia con Operacioacuten ISO Unidades
Diferencia con Operacioacuten ISO UnidadesCAMBIO POR
TEMPERATURA
73
Tabla 31 Condiciones con las que se trabajariacutea la turbina en el Campo Chichimene
Fuente ldquoDiagnoacutestico de la variacioacuten potencia y reacutegimen teacutermico de una turbina a gas teniendo en cuenta paraacutemetros atmosfeacutericosrdquo
El valor obtenido en potencia es superior al dato proporcionado por el fabricante esto quiere decir que esta turbina a condiciones atmosfeacutericas y paraacutemetros propios del ciclo termodinaacutemico y de combustioacuten opera maacutes eficientemente en las nuevas condiciones climaacuteticas de operacioacuten Ademaacutes el valor obtenido de Heat Rate es menor al dato dado por el fabricante lo que quiere decir que se requiere un menor consumo de gas en la turbina y por ende se trabajaraacute con mayor eficiencia La disponibilidad de gas que se tiene en el campo que es de 05 MMSCFD soacutelo cubririacutea el 125 del gas requerido por la turbina seleccionada (TITAN 250) el cual es de 4 MMSCFD Con esta turbina se podriacutea generar algo maacutes 23 MWh es decir un 21 maacutes de lo que se requiere para cubrir la demanda de energiacutea por los pozos que conforman el sistema de extraccioacuten del campo
De otra parte es conveniente que la central teacutermica se construya cercanamente a las instalaciones eleacutectricas del campo con el fin de disminuir costos en la construccioacuten de la red desde la central teacutermica hasta la subestacioacuten principal del campo Para efectos econoacutemicos se considera una distancia de medio kiloacutemetro entre la planta de tratamiento y la teacutermica
Con base en lo anterior la viabilidad de llevar a cabo esta alternativa seriacutea posible contando con este volumen de gas y el faltante (35 MMSCFD) se obtenga a traveacutes de los planes incrementales de produccioacuten de crudo y gas como tambieacuten de la optimizacioacuten de las plantas de recoleccioacuten y tratamiento o en su defecto se compre a otro agente productor (puede ser el mismo ECOPETROL) En este caso se requiere invertir en una tuberiacutea para traer el gas desde el Sistema Nacional de Transporte de gas o como respaldo de gas en caso de deficiencias en campo el cual se encuentra a unos 40 Km de distancia (costo entre 30 y 50 US$MetroPulgada) Asiacute las cosas para llevar a cabo este proyecto se requieren de las siguientes inversiones
Planta de proceso del gas a condiciones CREG Construccioacuten de la central teacutermica Construccioacuten de la tuberiacutea para traer el gas faltante y gasoducto de planta
de tratamiento y teacutermica Costo variable de compra de 35 MMSCFD de gas en caso de no disponer
del gas en campo
POTENCIA DE LA TURBINA 2318452 KWe
HEAT RATE 865958 BTUKWe-h
74
Este proyecto se debe validar con respecto a compra de energiacutea para los pozos que a precios de productor de 220 $KWh (no incluye costos de transporte comercializacioacuten distribucioacuten y peacuterdidas) dariacutea un costo anual de 18rsquo000000 de doacutelares al antildeo
Otra posible opcioacuten es entregar este gas en condiciones CREG a un tercero para que invierta en la central teacutermica con el compromiso de comprarle la energiacutea a mejores precios y bajo un contrato ininterrumpible de energiacutea
Otro aspecto a tener en cuenta en la construccioacuten de la teacutermica es el hecho de garantizar el suministro de energiacutea para la operacioacuten del campo el cual cuando se interrumpe genera grandes peacuterdidas de produccioacuten de crudo y genera problemas en el sistema de extraccioacuten Como respaldo para fallas se seguiriacutea contando con el suministro de la energiacutea del SNT de gas
A continuacioacuten se muestra los costos de inversioacuten para una turbina de 232 MWe que requiere de 4 MMSCFD de gas la cual supliriacutea el consumo total de los pozos del campo y ademaacutes costos de inversioacuten para una turbina de 45 MWe que requiere de 075 MMSCFD de gas la cual se ajustariacutea a la cantidad actual de gas que se tiene en el proceso de recoleccioacuten
75
Tabla 32 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 29333
Compresores de gas 1733
Electricidad alta tensioacuten 1867
Teledisparo + telecontrol 267
Transformadores 933
Electricidad baja tensioacuten 533
Sistema de gas combustible 733
Sistema mecaacutenico 1733
Sistema aire comprimido 267
Instrumentacioacuten 667
Tratamiento agua + obra civil 267
Sistema de control 667
Sistema de supervisioacuten 800
Torre de refrigeracioacuten 533
Obra civil 1200
Proteccioacuten contraincendio 67
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 933
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 42800
Ingenieriacutea 2613
Direccioacuten de obra 960
Seguro de montaje 59
Costos avales 117
Legalizaciones (1 IF) 471
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 941
Imprevistos (3 IF) 1507
TOTAL COSTO PLANTA 49468
Beneficio industrial y contingencias (8 CP) 4299
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 53767
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 11948
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 45 MWe
(075 MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
76
Tabla 33 Costos de inversioacuten para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Turbogenerador a gas 137333
Compresores de gas 8000
Electricidad alta tensioacuten 9333
Teledisparo + telecontrol 667
Transformadores 6739
Electricidad baja tensioacuten 3867
Sistema de gas combustible 2133
Sistema mecaacutenico 8467
Sistema aire comprimido 533
Instrumentacioacuten 2933
Tratamiento agua + obra civil 667
Sistema de control 1467
Sistema de supervisioacuten 1467
Torre de refrigeracioacuten 3133
Obra civil 12000
Proteccioacuten contraincendio 600
Ventilacioacuten e insonorizacioacuten 333
Complementarios (AA mobiliario) 267
TOTAL INVERSIOacuteN FIacuteSICA 199939
Ingenieriacutea 8099
Direccioacuten de obra 1440
Seguro de montaje 339
Costos de permisos 676
Legalizaciones (1 IF) 2707
Gastos gestioacuten llave en mano (2 IF) 5412
Imprevistos (3 IF) 8119
TOTAL COSTO PLANTA 226729
Administracioacuten e imprevistos (8 CP) 23792
PRECIO VENTA LLAVE EN MANO 250521
COSTO ESPECIacuteFICO - US$KWe 10805
Costos en miles de doacutelares
INVERSIOacuteN TURBINA 232 MWe (4
MMSCFD de gas)Modalidad llave en Mano
77
Tabla 34 Costos de mantenimiento para turbina de 45 MWe
Fuente COGEN Espantildea
Tabla 35 Costos de mantenimiento para turbina a gas de 232 MWe
Fuente COGEN Espantildea
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de autogeneracioacuten con una central teacutermica convencional
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG lo cual genera GEI estos gases son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo la construccioacuten de la central teacutermica lo maacutes recomendable seraacute que sea de tipo combinada la cual consiste en tomar los gases de chimenea para producir vapor de agua y activar otra turbina aumentando la eficiencia hasta en un 60 o se podriacutea decir que los requerimientos de gas seriacutean menores
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que ademaacutes de la teacutermica se requiere construir la planta de procesamiento del gas construir un gasoducto de 40 Km de longitud y dependiendo del lugar del montaje requiere de sistema de transporte y
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 60 800 272160
Mantenimiento General (1 CP) 371010 145 49468
Personal de operacioacuten 23 300 102060
Seguros impuestos otros (15 IF) 48150 019 6420
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 3710925 126 430108
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 45 MWe
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
US$MWe US$antildeo
Mantenimiento turbina a gas 800 1402229
Mantenimiento General (1 CP) 129 226729
Personal de operacioacuten 300 525836
Seguros impuestos otros (15 IF) 017 29991
TOTAL COSTOS DE MANTENIMIENTO 125 2184785
CONCEPTOCostos de Mantenimiento
La planta trabaja 315 diacuteas al antildeo (7560 horas)
COSTOS MANTENIMIENTO TURBINA 232 MWe
78
subestaciones eleacutectricas Para efectos de caacutelculo se asume una distancia de 05 kiloacutemetros Su costo de inversioacuten depende de la potencia generada por la turbina que en caso de ser 232 MW seriacutea de 48 millones de doacutelares y de 284 millones de doacutelares para la de 45 MW Maacutes adelante se mostraraacuten los resultados econoacutemicos de la alternativa de generar 232 MW La alternativa de generacioacuten de 45 MW no se realizaraacute anaacutelisis econoacutemico porque no suple las expectativas actuales ni futuras para los requerimientos del campo
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos lo cual hace que este tipo de proyectos puedan consumir entre tres y cuatro antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas y en su defecto dispondraacute de una fuente de energiacutea confiable y estable para la operacioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas De otra parte el Campo contariacutea con una fuente de energiacutea propia para abastecer las necesidades de energiacutea para los pozos productores garantizaacutendoles una mayor estabilidad y por ende disminuir el iacutendice de falla por problemas causados por fallas eleacutectricas Esto uacuteltimo da como resultado menos peacuterdidas de produccioacuten de crudo En cuanto al ejercicio econoacutemico por la generacioacuten eleacutectrica habriacutea que validarla con respecto a los costos que representa el consumo de 19 MWh del sistema de extraccioacuten de crudo
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma actualmente del Sistema Interconectado Nacional se dejariacutea de consumir y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes o incluso para exportarla a otros paiacuteses generando divisas para Colombia
43 ALTERNATIVA 2 VENTA DE GAS AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE
Esta alternativa igual que las otras propuestas requiere del procesamiento del gas para llevarlo a condiciones CREG Una vez el gas cumpla especificaciones es factible su venta para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Los principales usos y la cobertura del gas natural en Colombia son venta para GNV uso domeacutestico uso industrial o a una central teacutermica cercana
79
Cabe anotar que en Colombia las centrales teacutermicas producen alrededor del 25 de energiacutea total del paiacutes en donde las teacutermicas de la Costa Norte consumen alrededor de 170 MMSCFD mientras las del interior consumen 60 MMSCFD
En esta alternativa se debe construir un gasoducto pequentildeo (40 Km de longitud y de 3 pulgadas de diaacutemetro) desde el campo hasta que conecte con el gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute Se debe tener en cuenta que la construccioacuten de gasoductos lleva tiempo y gran parte del tiempo se invierte en aprobaciones y permisos Ademaacutes se requiere de disentildeo materiales construccioacuten permisos ambientales pruebas y mantenimientos10
En el caso de venta a una central teacutermica cercana existen dos centrales teacutermicas a partir de gas de propiedad de ECOPETROL las cuales actualmente generan 40 MW pero por proyectos para el departamento se ha decidido que pasen a generar 55 MW son Termocoa y Termo Suria De otra manera se tiene pensado en la construccioacuten de una central teacutermica con capacidad de generar 50 MW tambieacuten de propiedad de ECOPETROL (central teacutermica Termo San Fernando) Por lo que seriacutea viable vender directamente este gas a alguna de las centrales teacutermicas mencionadas11 El banco mundial publicoacute una regla ldquoValor estaacutendar aproximadordquo para calcular el costo de un gasoducto en donde inciden variables fundamentales como diaacutemetro y longitud Los costos oscilan entre 30-50 US$(metropulgada) Asumiendo costos de 30 a 50 US$(Metro x Pulgada) tomando la distancia entre el campo Chichimene y un punto al nodo del gasoducto Cusiana-Apiay-Bogotaacute (alrededor de 40 Km) con un diaacutemetro de tuberiacutea de 3 pulgadas debido a que la cantidad de gas es baja y asumiendo un mantenimiento operativo de 2 se requiere una inversioacuten entre 36 a 6 millones de doacutelares En resumen lo anteriormente mencionado se muestra en la tabla 36
Tabla 36 Costos de inversioacuten y mantenimiento de gasoducto
Fuente Autora
10 En el Anexo F se muestra una graacutefica del Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia 11 En el Anexo M se muestra las especificaciones del proyecto Termo San Fernando
COSTO CONSTRUCCIOacuteN 50 US$(metropulgada)
Distancia Campo a Gasoducto 40000 metros
Diaacutemetro tuberiacutea 3 pulgadas
COSTO INVERSIOacuteN GASODUCTO 6000000$ US$
Mantenimiento operativo (002) 120000 US$
GASODUCTO CUSIANA-APIAY-BOGOTAacute
INVERSIOacuteN PARA VENTA AL SNT
80
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta de gas al SNT
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten baja ya que solo se requiere construir la planta de tratamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas natural Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares Maacutes adelante se mostraraacute el anaacutelisis econoacutemico de esta alternativa
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos No obstante por la cuantiacutea y ante la urgencia de dejar de quemar gas este proyecto puede realizarse en un corto plazo
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas En caso de que el campo requiera de gas para la operacioacuten (extraccioacuten de crudo por el sistema Gas Lift) entre otros este se tomariacutea por el mismo gasoducto que se disponga para venderlo
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten es ganancia para garantizar el suministro Reducir el volumen de importacioacuten siacute se diera el caso Colombia ahorrariacutea en divisas
81
44 ALTERNATIVA 3 VENTA DEL GAS PARA UNA PLANTA PEAK
SHAVING
Una planta Peak Shaving para Colombia tiene grandes ventajas como tambieacuten desventajas Algunas de ellas son
VENTAJAS
Cubririacutea demandas pico en Colombia originadas especialmente por consumo de gas en termoeleacutectricas a causa del fenoacutemeno del nintildeo
Se podriacutea exportar la produccioacuten de gas de campos marginales y de campos con produccioacuten incremental
Generacioacuten de divisas para el paiacutes por la exportacioacuten de gas Se mejora la confiabilidad del sistema de distribucioacuten de gas en el paiacutes Se evitariacutea tener un sistema redundante de gasoductos (line pack) Toma el gas natural de la red de transporte durante los periacuteodos de baja
demanda No requiere instalaciones especiales Tiene capacidad para crecer y aumentar tanto su capacidad de produccioacuten
de GNL como de regasificacioacuten El GNL estaacute compuesto mayoritariamente por CH4 que en su forma
gaseosa es maacutes ligero que el aire Como resultado la corriente de gas re gasificado ldquoflotardquo en la atmoacutesfera y representa una amenaza mucho maacutes baja de incendio y explosioacuten
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL
DESVENTAJAS
Costo de inversioacuten alto Recuperacioacuten a largo plazo a traveacutes del cargo de confiabilidad en la tarifa
de gas La frecuencia de carga es baja siacute se enfoca a Colombia ya que el
fenoacutemeno del nintildeo se da cada 7 antildeos no hay estaciones ni los incidentes en el sistema de transporte tienen alta incidencia
No se puede ubicar en cualquier lugar debe estar ubicada estrateacutegicamente para consumo o para exportar gas
Requiere un predio de dimensiones importantes especialmente vinculado al tamantildeo y tipo del tanque de almacenamiento de GNL
Si hay deacuteficit de gas natural de produccioacuten nacional se licuefaccionariacutea el gas que se importe como GNL sufriendo el impacto del precio internacional del GNL
82
El modelo de oferta y demanda del Sistema Nacional de Transporte de gas natural de Colombia comprende el conjunto de centros de demanda campos o cuencas de abastecimiento de gas y segmentos de gasoductos que se indican en forma esquemaacutetica en la ilustracioacuten 23 Ilustracioacuten 24 Sistema Nacional de Transporte de Gas en Colombia
Fuente httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=358ampconID=42585
Se observa que los grandes grupos de demanda se ubican a lo largo de la red principal de gasoductos que va en sentido norte-sur del paiacutes Se destaca que la demanda de gas natural de la Costa Atlaacutentica centro y sur del paiacutes se encuentra cubiertas en un gran porcentaje No obstante aunque falta cubrir otras aacutereas de consumidores potenciales hoy diacutea se exportan 150 MMSCFD a Venezuela
La exportacioacuten de gas queda sujeta a la demanda que puede producir un cambio climaacutetico en este caso la presencia de un fenoacutemeno del nintildeo y que de acuerdo con el Decreto 2100 de 2011 se le debe dar prioridad a las necesidades del
83
consumo nacional Se evidencia que Colombia actualmente no tiene problemas de abastecimiento de gas pero se veriacutea obligado a importar gas a partir del antildeo 2017 si no adiciona reservas en los proacuteximos antildeos La confiabilidad del suministro de gas natural en Colombia hoy diacutea se ve afectado mayormente por limitaciones en la infraestructura de transporte y en menor escala por problemas de la oferta Las limitaciones en la infraestructura obedecen a interrupciones programadas o no programadas por fallas en el sistema debido a incidentes externos provenientes de la comunidad o de agentes por fuera de la ley La confiabilidad en la infraestructura se podriacutea mejorar bien sea a traveacutes de plantas de almacenamiento de gas (planta Peak Shaving) o a traveacutes del sistema de transporte (line pack) entre otros En la ilustracioacuten 24 se muestra el balance de gas total en Colombia Ilustracioacuten 25 Balance de Gas Total en Colombia Demanda Vs Oferta
Fuente UPME
En el evento de exportar o importar gas existe la posibilidad de hacerlo a traveacutes de gasoductos o por viacutea mariacutetima siendo la uacuteltima la mejor opcioacuten para su transporte Si asiacute fuera lo mejor seriacutea concentrar el gas a exportar o importar en un mismo nodo el cual podriacutea ubicarse en tierra firme o mar adentro A manera de ejemplo se podriacutea pensar que ese nodo podriacutea estar cerca a los campos de la Guajira y el gas a exportar tomarlo directamente de estos yacimientos o de los campos cercanos esos despachos se cubririacutean con la produccioacuten incremental de
Gas de campos en produccioacuten (especialmente gas que se quema o ventea en campos)
Campos que se encuentran distantes del sistema de transporte de gas
84
En el caso de importar y este viniera como GNC se tendriacutea que instalar una planta de almacenamiento y regasificacioacuten en un puerto con facilidades de transportarlo al interior del paiacutes (preferiblemente Off Shore por problemas de seguridad) Para conceptualizar la aplicacioacuten de este proyecto en el campo Chichimene es preciso determinar las tasas de produccioacuten de gas ya que este gas es asociado a la produccioacuten de crudo Su volumen se ve determinado por el grado de solubilidad del mismo en los fluidos que se extraen del yacimiento No obstante se miraraacute su viabilidad como una idea Para el caso de pequentildeas producciones de gas la planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) y abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Un carro tanque de 12 toneladas podriacutea transportar aproximadamente el equivalente a 53 MSCFD de gas natural como GNL Para un campo como Chichimene que produce 05 MMSCFD de gas libre del sistema de recoleccioacuten de fluidos (sin contar con el gas en solucioacuten) podriacutea ser viable licuar este volumen bajo la modalidad de un tercero lo cual podriacutea generar ingresos superiores a 1 milloacuten de doacutelares al antildeo por la venta de gas natural sin licuar Una vez el gas natural se procese a GNL los ingresos brutos de este volumen de gas seriacutea de 33 millones de doacutelares al antildeo lo cual dariacutea ganancia bruta para el tercero de 23 millones de doacutelares al antildeo En la tabla 37 se muestra los costos de inversioacuten y operacioacuten para una planta Peak Shaving madre (a gran escala)
85
Tabla 37 Costos de inversioacuten y operacioacuten para una Planta Peak Shaving Madre
Fuente Gas Natural FENOSA Argentina
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de venta del gas para una planta Peak Shaving
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten alta y depende del tamantildeo de la planta y de las etapas que la conforman Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta Peak Shaving (soacutelo licuefaccioacuten) y la construccioacuten de un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas Este gasoducto lo debe construir el duentildeo del proyecto y puede ser de 3
Inversioacuten $ 120000000 $US
22 meses
18 antildeos
Emisioacuten Continua 7 diacuteas maacuteximo
3861000 m3d
160875 m3h
Capacidad del tanque 43470 m3GNL (Liacuteq)
Periacuteodo de Licuefaccioacuten 290 diacuteas
101000 m3d (Gas)
29290000 m3 en 290 d (Gas)
Terreno requerido() 100 Ha
Personal 237000$ US$
Materiales diversos 153000$ US$
Servicios y suministros de terceros 164000$ US$
Reparacioacuten y conservacioacuten 268000$ US$
TOTAL 822000$ US$
Doacutelar $ 2000 $ COP
Inversioacuten de $ 240000000000 $ COP
Costos operativos $ 1644000000 $COP
INVERSIOacuteN PARA PLANTA PEAK SHAVING MADRE
Tiempo de Construccioacuten
Caudal Maacuteximo de Emisioacuten
NOTA () El terreno ocupado de montaje es de 11 Ha pero se asume
100 Ha por si hay riesgos de explosioacuten
Caudal de Licuefaccioacuten
CONVERSIOacuteN DOacuteLAR A PESO COLOMBIANO
COSTOS OPERATIVOS ANUALES
86
pulgadas de diaacutemetro para tomar gas del Sistema Nacional Transporte del paiacutes en caso de que el campo deje de producirlo El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (MetroPulgada) es decir costariacutea entre 36 a 6 millones de doacutelares En caso de que la planta soacutelo licuara el gas producido hoy diacutea del campo no se requeriraacute de gasoducto y el gas licuado se transportaraacute por carro tanques hasta la Peak Shaving madre La inversioacuten requerida para una planta Peak Shaving madre es de 120 millones de doacutelares Dado el requerimiento de gas y por las mismas necesidades de gas para el paiacutes no se vislumbra por parte de Ecopetrol una inversioacuten de este tipo por consiguiente esta alternativa no se le realizaraacute un anaacutelisis econoacutemico
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto de inversiones altas y por la dimensioacuten del mismo se requiere de un largo plazo para su implementacioacuten
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales ademaacutes de que se recibiriacutean ingresos por el proceso de licuefaccioacuten del gas
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte podraacuten licuar su gas para luego regasificarlo y suministrarlo al paiacutes
45 ALTERNATIVA 4 GAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL
COMPRIMIDO
Para tener el gas en planta de GNC se estima que una movilizacioacuten diaria de 10 camiones representa abastecer un mercado de 15000 m3d (052 MMSCFD) mientras que 10 camiones articulados abastece un mercado de 54000 m3d (1906 MMSCFD) Estos valores permiten definir el rango de abastecimiento del GNC Asumiendo que un usuario residencial de gas natural consume en promedio 20 pies cuacutebicos por diacutea (20000 BTUdndash0567 m3d) se podriacutea abastecer 25000 usuarios solo con el gas actual de recoleccioacuten del campo Chichimene Siacute
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consideramos un usuario de estrato Medio-Bajo la tarifa seriacutea de 850 $m3 + 2630 $cargo fijo mes y un consumo de 20 m3mes dariacutea un costo de 19630 $mes (10 US$mes) La tarifa incluye los cargos al productor transporte distribucioacuten y comercializacioacuten En la tabla 38 se muestra las tarifas del natural residencial por estratos para enero de 2014 en Colombia Tabla 38 Tarifas del gas natural residencial para 2014 en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
Es importante la comparacioacuten del GNC con el GLP el cual depende del precio del GLP en planta de abastecimiento maacutes el valor de su transporte almacenamiento hasta la poblacioacuten consumidora Los precios actuales que se tienen para cilindros de 40 libras de GLP (cuyo contenido energeacutetico se aproxima al consumo medio mensual de un usuario residencial de gas natural) estaacute alrededor de los 40000 $COP (20 US$) En poblaciones con consumos pequentildeos y ubicados a distancias considerables de las plantas de abastecimiento de GLP y de la red de gasoductos el GNC puede ser una opcioacuten para abastecerlas No obstante debido a las diferentes tarifas de los mercados variacutea la competitividad de GNC por esto para conocer la viabilidad de proyectos con GNC es necesario evaluar para cada poblacioacuten los costos del gas natural y del GLP
0 - 20 m3 Maacutes de 20 m3
$Usuario $m3 $m3
1 Bajo - bajo 000 45959 84727
2 Bajo 000 57044 84727
3 Medio - bajo 262923 84727 84727
4 Medio 262923 84727 84727
5 Medio - alto 315508 101672 101672
6 Alto 315508 101672 101672
Industrial y
comercial rango 1286328 92286 92286
Industrial y
comercial rango 2286328 91397 91397
Oficial 262923 84727 84727
No residencial
El rango 1 comprende consumos desde 0 y 100000 m 3 mes
El rango 2 comprende consumos desde 100000 y 400000
m 3 mes
Tarifas Gas Natural 2014 promedio pais
Consumos diciembre de 2013
Facturacioacuten enero de 2014
Sector Estrato Cargo fijo
Rangos de consumo
Residencial
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Asumiendo consumos energeacuteticos iguales al mes en gas natural y GLP para un usuario de estrato Medio-Bajo nos da que la factura por gas natural seriacutea de 10 US$ (20 m3) y por GLP 20 US$ (cilindro de 40 libras) Es decir el precio para GNC estariacutea entre estos dos valores Asiacute mismo se debe realizar un anaacutelisis de cada caso considerando los diferentes mercados y la posibilidad de la combinacioacuten de cargos de transporte de cilindros y de transporte de GNC en vehiacuteculos de carga con el fin de determinar la viabilidad de los proyectos La inversioacuten a realizar depende por un lado de la ubicacioacuten geograacutefica del campo productor ya que no es lo mismo que se encuentre en una zona aislada que en otra de faacutecil acceso con servicios proacuteximos y por otro de la propia dimensioacuten y complejidad del proyecto de almacenamiento de gas La tabla 39 muestra los precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia para abril y mayo de 2014
Tabla 39 Precios maacuteximos regulados de GLP en Colombia
Fuente wwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
A continuacioacuten se muestra en la tabla 40 los costos de inversioacuten para una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Tabla 40 Costos de una unidad de compresioacuten estaacutendar con motor eleacutectrico de 130 KW
Refineriacutea de
BcaApiay Dina Cusiana
Ingreso al Productor ($GL) 191798 176440 176483 177666
Ingreso al Productor ($KG) 87023 86955 87010 87023
Transporte () No aplica No aplica No aplica
Precio de venta al comercializador 191798 176440 176483 177666
Precio de venta al comercializador 87023 86955 87010 87023
PRECIOS MAacuteXIMOS REGULADOS GLP DE ABRIL 15 A MAYO 14 DE 2014
Concepto
Planta
Precios maacuteximos regulados de suministro de GLP sin perjuicio de lo establecido en las OPC con precio regulado
PRECIOS REGULADOS DE GLPTomado de httpwwwecopetrolcomcocontenidoaspxcatID=192ampconID=36336amppagID=128099
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Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
La inversioacuten en una unidad de compresioacuten estaacutendar para manejar 700 m3 de gas por hora es de 1079 M$COP y los costos de administracioacuten y operacioacuten estaacute en 38935 M$ El mantenimiento menor en 1079 M$ cada antildeo y el mantenimiento mayor es de 1079 M$ cada cinco antildeos La vida uacutetil de la inversioacuten es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio de compresioacuten anual es del 90
2013 (COP)
Inversioacuten $ 1079000000
Sist compresioacuten estaacutendar de 130 KW presioacuten de entrada 250
psigKW 130
Costo promedio por potencia instalada $KW 8300000
Costo de combustible (Energiacutea eleacutectrica) $ 389351340
Consumo de energiacutea KWhm3 017
Capacidad de compresioacuten media m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del 90 hr 7884
Costo promedio energiacutea $KWh 415
Costo anual durante 20 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Costo mantenimiento mayor cada 5 antildeos sobre inversioacuten (10) $ 107900000
Capacidad media de compresioacuten m3hr 700
Utilizacioacuten media anual del compresor del 90 hr 7884
m3antildeo 5518800
pcantildeo 194813640
Volumen de gas requerido por unidad de compresioacuten pcd 533736
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de unidades de compresioacuten requeridas unidades 09
Capacidad media de compresioacuten y Unidades requeridas
Volumen medio anual asociado a un compresor estaacutendar
COSTO UNIDAD DE COMPRESIOacuteN ESTAacuteNDAR CON MOTOR ELEacuteCTRICO
DE 130 KW
Costos Administracion Operacioacuten y Mantenimiento Anual
Costo de mantenimiento
90
En la tabla 41 los costos de inversioacuten por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Tabla 41 Costos por moacutedulo de almacenamiento de gas comprimido para 300 m3
Fuente Resolucioacuten CREG 048 de 2004
2013 (COP)
Equipos Cantidad Costo Unitario ($) Total Costo ($)
Cilindro de 100 Litros 12 1408649 16903793
Set de Vaacutelvulas 12 95355 1144265
Canastilla 1 7946350 7946350
25994408
64986020
649860
Capacidad media de almacenamiento por moacutedulo m3 300
Utilizacioacuten media anual del moacutedulo del 100 diacuteas 365
m3 antildeo 109500
pcantildeo 3865350
Volumen de gas requerido por moacutedulodiacutea pcd 10590
Volumen de gas disponible en campo pcd 500000
Nuacutemero de moacutedulos seguacuten capacidad disponible de gas moacutedulos 475
3087768719
30877687
Nota especial Un moacutedulo de 300 m3 vaciacuteo pesa 16 Ton Lleno pesa 2 Ton Un viaje de ida y regreso carga 36 Tonkm
Nota 1 Para el almacenamiento y transporte se consideran moacutedulos de almacenamiento conformados por 12 cilindros de acero con sus
vaacutelvulas de flujo y bloqueo de seguridad con capacidades de 100 litros(25 m3) cada uno para un total por moacutedulo de 300 m3 a 3600 psig Se Nota 2 Se deberaacute disponer de un moacutedulo que suministra el gas en cada municipio maacutes otro moacutedulo que estaraacute en uso en la etapa de
compresioacuten y transporte medio moacutedulo como reserva en cada municipio en caso de presentarse inconvenientes en el transporte es decir
seraacuten 25 modulos en total Esto significa que por 1 m3 a consumir se debe considerar en la inversioacuten de almacenamiento el equivalente a 25
m3
Costos Administracioacuten Operacioacuten y Mantenimiento del 1 sobre la inversioacuten
INVERSION TOTAL DE ALMACENAMIENTO DE GNC (472 Modulos) - $
COSTO TOTAL ADMINISTRACION OPERACIOacuteN Y MMTO - $ Antildeo
Total x moacutedulo (nota 1)
Total para operacioacuten y almacenamiento (valor moacutedulo x 25 veces) (nota 2 )
ANEXOCOSTO POR MOacuteDULO DE ALMACENAMIENTO DE GAS COMPRIMIDO PARA 300 m3
Capacidad media de almacenamiento y nuacutemero de moacutedulos (300 m3) cu
Demanda a cubrir por moacuteduloantildeo
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La inversioacuten en el sistema de almacenamiento es de 308783 millones $COP para 47 moacutedulos (un moacutedulo almacena 300 m3) El mantenimiento total por antildeo es de 3088 millones $COP La vida uacutetil de los moacutedulos es de 20 antildeos y el iacutendice de servicio anual de almacenamiento es del 10012
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para una planta de GNC
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del tamantildeo de la planta que este caso no es alta dado el volumen que se dispone Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado se tiene que los costos pueden estar entre 30 y 50 US$ (metropulgada) asumiendo el gasoducto de 3rdquo de diaacutemetro y a una distancia de 1 Km desde el campo seriacutea de 150 mil doacutelares La inversioacuten requerida para una planta de GNC es 247 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Por ser un proyecto cuya inversioacuten no es alta y ademaacutes solo se requiere de construir dos plantas la implementacioacuten es de corto plazo maacutexime cuando en el paiacutes ya se han construido
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta de este gas ademaacutes se recibiriacutean ingresos por el proceso de compresioacuten almacenamiento y transporte del gas comprimido
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido Ante la probabilidad de que Colombia en el mediano plazo tenga que importar gas cualquier excedente de gas en los campos de produccioacuten alejados del Sistema Nacional de Transporte de gas podraacuten comprimir su gas para luego ser consumidos en las poblaciones pequentildeas y alejadas del sistema Este proyecto aplica muy bien ya que en la regioacuten donde se ubica este campo no se tiene una gran cobertura de gas natural a falta de
12 En el Anexo H se detalla el flujo de caja para servicio de compresioacuten y almacenamiento de gas natural
92
infraestructura de transporte Este puede ser un proyecto para lo que lleve a cabo un tercero y no directamente ECOPETROL
46 ALTERNATIVA 5 GAS DEL CAMPO PARA CALENTAMIENTO DE
CRUDO EN LA ETAPA DE RECOLECCIOacuteN
Esta idea surge a partir de diversos planteamientos que permitieron realizar esta propuesta el planteamiento se propone entre la autora junto con la tutoriacutea brindada por Ecopetrol y en base a ello se realizaron diversos caacutelculos para seleccionar equipos y accesorios de esta alternativa El sistema de recoleccioacuten de los fluidos extraiacutedos inicia desde la cabeza del pozo pasando por un manifold de produccioacuten e ingresando a una liacutenea madre para ser transportado hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene Cada pozo aporta una cantidad diferente en volumen y composicioacuten de crudo agua y gas que mezclados pueden originar condiciones reoloacutegicas adversas que exijan mayores requerimientos de energiacutea en el sistema de extraccioacuten de cada pozo El campo produce alrededor de 95244 BFPD de los cuales 59606 son BOPD 35638 son BWPD y 403 MMSCFD de gas asociado el crudo tiene una gravedad API promedio de 14ordm y una temperatura de 125degF en cabeza de pozo Debido a que el crudo tiene una baja gravedad API y una alta viscosidad es necesario inyectarle nafta como diluyente en la cabeza del pozo y obtener de esta manera una mejor fluidez En la tabla 39 se muestra un resumen detallado de los datos de produccioacuten en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 42 Datos produccioacuten del Sistema de Recoleccioacuten del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
El sistema de recoleccioacuten lo conforman dos troncales de produccioacuten (norte y sur) que recogen la produccioacuten de varios cluacutester de pozos y lo llevan hasta la estacioacuten de tratamiento Chichimene donde se separaran los fluidos (crudo agua y gas) a traveacutes de separadores generales y tratadores termo electroestaacuteticos El crudo se almacena en tanques y perioacutedicamente se bombea hasta la estacioacuten de
TRONCAL BFPD BOPD BWPD GAS MMSCFD POZOS
Norte 60549 27676 32874 3191 63
Sur 34693 31930 2764 0837 74
TOTAL 95242 59606 35638 4028 137
SISTEMA DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENEENERO DE 2014
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almacenamiento de Apiay el agua es tratada y dispuesta en lagunas de oxidacioacuten mientras que parte del gas se mantiene en solucioacuten el que se libera se consume en la estacioacuten y el sobrante se va a tea En la ilustracioacuten 25 se muestra un diagrama de proceso del calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Ilustracioacuten 26 Diagrama de Proceso de Calentamiento de Crudo en la Etapa de Recoleccioacuten
Fuente Autora
De acuerdo a lo anterior se puede observar en el diagrama una alternativa de aprovechamiento de este gas en el calentamiento de los fluidos en liacutenea La idea consiste en interrumpir el flujo bien sea en la troncal o un ramal antes de la estacioacuten de tratamiento de Chichimene y pasarlo a traveacutes de un separador bifaacutesico por donde ingresa el crudo junto con gas y agua y se separa la parte liacutequida de la gaseosa el gas separado se lleva a condiciones para venta (condiciones CREG) Seguido de esto se pasa la parte liacutequida por un tratador teacutermico en donde se calienta el liacutequido (crudo y agua) con parte del gas separado y tratado Los fluidos calientes se enviacutean a la estacioacuten de tratamiento de Chichimene con una bomba estacionaria por la misma liacutenea pero revestida a fin de mantener la temperatura y la movilidad de los liacutequidos En esta etapa de recoleccioacuten se deja o se reduce la inyeccioacuten de diluyente
La implementacioacuten de esta alternativa conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas a la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electro sumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se reduce el volumen de nafta inyectado ya que solo se requiere la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento
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Esta alternativa puede ser aplicada en uno o en varios nodos Lo importante es que estos puntos de derivacioacuten de la produccioacuten sean los que mayor porcentaje de gas tengan de tal forma que el gas separado pueda recolectarse y llevarse a un mismo punto de proceso para llevarlo a condiciones CREG y de alliacute desviar parte para el calentamiento de crudo y agua y el resto se enviacutee para venta o consumo en otra aplicacioacuten
En sentido de ver las ventajas que representa esta alternativa para el campo Chichimene en cuanto a la reduccioacuten de energiacutea en el sistema de extraccioacuten y ahorro en el diluyente se asume que los nodos donde se implementariacutea esta alternativa sea en la mitad del tramo de las troncales ya que la presioacuten de cabeza de pozo es en promedio 250 psi y la temperatura de 125degF la presioacuten en la estacioacuten de Chichimene sea de 40 psi y la temperatura de 100degF De acuerdo con esto las peacuterdidas de presioacuten en la liacuteneas troncales es de 210 psi por consiguiente la presioacuten en la cabeza de los pozos bajariacutea a 105 psi es decir se reduce en un 58 lo cual repercute directamente en los requerimientos de energiacutea de las bombas Siacute todo el sistema de extraccioacuten consume cerca de 20 MWh y el gasto de energiacutea es de 000096 KWhbblpsi el ahorro seraacute de 78 MWh a precios de productor (220 $KWh) seriacutean 7 MMUS$antildeo Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutea Esto mismo aplica para el caacutelculo de ahorro en el diluyente
Los requerimientos energeacuteticos de los pozos y su ahorro energeacutetico al disminuir el recorrido de los fluidos hasta la planta de tratamiento se pueden ver en la siguiente tabla 43
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Tabla 43 Balance de requerimiento energeacutetico de liacutenea troncal 16 de diaacutemetro
Fuente Autora
En la siguiente tabla 44 se pueden ver los caacutelculos para determinar el espesor del aislante teacutermico para la tuberiacutea de recoleccioacuten
Tabla 44 Datos de caacutelculo para espesor del revestimiento
Fuente Autora
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia KwhpsiBl
Requerimiento de Presioacuten (psi) 250 40 210 000096
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 024 00384 02016
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de tratamiento (m) 6000
Energiacutea requerida tuberiacutea produccioacuten (KWhmbbl) 00000336
Cabeza pozo Planta calentamiento Diferencia
Longitud tuberiacutea produccioacuten a planta de calentamiento (m) 3000
Requerimento de presioacuten (psi) 145 40 105
Energiacutea requerida para descarga (KWhbbl) 01392 00384 01008
Cabeza pozo Planta Tratamiento Diferencia
Ahorro (KWhbbl) 01008 0 01008
Volumen de produccioacuten (BFPD) 35000
Ahorro (KWdiacutea) 84672
Ahorro (KWAntildeo) 30905280
Ahorro (US$antildeo)-(0122 US$KW) 3770444
Ahorro energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
BALANCE REQUERIMIENTO ENERGEacuteTICO LIacuteNEA TRONCAL 16 DIAacuteMETRO
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta calentamiento
Balance requerimiento energeacutetico del pozo a la planta tratamiento
Diaacutemetro nominal tubo 16 pulgada
Diaacutemetro interno tubo - r1 15 pulgada
Diaacutemetro externo tubo - r2 16 pulgada
Espesor de aislante 05 pulgada
Diaacutemetro total - r3 17 pulgada
Longitud del tubo 1 pie
Conductividad teacutermica del acero - Ka 26 BTUhftdegF
Conductividad teacutermica del
recubrimiento fibra de vidrio - Kr004 BTUhftordmF
Temperatura del liacutequido - T1 20000 ordmF
Temperatura del acero - T2 19999 ordmF
Temperatura del recubrimiento - T3 19120 ordmF
Temperatura ambiente - Taire 11000 ordmF
Peacuterdida de calor -365 BTU
DATOS PARA CALCULAR EL ESPESOR DEL REVESTIMIENTO
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En la tabla 45 se muestran las ecuaciones que se emplearon para los caacutelculos del espesor de revestimiento para la tuberiacutea
Tabla 45 Ecuaciones empleadas para caacutelculos de espesor de revestimiento
Fuente Autora
En la tabla 46 se pueden ver los caacutelculos de energiacutea requerida para calentar los fluidos y con base en ello determinar el volumen de gas necesario para tal fin
Flujo de calor en cilindros Q=2piKL(Ti-To)Ln(riro)
Qtub = (T2-T1)Rtub -365
Rtub = ln(r2r1)(2piKL) 0000395062
Qrec = (T3-T2)Rrec -364
Rrec = ln(r3r2)(2piKL) 0241217142
Flujo de calor de aire (hftordmF) Qa=hA(Ta-T3)
Raire = 1hA (hftordmF)
Coeficiente de conveccioacuten del aire = h h=113(T3-Ta)^013
A = Aacuterea externa (ft2) 631
1 Suponer T3 1912
2 Calcular h 2001339317
3 Calcular Raire 2223810806
4 Encontrar Qaire -3651389757
5 Encontrar T2 1999855748
ECUACIONES
CAacuteLCULOS
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Tabla 46 Balance de energiacutea y gas para calentar fluidos
Fuente Autora
A continuacioacuten se muestra la inversioacuten requerida de los principales equipos para el nodo ldquoTroncal Surrdquo la cual maneja un volumen de 35000 BFPD de los cuales 2800 barriles son agua y el volumen de gas es de 800000 pies cuacutebicos En esta planta se requiere invertir en un sistema de respaldo en caso de que la planta falle y para ello se debe disponer de tanques de almacenamiento de fluidos y almacenamiento de nafta con capacidad para 8 horas de flujo como tambieacuten sistema inteligente para desviar las corrientes Tambieacuten se debe invertir en el revestimiento de la tuberiacutea En la tabla 47 se pueden ver dichas inversiones la inversioacuten para equipos principales es de 1145 MMUS$ gasoducto entre la planta de calentamiento y tratamiento de gas es de 09 MMUS$ inversioacuten para revestir la tuberiacutea en 3 kiloacutemetros es de 0436 MMUS$ y la inversioacuten en el sistema de respaldo es de 0575 MMUS$ para un total de 306 MMUS$ aproximadamente
Tabla 47 Costos de inversioacuten de equipos principales para calentamiento de crudo
Calor especiacutefico crudo API 14deg 203 KJKgdegK
Calor especIacutefico del agua 41813 KJKgdegK
Volumen a calentar de agua 2800 BWPD
Volumen a calentar de crudo 32200 BOPD
Temperatura inicial 140 degF
Temperatura final 200 degF
Q = CEM(T2-T1)agua 111669812 KJ
Q = CEM(T2-T1)crudo 623473981 KJ
Qtotal 735143793 KJ
Poder caloriacutefico del gas CREG 40000 KJKg
Densidad del gas 06 Kgm3
30631 m3diacutea
1081274 SCFDGas requerido por diacutea
BALANCE DE ENERGIacuteA Y GAS PARA CALENTAR LOS FUIDOS
CE = (0388 + 000045T)GE^(05) 41813 donde T = 200 GE = 0971
Calor requerido
Gas requerido
Q = CEM(T2-T1) donde M = masa
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Fuente ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo Universidad Central de Venezuela
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten
Impacto Ambiental El sistema requiere quemar gas de caracteriacutesticas CREG en las vasijas de calentamiento de fluidos lo cual genera GEI los cuales son menos lesivos que el gas que actualmente se quema Siacute se llevaraacute a cabo esta alternativa lo mejor es concentrar todo el gas en un mismo punto para su procesamiento
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende del nuacutemero de plantas de calentamiento en todo caso se requiere por planta de separadores bifaacutesicos tratadores de calentamiento y bombas de transferencia de liacutequidos y al igual que todas las alternativas propuestas una planta general para tratarlo y llevarlo a condiciones CREG En caso de que sobre gas este se puede vender por lo que se tendraacute que construir un gasoducto para llevarlo hasta el punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte El tamantildeo de las vasijas depende del volumen de fluido a manejar en cada nodo Para el caso del nodo Troncal Sur la inversioacuten asciende a 306 millones de doacutelares
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que tiene muchos beneficios
Equipo Caracteriacutesticas generales
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 250degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipos 290000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 350degF
Presioacuten de disentildeo 150 psi
Costo equipo 475000 US$
Capacidad de 35000 BFPD
Temperatura de disentildeo 100degF
Presioacuten de disentildeo 300 psi
Costo equipos 380000 US$
Bombas de transferencia de fluidos (4 unidades)
Separadores generales horizontales (2 unidades)
Calentador teacutermico de fuego indirecto (una unidad)
EQUIPOS REQUERIDOS PARA CALENTAMIENTO DE CRUDO EN
TUBERIacuteASTRONCAL SUR
99
operativos podriacutea acelerarse su implementacioacuten y para un planta este plazo podriacutea ser de aproximadamente dos antildeos
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas El iacutendice de falla del sistema de extraccioacuten se reduce ya que los requerimientos de presioacuten que exige el sistema disminuyen y por ende mejora la eficiencia de las bombas de subsuelo lo que repercute en menos peacuterdidas de produccioacuten por la falla de las bombas de extraccioacuten
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas que a precios de 6 US$MMBTU genera algo maacutes de 1 milloacuten de doacutelares anuales De otra parte el campo ahorrariacutea alrededor de 708 MWh (107 Millones de doacutelares al antildeo) en el sistema de extraccioacuten de crudo y otra suma por ahorro en la inyeccioacuten de nafta Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido La energiacutea que se toma del Sistema Nacional de Transporte se dejariacutea de consumir un buen porcentaje y por consiguiente se puede disponer para dar mayor cobertura a nivel paiacutes
47 ALTERNATIVA 6 GAS PARA TRIGENERACIOacuteN
Significativa en lugares donde se requieren cantidades de calor (en forma de vapor o agua caliente) friacuteo y energiacutea eleacutectrica La trigeneracioacuten se aplica al sector terciario donde ademaacutes de necesidades de calefaccioacuten y agua caliente se requieren importantes cantidades de friacuteo para climatizacioacuten Este tipo de sistemas es usado principalmente en el sector industria como empresas de alimentos y sector residencial debido a los cambios estacionales
Su ciclo baacutesico se basa de un generador un condensador evaporador y absorbedor Resulta ser una alternativa econoacutemica a los sistemas convencionales de refrigeracioacuten y es rentable para superficies superiores a 5000 m2 con utilizaciones de maacutes de 80 de diacuteas al antildeo
El punto de equilibrio para un proyecto de trigeneracioacuten es para 5 millones de KWhMes en consumo de energiacutea lo cual requiere de un volumen de gas de 14 MMSCFD Este sistema aplica muy bien en la industria y hospitales donde se podriacutea obtener ahorros del 40 de consumo de energiacutea
100
De acuerdo a los criterios considerados dentro de la matriz de validacioacuten de alternativas se analizan los siguientes aspectos para la alternativa de gas para trigeneracioacuten
Impacto Ambiental Se deja de ventear o quemar gas en las instalaciones del Campo
Inversioacuten Econoacutemica Es una inversioacuten que depende de un generador un condensador un evaporador y un absorbedor Tambieacuten requiere de la planta de procesamiento de gas para llevarlo a condiciones CREG y de otra parte la construccioacuten de un gasoducto para transportar este gas desde el campo hasta el punto de uso La mayor inversioacuten la debe hacer el agente productor que consiste en la planta de proceso y el gasoducto
Plazo de Ejecucioacuten Por ser ECOPETROL una empresa del estado requiere surtir varios procedimientos ante Planeacioacuten Nacional Ministerio de Hacienda Ministerio de Medio Ambiente para la aprobacioacuten de presupuesto y de permisos entre otros aspectos Trataacutendose de una alternativa que en el entorno no tiene cliente no tiene sentido realizarlo en su lugar lo mejor es venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas pues las inversiones son las mismas
Incidencia Operativa El campo dejariacutea de ventear o quemar este gas en el corto plazo Se dejariacutea de pagar multas o adelantar traacutemites ante el Ministerio Medio Ambiente para la quema del gas
Beneficios Operacionales De este proyecto se generan recursos por la venta o disposicioacuten de este gas En cuanto al ejercicio econoacutemico por la construccioacuten de la planta y el gasoducto habraacute que validarlo con respecto a los ingresos y la inversioacuten Por tratarse de una alternativa que en el entorno no dispone de un cliente no se le haraacute un anaacutelisis econoacutemico
Impacto Externo La operacioacuten integral del campo seraacute maacutes limpia y por ende el entorno ganariacutea en ese sentido En el entorno no existen hospitales o industrias con estos requerimientos de energiacutea por lo tanto no es viable su aplicacioacuten para ese volumen de gas ya que el punto de equilibrio es para un consumo de 14 MMSCFD
101
5 ANAacuteLISIS EN MATRIZ DE MEDICIOacuteN DE IMPACTOS
El hecho de ventear o quemar gas en el campo merece implementar cualquier alternativa de aprovechamiento de ese gas asiacute resulte econoacutemicamente inconveniente para las finanzas de la empresa pero supremamente conveniente para el entorno donde se ubica el campo Ante esta praacutectica la comunidad podriacutea intervenir y demandar el cierre de la operacioacuten del campo Ademaacutes de las alternativas analizadas en este trabajo existen otras que se podriacutean llevar a cabo como reinyectarlo al yacimiento para mejorar el factor de recobro de los hidrocarburos adecuar este gas para utilizarlo en el sistema de extraccioacuten como sistema de levantamiento de fluidos (gas lift) Lo menos que se puede hacer en este caso es disminuir la produccioacuten de GEI por la quema lo que conlleva a la construccioacuten de una planta de procesamiento del gas para eliminar los liacutequidos
En el anexo L se muestra el anaacutelisis econoacutemico de lo que representa para Ecopetrol el gas que se quema yo se ventea Este gas tiene un alto poder caloriacutefico como resultado de la extraccioacuten en conjunto con el crudo y a su vez por la disolucioacuten que se le hace al crudo con nafta para poderlo transportar por tuberiacuteas desde la cabeza del pozo hasta la planta de tratamiento Por lo tanto este gas sucio requiere de un proceso para poder llevarlo a condiciones de comercializacioacuten y en este estado su precio podriacutea oscilar alrededor de 6 US$MMbtu Para efectos de analizar lo que se deja de recibir como ingresos de este gas se toma de referencia que este gas podriacutea comercializarse despueacutes de tratamiento en 6 US$MMbtu y por lo tanto habraacute que quitarle 2 US$MMbtu por tratamiento (cuando se procesan 4 MMpcd) restarle ademaacutes 1 US$MMbtu por efecto de imprevistos y utilidad por el proceso de tratamiento lo cual da que el valor de este gas sucio puede ser de 3 US$MMbtu es decir el 50 de lo que vale un gas tipo CREG Sobre esta base Ecopetrol deja de recibir en VNA unos 34 MUS$ en un periacuteodo de 20 antildeos lo cual ha permitido en este proyecto viabilizar algunas alternativas para su implementacioacuten Si el gas en condiciones no CREG deja un VNA de 34 MMUS$ el cual no se recibe como ingreso permite estudiar cualquier opcioacuten de mejorarlo y disponerlo para su comercializacioacuten Asiacute que lo miacutenimo que se puede plantear es construir la planta de tratamiento y el gasoducto para su transporte lo que convierte este proyecto en un VNA de 236 MMUS$ que corresponde a la alternativa de Venta de gas En la tabla 48 se muestra el consolidado de validacioacuten de las alternativas analizadas en especial lo relacionado con el impacto econoacutemico y los beneficios operacionales En este consolidado se muestran los resultados econoacutemicos para un periacuteodo de evaluacioacuten de 20 antildeos Ademaacutes se califican estas alternativas con base en criterios tales como tiempo de implementacioacuten de la alternativa impacto al interior del campo y a nivel externo inversiones de equipos y plantas entre otros
102
Tabla 48 Evaluacioacuten Cualitativa de Alternativas Propuestas
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
ALTO BAJA CORTO PLAZO ALTA MEDIO ALTO
De dejan de recibir ingresos
por la no disposicioacuten de este
gas para uso industrial yo
comercial VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
VNA = - 34222 MMUS$
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEI
Es necesario el tratamiento para
disponerlo para cualquier uso En
la inversioacuten estaacute el gasoducto de 40
Km
Ingresos por venta de gas VNA
a un periacuteodo de 20 antildeos
PLANTA DE TRATAMIENTO 2293 MMUS$VNA = 2363 MMUS$ TIR = 21
RI = 54 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO ALTA ALTO ALTO
Se reduce emisiones GEI
Las inversiones en la planta de
calentamiento son bajas La planta
de tratamiento asume la inversioacuten
del gasoducto 40 Km
Reduce costos energiacutea eleacutectrica
nafta y mantenimiento a pozos
Mejora eficiencia de
extraccioacuten VNA a un periacuteodo de
20 antildeos
CALENTAMIENTO FLUIDOS 306 MMUS$VNA = 25490 MMUS$ TIR =
880 RI = 01 antildeo
CALENTAMIENTO FLUIDOS +
TRATAMIENTO DE GAS2599 MMUS$
VNA = 27853 MMUS$ TIR =
880 RI = 1 antildeo
Venta al SNT Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Venta y Compra de gas
Aumenta disponibilidad de gas
en el paiacutes Operacioacuten maacutes
limpia
Calentamiento de Crudo
(Solo para 33 del total
fluiacutedos extraiacutedos )
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Requiere ingenieriacutea
baacutesica
Mejora eficiencia Sistema de
Extraccioacuten Reduce
requerimiento de energiacutea Mayor
produccioacuten
Aumenta disponibilidad de
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
Linea Base (Quema o
Venteo de Gas)
El campo Chichimene esta
catalogado como
productor de crudo y el gas
obtenido es muy poco Esto
hace que solo requiera de
permiso para quemar el
gas excedente y no se
generen multas
Las instalaciones operativas se
mantienen en estado de alerta
por la dispersioacuten de este gas en
su entorno lo cual podriacutea
originar explosiones causando
dantildeo especialmente al personal
de la operacioacuten de la planta de
tratamiento de Chichimene
Genera una alta contaminacioacuten
en el entorno por la quema de
este gas y sobre todo que la
dispersioacuten de estos gases de
combustioacuten es l imitada ya que
el punto de quema permanece
en el mismo sitio
El impacto genera gases de
combustioacuten que oscila
alrededor de 60
TonMMSCFD durante todos
los diacuteas del antildeo El grado de
dispersioacuten es muy bajo
concentrando estos gases
en el mismo sitio
Se debe mantener la tea equipos de
control y monitoreo de gases en
oacuteptimas condiciones de operacioacuten
Asiacute mismo mantener vigilancia
permanente por parte del personal
de seguridad para evitar
acumulaciones de gas alrededor de
la operacioacuten que puedan ocasionar
explosiones repentinas
103
Tabla 45 Evaluacioacuten Cualitativa Final de Alternativas Propuestas (Continuacioacuten)
Fuente Autora
Impacto Ambiental Requerimientos Econoacutemicos Plazo Ejecucioacuten Incidencia Operativa Beneficos Operacionales Impacto Externo
MEDIO MEDIA LARGO PLAZO ALTA ALTO MEDIO
Reduce emisiones GEI Siacute es
combinada la reduccioacuten es
mayor
Es un buen negocio para realizarlo
conjuntamente La teacutermica asume
inversioacuten del gasoducto 40 Km
Reduce costos por compra de
energiacutea por mayor produccioacuten
Reduce costos por intervencioacuten
a pozos VNA a un periacuteodo de 20
antildeos
TEacuteRMICA 232 Mwe 3180 MMUS$VNA = 9269 MMUS$ TIR = 44
RI = 24 antildeos
TERMICA 232 Mwe + PLANTA
TRATAMIENTO GAS4873 MMUS$
VNA = 12387 MMUS$ TIR =
37 RI = 314 antildeos
BAJO BAJA CORTO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Esta alternativa es maacutes viable siacute
ECP la realiza conjuntamente La
planta tratamiento asume la
inversioacuten del gasoducto de 40 Km
Ingresos por venta GNC VNA a
un periacuteodo de 20 antildeos
GNC 247 MMUS$VNA = 576 MMUS$ TIR = 38
RI = 277 antildeosGNC + PLANTA TRATAMIENTO
GAS254 MMUS$
VNA = 2939 MMUS$ TIR = 22
RI = 502 antildeos
BAJO ALTA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO ALTO
Se mitiga emisiones GEI
Inversioacuten alta de 143 MMUS$ No
se hizo corrida econoacutemica por no ser
viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Depende de Peak
Shaving Madre
Mejora seguridad de
instalaciones Almacena gas
para uso posterior Riesgo
explosioacuten
Ingresos de venta GNL No se
hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Cubre demanda pico de gas
Exporta gas l icuado Operacioacuten
maacutes limpia
BAJO MEDIA LARGO PLAZO MEDIA MEDIO MEDIO
Se mitiga emisiones GEINo se hizo corrida econoacutemica por no
ser viable en el momento
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA No hay cliente en el
entorno
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Ingresos por venta de gas No
se hizo corrida econoacutemica por
no ser viable en el momento
Aumenta disponibilidad de gas
en paiacutes Operacioacuten maacutes limpia
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas Estabilidad a la produccioacuten
Reduce fallas
Aumenta disponibilidad
energiacutea eleacutectrica para el paiacutes
Operacioacuten maacutes limpia Maacutes
impuestos y regaliacuteas
Auto Generacioacuten
(Teacutermica 23 2 MWe )Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA
Trigeneracioacuten
Mejora seguridad de
instalaciones por no ventear
gas
Autorizacioacuten de Plan
Nacional MME MinHda
MMA Existen varias
plantas en paiacutes
Gas Natural Comprimido
(Planta para 500
MSCFD ) el excedente
de gas se vende
Cubre demanda de poblaciones
lejanas Cubre demanda pico
Reemplaza gas importado Uso
de gas de campos marginales
Planta Peak Shaving
BALANCE MATRIZ DE EVALUACIOacuteN DE LAS ALTERNATIVAS PROPUESTASGAS DE RECOLECCIOacuteN CAMPO CHICHIMENE
ALTERNATIVASCRITERIOS DE MEDICIOacuteN
104
En cada una de las alternativas planteadas en la matriz se muestra el beneficio econoacutemico como un VNA a un periacuteodo de 20 antildeos el impacto ambiental de cada una de las alternativas13 los requerimientos econoacutemicos de cada una de ellas Los plazos de ejecucioacuten dependen de las autorizaciones que se requiera para llevar a construccioacuten cada una de las alternativas Asimismo la incidencia operativa los beneficios operacionales y el impacto externo se evaluacutean con rangos de alto medio bajo siacute impacta de manera positiva o negativa a la operacioacuten del campo a las comunidades cercanas o paiacutes14
De acuerdo con lo anterior las alternativas se analizan y se resumen de la siguiente forma
En la alternativa de Generacioacuten Eleacutectrica se analiza que la demanda de energiacutea por los pozos productores es de 19 MWh y en la medida que el campo pierde presioacuten el sistema de extraccioacuten estaraacute maacutes profundo demandando una mayor cantidad de energiacutea para mantener los mismos niveles de produccioacuten Este concepto es uno de los que mayor inciden en los costos de produccioacuten (18 millones de doacutelares al antildeo a precio de productor de 220 $KWh) Por la demanda de energiacutea por los costos de produccioacuten y sobre todo por la estabilidad en el sistema eleacutectrico del campo que conlleva menores peacuterdidas de produccioacuten de crudo la autogeneracioacuten de energiacutea en el campo seriacutea conveniente pero no deja de ser una variable importante el volumen de gas disponible Ademaacutes la inversioacuten que se requiere (planta de tratamiento del gas central teacutermica redes subestaciones y gasoducto) es alta y su implementacioacuten es de largo plazo El VNA de la teacutermica es de 3180 MMUS$ y un TIR de 9269 y conjunto con la planta de tratamiento el VNA es de 4873 MMUS$ y el TIR es de 37 En este caso la turbina genera gas suficiente para cubrir la demanda del sistema de extraccioacuten (es decir 20 MW) y el excedente (alrededor de 1 MW) se destina para la planta de tratamiento
La alternativa de Venta de gas requiere que el gas cumpla especificaciones CREG para hacer factible su venta bien sea para ser consumido en la industria a nivel domiciliario para comprimirlo licuarlo entre otros Esta alternativa tiene una inversioacuten baja ya que soacutelo se requiere construir la planta de procesamiento del gas y construir un gasoducto de 40 Km de longitud que va desde el campo hasta el nodo maacutes cercano del Sistema Nacional de Transporte de gas que es el gasoducto CusianandashApiay-Bogotaacute Este gasoducto lo debe construir el productor del gas y puede ser de 3 pulgadas de diaacutemetro para este volumen de gas El costo estimado de este gasoducto es de 6 millones de doacutelares y ademaacutes su implementacioacuten es de corto plazo Este gas
13 En el Anexo O se muestra la medicioacuten de impactos ambientales de cada una de las alternativas a partir de los factores de emisioacuten de los contaminantes como tambieacuten el grado de dispersioacuten de los contaminantes en el medio ambiente 14 En el Anexo N se puede detallar cada uno de los requerimientos econoacutemicos para las diferentes alternativas valoradas
105
cubririacutea parte del gas que Colombia tendriacutea que importar a partir del 2018 siacute no se adicionan nuevas reservas en estos cuatros antildeos El VNA de esta alternativa es de 2363 MMUS$ y un TIR de 21
Para el caso de pequentildeas producciones de gas como el campo Chichimene que es de 500000 pies cuacutebicos hoy diacutea la Planta Peak Shaving seriacutea de tipo sateacutelite solo hariacutea lo relativo a licuefaccioacuten (no almacenariacutea GNL y tampoco hariacutea regasificacioacuten) la cual abasteceriacutea una planta de GNL maacutes grande transportando GNL en carro tanques La planta Peak Shaving madre podriacutea estar ubicada en Bogotaacute Barrancabermeja o en la Costa norte del paiacutes Esta alternativa estaacute sujeta a que exista una planta Peak Shaving que licue almacene y regasifique el gas la cual requiere que entidades gubernamentales como ECOPETROL UPME CREG entre otros organismos aprueben la construccioacuten La planta estariacutea destinada para manejar el gas que se importe siacute se diera el caso o en su defecto para condicionar el gas que se exportariacutea por viacutea mariacutetima Bajo estas circunstancias la idea de licuar el gas del campo Chichimene para almacenarlo en una planta Peak Shaving madre no es viable en los momentos actuales ni en el mediano plazo De otra parte las inversiones y los gastos operativos de una planta Peak Shaving son altos y el retorno de la inversioacuten es de muy largo plazo (mayor a 20 antildeos)
La alternativa de Gas Natural Comprimido es viable ya que el volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea podriacutean dar una cobertura para 25000 familias que registren consumos promedios de 20 pies cuacutebicos por diacutea (0567 m3diacutea) La demanda potencial para este gas son las pequentildeas poblaciones que estaacuten lejos de la red de transporte de gas y que usan como combustible el gas licuado del petroacuteleo (GLP) cuyo costo es el doble de lo que vale el gas natural domiciliario La facilidad para transportar GNC y ademaacutes que el precio oscila entre el precio del gas natural y el GLP lo hacen viable para su implementacioacuten Las inversiones constan de la construccioacuten de la planta de procesamiento del gas la construccioacuten de la planta de compresioacuten y de un gasoducto desde el campo hasta el sitio de la planta El costo estimado de este gasoducto depende principalmente del diaacutemetro del mismo y del trazado El tiempo para la implementacioacuten de esta alternativa es de corto plazo y sobre todo que en el paiacutes existen varias plantas de GNC La inversioacuten de la planta GNC es de 247 MMUS$ el VNA de 576 MMUS$ y el TIR de 38 El anaacutelisis de viabilidad de esta alternativa se hizo para un volumen de 500000 pies cuacutebicos por diacutea De acuerdo con las proyecciones de produccioacuten incremental de gas es factible ampliar esta alternativa o en su defecto el gas que sobre se pueda destinar a cualquiera de las otras alternativas
La implementacioacuten de la alternativa de Calentamiento de crudo en la etapa de recoleccioacuten conlleva a la utilizacioacuten in situ del gas la disminucioacuten de la energiacutea que requiere el sistema de extraccioacuten (bombas electrosumergibles) pues solo se necesita presioacuten hasta el sitio de calentamiento y tambieacuten se
106
reduce el volumen de nafta inyectado pues solo se requiere de la necesaria para lograr la movilidad de los fluidos desde el pozo hasta el punto de calentamiento Otra forma de ver esta ventaja en los pozos es que se podriacutean profundizar las bombas yo aumentar los niveles de produccioacuten (con los mismos equipos) ya que al no tener altos requerimientos de presioacuten en el sistema de recoleccioacuten la eficiencia de las bombas mejorariacutean La inversioacuten es baja (306 MMUS$) y genera un VNA de 2549 MMUS$ y un TIR de 880 Dado que el gas que requiere es menor al que se podriacutea tener se hace necesario construir la planta y el gasoducto para el gas sobrante lo cual da una inversioacuten conjunta de 25 99 MMUS$ con un VNA de 27853 MMUS$ y un TIR de 110 Esta alternativa resulta la maacutes conveniente desde todos los paraacutemetros analizados El tiempo de implementacioacuten es de corto plazo ya que los montajes de las vasijas no son complejos y lo acelera el hecho de tener muy buenas ventajas para la operacioacuten del campo
La alternativa de Trigeneracioacuten no tiene gran viabilidad dado el entorno donde se encuentra el campo Chichimene pues este sistema es aplicable en el sector industrial y en el sector residencial para abastecer energiacutea friacuteo y calor debido a cambios estacionales Lo que conlleva a procesar el gas y llevarlo por un gasoducto hasta el punto de uso ya que en el entorno del campo no hay empresas o industrias que requieran de estos servicios luego resulta ser lo mismo que venderlo al Sistema Nacional de Transporte de gas del paiacutes
107
6 CONCLUSIONES
La alternativa que genera mayores beneficios es la de calentamiento de fluidos en las liacuteneas de recoleccioacuten Esta alternativa es econoacutemicamente impactante como tambieacuten lo es su baja inversioacuten incidencia operacional y de raacutepida implementacioacuten El VNA de esta alternativa incluyendo la planta de tratamiento del gas es de 278 MMUS$ que es 10 veces maacutes que el VNA de lo que representa la venta del gas para consumo comercial
La alternativa de autogeneracioacuten presenta buenos beneficios en la parte econoacutemica y sobre todo en la estabilidad de la operacioacuten de extraccioacuten de hidrocarburos De otra parte es conveniente porque libera la energiacutea que hoy diacutea se toma del Sistema Nacional de Transporte y se puede disponer para consumo nacional No presenta ventajas en lo relativo al tiempo que requiere su implementacioacuten Esta alternativa es la que sigue en VNA a la alternativa anterior
La alternativa de gas natural comprimido presenta un gran impacto con respecto al entorno ya que esta conversioacuten de gas natural a gas licuado le permite a la comunidad del aacuterea disponer de un gas maacutes barato que el GLP No obstante cuando se combina con la planta de tratamiento de gas es mucho maacutes viable econoacutemicamente
El gas de recoleccioacuten del campo Chichimene debe ser tratado para llevarlo a condiciones CREG de tal forma que se pueda disponer para cualquiera de las alternativas planteadas en este estudio Con la venta de este gas se cubren las inversiones de la planta de tratamiento y generan un buen impacto econoacutemico
El gas producido en el sistema de recoleccioacuten del campo Chichimene no se debe seguir quemando dado el impacto negativo en el medio ambiente Las emisiones de CO2 por la quema de este gas son de aproximadamente 316 toneladas por diacutea durante todos los diacuteas del antildeo y sobre todo que su impacto se concentra en un mismo lugar
Las alternativas de la planta Peak Shaving y trigeneracioacuten no son viables en la actualidad
108
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PROMIGAS ldquoInforme del sector de gas natural XIV Edicioacutenrdquo (Marzo de 2014)
SAacuteNCHEZ GOacuteMEZ Javier ldquoAnaacutelisis de la generacioacuten eleacutectrica con gas natural en Colombiardquo (Mayo de 2014)
SCHLUMBERGER Resumen ejecutivo Oil amp Gas Intelligence Series (Junio de 2014)
SHELL GLOBAL SOLUTIONS ldquoHydrocarbon processing Gas processes 2009rdquo (Abril ndash Mayo de 2014)
SUAacuteREZ VIDAL Guillermo ldquoProyecto de fin de carrera Instalacioacuten de trigeneracioacuten mediante motores de gasrdquo Madrid 2007 (Mayo 2014)
TGI SA ldquoExperiencia Colombiana en Evaluacioacuten y Cuantificacioacuten Confiable de Emisiones Fugitivas de Metano de la Red de Transporte de Gas Naturalrdquo (Abril de 2014)
THAMIR Ibrahim MM Rahman ldquoEffects of operation conditions on performance of a gas turbine power plantrdquo (Abril de 2014)
TOLOZA IDARRAGA Gustavo RODRIacuteGUEZ Sergio Fabiaacuten ldquoEstudio de pre factibilidad teacutecnico econoacutemica para la instalacioacuten de una planta de licuefaccioacuten y una planta de regasificacioacuten de gas natural en Colombiardquo UIS 2013
TURBOLOGIacuteAS ldquoDeterminando la potencia y el reacutegimen teacutermico a condiciones ISO en turbinas de gasrdquo (Abril de 2014)
Universidad Tecnoloacutegica Nacional ndash Facultad Regional del Rosario Departamento de Ingenieriacutea Quiacutemica 2003 ldquoTrabajo praacutectico Simulacioacuten de un proceso de refinacioacuten de petroacuteleo en Hysysrdquo (Junio de 2014)
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ZERPA Adriaacuten ldquoManual de estimacioacuten de costos para estaciones de flujordquo (Junio de 2014)
111
ANEXOS
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte
1 CHICHIMENE-4 K1K2 4453 130 4323 971 140 108 - K1K2
2 CHICHIMENE-17 K1K2 2411 47 2363 981 142 301 162 K1K2
3 CHICHIMENE-20 K1K2 2349 92 2257 961 40 044 - K1K2
4 CHICHIMENE-5 K1K2 2095 368 1726 824 171 046 147 K1K2
5 CHICHIMENE-82 K2 1796 357 1439 801 7 002 209 K2
6 CHICHIMENE-80 K2 1426 267 1159 813 0 0 208 K2
7 CHICHIMENE-173 K1 1384 170 1215 877 0 0 199 K1
8 CHICHIMENE-1 K1K2 1242 34 1208 973 92 269 - K1K2
9 CHICHIMENE-12A K1K2 1167 283 883 757 0 0 166 K1K2
10 CHICHIMENE-38 K1 1142 507 635 556 69 014 123 K1
11 CHICHIMENE-172 K1 1079 171 908 842 0 0 190 K1
12 CHICHIMENE-67 K1 1067 458 610 571 9 002 214 K1
13 CHICHIMENE-19 K1K2 983 251 732 745 181 072 - K1K2
14 CHICHIMENE-66 K1 781 179 602 771 7 004 214 K1
15 CHICHIMENE-26 K1 756 395 361 478 13 003 170 K1
16 CHICHIMENE-81 K1 348 73 275 790 0 0 207 K1
17 CHICHIMENE-82 K1 332 66 266 801 1 002 209 K1
18 CHICHIMENE-15 K1K2 201 189 12 60 183 097 - K1K2
19 CHICHIMENE-23 K1K2 0 0 0 Inactivo 0 0 - K1K2
SUBTOTAL K1 - K2 25012 4037 20974 839 1055 026 179
1 CHICHIMENE-158 SF 2632 1832 800 304 44 002 - SF
2 CHICHIMENE-65 SF 2550 1479 1071 420 116 008 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
112
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
3 CHICHIMENE-34 SF 2001 680 1321 660 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-156 SF 1886 1554 332 176 162 01 - SF
5 CHICHIMENE-141 SF 1792 1005 787 439 78 008 - SF
6 CHICHIMENE-83 SF 1747 424 1324 757 61 014 - SF
7 CHICHIMENE-84 SF 1640 734 907 552 98 013 - SF
8 CHICHIMENE-144 SF 1495 725 770 515 50 007 - SF
9 CHICHIMENE-142 SF 1427 877 550 385 60 007 - SF
10 CHICHIMENE-140 SF 1242 664 578 465 52 008 - SF
11 CHICHIMENE-28 SF 1200 915 286 238 30 003 - SF
12 CHICHIMENE-18 SF 1109 679 430 388 153 022 - SF
13 CHICHIMENE-16 SF 1086 160 926 853 182 114 - SF
14 CHICHIMENE-22 SF 889 344 545 613 10 003 - SF
15 CHICHIMENE-108 SF 841 799 42 50 54 007 - SF
16 CHICHIMENE-63 SF 729 708 21 29 47 007 - SF
17 CHICHIMENE-3 SF 696 327 369 530 482 148 - SF
18 CHICHIMENE-160 SF 689 661 28 41 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-97 SF 670 581 89 133 46 008 - SF
20 CHICHIMENE-24 SF 666 591 75 113 117 02 122 SF
21 CHICHIMENE-74 SF 654 617 37 57 0 0 - SF
22 CHICHIMENE-40 SF 602 578 23 40 0 0 - SF
23 CHICHIMENE-159 SF 595 500 95 160 35 007 - SF
24 CHICHIMENE-163 SF 554 535 19 34 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
113
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
25 CHICHIMENE-62 SF 548 519 29 53 41 008 - SF
26 CHICHIMENE-86 SF 548 494 54 99 41 008 - SF
27 CHICHIMENE-115 SF 525 451 73 141 11 002 - SF
28 CHICHIMENE-73 SF 479 383 96 200 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-6 SF 434 429 4 12 29 007 - SF
30 CHICHIMENE-116 SF 391 348 43 110 0 0 - SF
31 CHICHIMENE-39 SF 378 366 13 32 27 007 - SF
32 CHICHIMENE-44 SF 347 327 21 58 34 01 - SF
33 CHICHIMENE-145 SF 298 283 15 50 10 003 - SF
34 CHICHIMENE-162 SF 290 263 27 93 9 004 - SF
35 CHICHIMENE-35 SF 274 252 22 80 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-57 SF 271 254 17 63 10 004 - SF
37 CHICHIMENE-60 SF 264 258 5 23 0 0 - SF
38 CHICHIMENE-27 SF 228 218 10 44 0 0 - SF
39 CHICHIMENE-161 SF 202 193 10 45 0 0 - SF
40 CHICHIMENE-2 SF 189 179 10 53 19 011 - SF
41 CHICHIMENE-59 SF 188 184 4 21 3 001 - SF
42 CHICHIMENE-95 SF 128 111 17 133 0 0 - SF
43 CHICHIMENE-109 SF 94 93 1 11 2 002 - SF
44 CHICHIMENE-41 SF 69 65 4 58 0 0 - SF
45 CHICHIMENE-111 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
46 CHICHIMENE-113 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
114
Anexo A Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Norte (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
47 CHICHIMENE-133 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
48 CHICHIMENE-136 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
49 CHICHIMENE-137 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-138 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
51 CHICHIMENE-14 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
52 CHICHIMENE-157 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-23 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
54 CHICHIMENE-42 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-43 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-58 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
57 CHICHIMENE-61 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
58 CHICHIMENE-64 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
59 CHICHIMENE-85 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
60 CHICHIMENE-96 SF 0 0 0 Inactivo 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 35537 23639 11900 335 2136 0090 122
TOTAL 60549 27676 32874 543 3191 0115 139
BWPD BSWGAS
MSCFD
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROLTRONCAL NORTE
ENERO DE 2014
GOR
MSCFDBblFORMACIOacuteNdeg API POZO BFPD BOPD
115
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur
1 CHICHIMENE-50 K1 364 210 154 423 0 0 - K1
SUBTOTAL K1 - K2 364 210 154 423 0 0 -
1 CHICHIMENE SW-05 SF 1042 995 47 45 0 0 - SF
2 CHICHIMENE-104 SF 1026 921 105 102 8 001 - SF
3 CHICHIMENE-69 SF 953 864 88 93 23 003 - SF
4 CHICHIMENE-32 SF 890 819 71 80 12 001 - SF
5 CHICHIMENE SW-28 SF 877 807 70 80 0 0 - SF
6 CHICHIMENE-105 SF 817 764 52 65 3 0 - SF
7 CHICHIMENE-36 SF 786 484 303 384 6 001 - SF
8 CHICHIMENE SW-31 SF 781 730 50 65 0 0 - SF
9 CHICHIMENE SW-57 SF 773 729 44 57 0 0 - SF
10 CHICHIMENE SW-35 SF 753 572 181 240 0 0 - SF
11 CHICHIMENE-122 SF 752 750 2 03 0 0 - SF
12 CHICHIMENE SW-59 SF 725 688 37 51 0 0 - SF
13 CHICHIMENE SW-4 SF 714 585 129 181 0 0 - SF
14 CHICHIMENE SW-47 SF 695 667 28 40 0 0 - SF
15 CHICHIMENE SW-34 SF 681 620 61 90 0 0 - SF
16 CHICHIMENE-30 SF 677 596 82 120 342 057 - SF
17 CHICHIMENE SW-58 SF 660 498 162 245 0 0 - SF
18 CHICHIMENE SW-20 SF 652 638 14 21 0 0 - SF
19 CHICHIMENE-54 SF 648 611 37 57 19 003 - SF
20 CHICHIMENE-76 SF 648 615 32 51 25 004 - SF
21 CHICHIMENE-53 SF 634 581 53 84 31 005 - SF
22 CHICHIMENE-55 SF 610 564 46 75 24 004 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
116
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
23 CHICHIMENE-125 SF 595 540 55 92 0 0 - SF
24 CHICHIMENE SW-13 SF 565 555 11 18 2 0 - SF
25 CHICHIMENE-106 SF 559 536 23 41 15 003 - SF
26 CHICHIMENE-124 SF 553 488 65 118 0 0 - SF
27 CHICHIMENE SW-11 SF 551 544 7 13 191 035 - SF
28 CHICHIMENE SW-49 SF 503 483 20 40 0 0 - SF
29 CHICHIMENE-88ST1 SF 501 459 42 84 3 001 - SF
30 CHICHIMENE-93 SF 486 451 35 72 2 0 - SF
31 CHICHIMENE SW-46 SF 480 465 15 31 0 0 - SF
32 CHICHIMENE SW-19 SF 474 469 6 11 0 0 - SF
33 CHICHIMENE SW-10 SF 461 456 6 11 0 0 - SF
34 CHICHIMENE SW-14 SF 450 440 10 22 3 001 - SF
35 CHICHIMENE-121 SF 444 426 18 41 0 0 - SF
36 CHICHIMENE-70 SF 441 404 37 84 14 003 - SF
37 CHICHIMENE-87 SF 433 369 64 148 2 0 - SF
38 CHICHIMENE SW-29 SF 428 338 90 210 0 0 - SF
39 CHICHIMENE SW-24 SF 410 377 33 80 0 0 - SF
40 CHICHIMENE SW-42 SF 406 397 10 22 0 0 - SF
41 CHICHIMENE SW-43 SF 406 393 13 32 0 0 - SF
42 CHICHIMENE-29 SF 390 369 21 54 1 0 - SF
43 CHICHIMENE SW-17 SF 374 356 18 48 0 0 - SF
44 CHICHIMENE SW-38 SF 370 361 9 24 0 0 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
117
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
45 CHICHIMENE SW-21 SF 369 356 13 35 0 0 - SF
46 CHICHIMENE SW-25 SF 361 329 32 89 0 0 - SF
47 CHICHIMENE-78 SF 355 337 18 51 21 006 - SF
48 CHICHIMENE SW-45 SF 333 313 20 60 0 0 - SF
49 CHICHIMENE SW-6 SF 331 308 23 69 0 0 - SF
50 CHICHIMENE-123 SF 330 312 18 55 0 0 - SF
51 CHICHIMENE SW-12 SF 329 324 5 15 2 001 - SF
52 CHICHIMENE SW-2 SF 316 298 18 57 0 0 - SF
53 CHICHIMENE-103 SF 297 272 25 84 1 0 - SF
54 CHICHIMENE-120 SF 297 281 16 54 0 0 - SF
55 CHICHIMENE-127 SF 286 278 8 28 0 0 - SF
56 CHICHIMENE-48 SF 279 277 2 07 1 0 - SF
57 CHICHIMENE-71 SF 270 255 15 56 2 001 - SF
58 CHICHIMENE-91H SF 258 253 5 19 7 003 - SF
59 CHICHIMENE SW-33 SF 254 246 8 31 0 0 - SF
60 CHICHIMENE SW-08 SF 252 251 1 04 75 03 - SF
61 CHICHIMENE SW-51 SF 240 233 7 29 0 0 - SF
62 CHICHIMENE-79 SF 235 230 5 21 1 0 - SF
63 CHICHIMENE-119 SF 224 222 2 09 0 0 - SF
64 CHICHIMENE SW-26 SF 220 213 7 32 0 0 - SF
65 CHICHIMENE-118 SF 212 191 21 99 0 0 - SF
66 CHICHIMENE-72 SF 206 196 10 49 1 001 - SF
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
118
Anexo B Produccioacuten de crudo y gas del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
67 CHICHIMENE SW-27 SF 188 177 10 59 0 0 - SF
68 CHICHIMENE-49 ST1 SF 183 181 3 11 0 0 - SF
69 CHICHIMENE SW-09 SF 161 158 2 19 0 0 - SF
70 CHICHIMENE SW-15 SF 150 149 0 07 0 0 - SF
71 CHICHIMENE SW-18 SF 117 115 2 17 0 0 - SF
72 CHICHIMENE-126 SF 111 102 9 81 0 0 - SF
73 CHICHIMENE SW-30 SF 91 89 3 22 0 0 - SF
SUBTOTAL SF 34329 31720 2610 76 837 0026 -
TOTAL 34693 31930 2764 80 837 0026 -
TRONCAL SUR
PRODUCCIOacuteN DE CRUDO Y GAS DEL CAMPO CHICHIMENE - ECOPETROL
ENERO DE 2014
POZO BFPD BOPD BWPD BSWGAS
MSCFD
GOR
MSCFDBbldeg API FORMACIOacuteN
119
Anexo C Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Norte
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH28 CL4 5049 340
CH62 CL4 4060 192
CH63 CL4 4659 266
CH65 CL4 1163 236
CH27 CL7 000 17
CH57 CL7 000 24
CH59 CL7 000 26
CH60 CL7 00 19
CH26 CL9 000 110
CH38 CL9 3660 131
CH39 CL9 000 106
CH66 CL9 26 103
CH67 CL9 404 110
CH40 CL10 00 205
CH41 CL10 000 162
CH73 CL10 000 195
CH74 CL10 000 173
CH43 CL11 596 145
AK1 CL13 00 379
CH35 CL13 00 120
CH108 CL13 545 215
CH109 CL13 00 93
CH34 CL14 113 128
CH115 CL14 115 126
CH83 CL21 5613 176
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH84 CL21 6543 158
CH86 CL21 000 225
CH80 CL22 000 164
CH81 CL22 00 83
CH82 CL22 00 145
CH160 CL24 00 179
CH161 CL24 00 126
CH162 CL24 00 178
CH163 CL24 00 195
CH141 CL25 1720 166
CH142 CL25 3990 167
CH144 CL25 4980 176
CH156 CL26 1616 180
CH158 CL26 436 209
CH159 CL26 3467 227
CH140 CL33 5159 148
CH96 CL46 5820 206
CH97 CL46 000 314
CH172 CL46 000 102
CH173 CL46 000 102
CH14 IND 7890 242
CH2 IND 1944 79
CH6 IND 2890 152
CH4 IND 14002 266
CH3 IND 48230 228
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
CH24 IND 11747 108
CH17 IND 14243 56
CH18 IND 15257 229
CH16 IND 18211 85
CH5 IND 17121 134
CH12A IND 021 80
SW1 5026 38
8944
TRONCAL NORTE
Consumo pozos en Campo
Chichimene
120
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-12 1 176 157
SW-13 1 227 117
SW-14 1 257 152
SW-15 1 000 139
CH-29 2 090 209
CH-53 2 3136 171
CH-54 2 1884 192
CH-55 2 2356 221
CH-69 5 234 248
CH-70 5 140 166
CH-71 5 15 88
CH-72 5 13 68
SW-2 6 000 127
SW-10 6 000 181
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-11 6 1361 193
SW-17 6 000 129
SW-18 6 000 224
SW-19 6 000 185
CH-30 8 3420 253
CH-48 8 073 112
CH-49 8 000 159
CH-50 8 000 130
SW-8 12 747 138
SW-9 12 0 77
SW-24 16 00 219
SW-25 16 00 173
SW-26 16 00 140
SW-27 16 00 136
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
121
Anexo D Consumo en pozos del Campo Chichimene en Troncal Sur (Continuacioacuten)
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-4 17 00 112
CH-103 17 07 126
CH-104 17 78 165
CH-105 17 25 387
CH-106 17 153 203
CH-122 19 027 198
CH-123 19 000 171
CH-124 19 000 218
CH-125 19 000 157
CH-126 19 000 77
CH-127 19 050 125
CH-32 20 115 227
CH-87 20 16 136
CH-88 20 299 200
CH-91H 20 730 300
CH-93 20 222 165
SW-20 29 000 63
SW-21 29 000 38
CH-118 30 000 19
CH-119 30 000 29
CH-120 30 000 28
CH-121 30 000 38
SW-6 31 000 151
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
POZO CLUSTER Gas (MSCF) Potencia (KWh)
SW-28 31 000 190
SW-29 31 000 138
SW-30 31 000 145
SW-31 31 000 244
SW-5 32 000 181
SW-49 32 000 59
SW-51 32 000 24
SW33 34 000 25
SW34 34 000 63
SW35 34 000 67
SW57 34 000 61
SW58 34 000 47
SW59 34 000 60
CH-36 35 263 120
CH76 35 2462 114
CH-77 35 399 149
CH-78 35 2130 156
CH-79 35 115 109
SW38 36 000 21
SW42 37 000 46
SW43 37 000 43
SW45 37 000 25
SW46 37 000 58
9982
TRONCAL SUR
Consumo pozos en Campo
Chichimene
122
Anexo E Resumen consumo en pozos del Campo Chichimene
Fuente Departamento de Produccioacuten Chichimene ECOPETROL
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
1 4 565
2 4 793
5 4 570
6 6 1039
8 4 654
12 2 215
16 4 668
17 5 993
19 6 946
20 5 1028
29 2 101
30 4 114
31 5 868
32 3 264
34 6 323
35 5 648
36 1 21
37 4 172
Subtotal SUR 18 74 9982
S
U
R
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
TRONCAL CLUSTER Ndeg POZOS Potencia (KWh)
4 4 1034
7 4 86
9 5 560
10 4 735
11 1 145
13 4 807
14 2 254
21 3 559
22 3 392
24 4 678
25 3 509
26 3 616
33 1 148
46 4 724
IND 11 1659
SW1 1 38
Subtotal NORTE 16 57 8944
N
O
R
T
E
RESUMEN DATOS SUR Y NORTE
Resumen consumo pozos en Campo
Chichimene
123
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Total AOM 497251340 512168880 527533947 543359965 681103165 576450587 593744104 611556428 629903120 789585241
Cons Energiacutea - $ 389351340 401031880 413062837 425454722 438218363 451364914 464905862 478853038 493218629 508015188
AOM menor - $ 107900000 111137000 114471110 117905243 121442401 125085673 128838243 132703390 136684492 140785027
AOM mayor - $ 0 0 0 0 121442401 0 0 0 0 140785027
Demanda - m3 5518800 5684364 5854895 6030542 6211458 6397802 6589736 6787428 6991051 7200782
VNA -AOM ($) $ 3587090188
Inversioacuten - $ 1079000000
VNA Total - $ $ 4666090188
VNA -Volumen (m3) 38512400
121 $m3
34322 $pcCosto compresioacuten
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Total AOM 668264220 688312147 708961512 730230357 915345699 774701386 797942427 821880700 846537121 1061136538
Cons Energiacutea - $ 523255643 538953312 555121912 571775569 588928836 606596701 624794602 643538440 662844594 682729931
AOM menor - $ 145008577 149358835 153839600 158454788 163208431 168104684 173147825 178342260 183692527 189203303
AOM mayor - $ 0 0 0 0 163208431 0 0 0 0 189203303
Demanda - m3 7416806 7639310 7868489 8104544 8347680 8598111 8856054 9121736 9395388 9677249
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de compresioacuten
124
Anexo F Flujo de Caja para Costo Unitario por el Servicio de Compresioacuten Y Almacenamiento (Continuacioacuten)
Fuente Autora
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Inversioacuten $ 64986020
Costo de AOM $ 649860 $ 669356 $ 689437 $ 710120 $ 731423 $ 753366 $ 775967 $ 799246 $ 823223 $ 847920
Demanda - m3 109500 112785 116169 119654 123243 126941 130749 134671 138711 142873
VNA -AOM $COP $ 4534985
Inversioacuten - $COP $ 64986020
VNA Total - $COP $ 69521005
VNA -Volumen (m3) 764135
91 $m3
2578 $MMBTU =Costo almacenamiento x moacutedulo 132 UD$MMbtu (TRM = 1950$US$)
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Costo de AOM $ 873358 $ 899559 $ 926545 $ 954342 $ 982972 $ 1012461 $ 1042835 $ 1074120 $ 1106343 $ 1139534
Demanda - m3 147159 151574 156121 160804 165629 170597 175715 180987 186416 192009
Caacutelculo del costo unitario por el servicio de almacenamiento por moacutedulo
125
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Norte
126
Anexo G Configuracioacuten Cluacutesters en Troncal Sur (Continuacioacuten)
127
Anexo H Precios de Referencia de Gas Natural de Campo Guajira y Opoacuten
Fuente Resolucioacuten CREG 119 de 2005
Anexo I Marco Regulatorio e Infraestructura del Gas Natural en Colombia
El gas en Colombia es considerado como un bien de primera necesidad y dado que gran parte de su produccioacuten se consume principalmente como gas domiciliario se cataloga como un servicio puacuteblico esencial y por esto es competencia del paiacutes hacer control en la cadena de valor de este energeacutetico
Es competencia de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible asiacute mismo asegurar que se realicen en el paiacutes por medio de empresas oficiales mixtas o privadas las actividades de produccioacuten comercializacioacuten construccioacuten y operacioacuten de gasoductos y de redes
Por lo anterior el gobierno creoacute la Comisioacuten de Regulacioacuten de la Energiacutea y Gas ldquoCREGrdquo a traveacutes de la Ley 142 de 1994 como unidades administrativas
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
INDICE (t-1)
INDICE (t-2)
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
SEGUacuteN RESOLUCIOacuteN CREG 119 2005 - RESOLUCIOacuteN CREG 187 2010 - RESOLUCIOacuteN CREG 199 2011
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
56537 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo Guajira pertenece a caacutelculos
internos realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011
Ecopetrol no es una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicadaPMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PRECIO REFERENCIA DEL GAS NATURAL
PMR Precio Maacuteximo Regulado para un semestre INDICE (t-1) Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICE US
Gulf Coast Residual Fuel 1 Sulfuro fuel oil precio de cierre seguacuten publicacioacuten PlattsampPoors
PERIODO 01 DE ENERO DE 2014 - 30 DE JUNIO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) = 63244 USDMBTU
Nota El caacutelculo publicado del precio maacuteximo regulado del gas natural producido en el campo OpOacuten pertenece a caacutelculos internos
realizados por Ecopetrol para efectos comerciales seguacuten las resoluciones CREG 119-2005 187-2010 y 199-2011 Ecopetrol no es
una fuente oficial del precio y por tanto no se hace responsable por el uso que se le de a la informacioacuten publicada
PRECIO GAS NATURAL CAMPO OPOacuteN
PRECIO GAS NATURAL CAMPO GUAJIRAPERIODO 01 DE AGOSTO DE 2013 - 31 DE ENERO DE 2014
PMR (t) = PMR ( t-1 ) =
128
especiales con independencia administrativa teacutecnica y patrimonial y adscrita al Ministerio de Minas y Energiacutea La CREG tiene la funcioacuten de regular los monopolios en la prestacioacuten del servicio de gas cuando la competencia no sea de hecho posible y en los demaacutes casos la de promover la competencia entre quienes presten servicios puacuteblicos para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean econoacutemicamente eficientes no impliquen abusos de la posicioacuten dominante y produzcan servicios de calidad Para ello tendraacute las siguientes funciones y facultades especiales
Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energiacutea y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energeacutetica eficiente propiciar la competencia en el sector de minas y energiacutea y proponer la adopcioacuten de las medidas necesarias para impedir abusos de posicioacuten dominante y buscar la liberacioacuten gradual de los mercados hacia la libre competencia
Expedir regulaciones especiacuteficas para el uso eficiente del gas combustible por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijacioacuten de compromisos de ventas garantizadas de gas
Establecer el reglamento de operacioacuten para realizar el planeamiento y la coordinacioacuten de la operacioacuten del Sistema Nacional de Ductos y para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de gas combustible
Fijar las tarifas de venta de gas combustible o delegar en las empresas distribuidoras cuando sea conveniente dentro de los propoacutesitos de esta Ley bajo el reacutegimen que ella disponga la facultad de fijar estas tarifas
Definir las metodologiacuteas y regular las tarifas por los servicios de despacho y coordinacioacuten prestados por los centros regionales y por el Centro Nacional de Despacho
La CREG ha estudiado y aprobado varias resoluciones para cumplir con sus funciones de control entre las cuales se citan especialmente las que tienen que ver con la produccioacuten comercializacioacuten distribucioacuten y transporte de gas A continuacioacuten se hace un resumen de lo que tratan estas resoluciones
I CONDICIONES GENERALES
Con el fin de garantizar el acceso abierto al Sistema Nacional de Transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados se suscribiraacuten independientemente de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su valoracioacuten El transportador de gas natural no podraacute realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Podraacute no obstante adquirir
129
el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del Sistema de Transporte siacute ello se hace necesario Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no podraacuten ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6deg de Resolucioacuten 057 de 1996 El transportador tampoco podraacute tener intereacutes econoacutemico en empresas de generacioacuten eleacutectrica Los productores de gas natural no podraacuten desarrollar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica pero podraacuten poseer hasta 25 del capital social de una empresa que desarrolle tal actividad Los productores comercializaraacuten libremente su produccioacuten de gas natural y realizaraacuten contratos de venta en el Mercado Mayorista Los grandes consumidores de gas natural podraacuten negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor comercializador transportador o distribuidor pagando los correspondientes cargos al duentildeo de las redes siacute fuese el caso Los precios de transporte distribucioacuten y venta seraacuten negociables pero no superiores a los precios maacuteximos establecidos por la CREG salvo cuando mediante resolucioacuten se haya determinado que el precio de comercializacioacuten a grandes consumidores sea libre Con el fin de adecuar los contratos a las necesidades de los consumidores y a sus condiciones particulares se ofreceraacuten distintas modalidades contractuales las cuales seraacuten de conocimiento puacuteblico Podraacuten ofrecerse entre otros contratos firmes contratos en pico o contratos interrumpibles que incluyan o no prima de disponibilidad o una combinacioacuten de ellos En suma se permiten todas aquellas modalidades contractuales que no sean contrarias a la ley y la regulacioacuten y a los principios de libre competencia Se negociaraacuten de manera independiente los contratos de transporte y los de compraventa cuando se adquiera el combustible en un sitio distinto del nodo intermedio o de salida del Sistema o Subsistema de Transporte y se admitiraacuten diferentes puntos de entrega Al vender gas combustible por redes de tuberiacutea los comercializadores no discriminaraacuten entre personas o clases de personas salvo que puedan demostrar que las diferencias en los precios reflejan diferencias en los costos por las circunstancias de dicha venta Los comercializadores no restringiraacuten distorsionaraacuten o evitaraacuten la competencia en la produccioacuten transporte distribucioacuten o comercializacioacuten del gas Asimismo no podraacuten abusar de su posicioacuten dominante en la fijacioacuten de precios
130
El transportador no podraacute otorgar trato preferencial a ninguacuten usuario de sus servicios y en particular a los comercializadores distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relacioacuten de las que configuran intereacutes econoacutemico Las empresas que desarrollen actividades de produccioacuten venta o distribucioacuten pueden ser comercializadoras Las empresas prestadoras de Servicios Puacuteblicos constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994 podraacuten continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y ademaacutes la actividad de comercializacioacuten siempre y cuando tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades De la misma forma procederaacuten todas las empresas que desarrollen simultaacuteneamente actividades de distribucioacuten de gas combustible En ninguacuten caso podraacuten dar un trato preferencial a ninguacuten comprador con teacuterminos contractuales similares
II PRODUCCIOacuteN DE GAS NATURAL
Los productores de gas natural deberaacuten ofrecer en venta todo su gas atenieacutendose a procesos transparentes de acuerdo con la metodologiacutea que consideren maacutes conveniente
Cuando el productor requiera gas natural para su propio consumo o para destinarlo a atender las necesidades de personas vinculadas econoacutemicamente a eacutel deberaacute adquirirlo o disponer de su propia produccioacuten de gas a precios de mercado Para ello deberaacute competir en los diferentes puntos de entrega dentro de condiciones de mercado con otros potenciales compradores siacute es del caso haciendo oferta sobre su propio gas
Se exceptuacutea de lo establecido en los artiacuteculos anteriores
Aquel campo en que exista gas asociado y en el que el productor decida reinyectarlo alliacute mismo por motivos teacutecnicos relacionados con la produccioacuten del petroacuteleo asociado
El consumo interno propio de la operacioacuten de los campos
La fijacioacuten del precio maacuteximo para el gas colocado en los nodos de entrada en la troncal seraacute asiacute
Para reservas descubiertas despueacutes del 11 de septiembre de 1995 los precios se determinaraacuten libremente sin sujecioacuten a topes maacuteximos Para ECOPETROL a partir del 1 de enero de 1998 A partir del 11 de septiembre del antildeo 2000 entraraacute en vigencia la foacutermula tarifaria
Para reservas descubiertas antes 11 de septiembre de 1995 localizados en el interior del paiacutes y Costa Atlaacutentica los precios tendraacuten un reacutegimen libre a partir del 10 de septiembre del antildeo 2005 Para ECOPETROL con anterioridad al 1 de enero de 1998
131
III CONDICIONES TARIFARIAS
El precio maacuteximo inicial en el nodo de entrada al Sistema Nacional de Transporte seraacute de US$130MBTU El precio maacuteximo fijado en eacutesta foacutermula tarifaria seraacute regulado en el nodo respectivo de entrada del gas al Sistema Nacional de Transporte
(sum
sum
)
Siendo
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre que comienza
= precio maacuteximo del gas natural colocado en troncal para el semestre anterior
= promedio para el semestre del iacutendice de precios para el crudo estaacutendar cotizado en el mercado de Nueva York ldquoNew York Mercantile Exchangerdquo NYMEX calculado asiacute
sum
Siendo
= periacuteodo de un mes
=equivale al semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres que
terminan en el semestre que comienza
sum = equivale al promedio del para los cuatro semestres
que terminan en el semestre anterior al que comienza
132
IV TRANSPORTE DE GAS NATURAL
El propoacutesito del Coacutedigo de Transporte del Gas es permitir el desarrollo mantenimiento y operacioacuten del Sistema Nacional de Transporte de gas natural por tuberiacuteas en condiciones de eficiencia coordinacioacuten y con criterios de costo miacutenimo Con acceso libre para los productores comercializadores grandes consumidores y distribuidores y garantizar una calidad uniforme de gas para todos los usuarios del Sistema de Transporte de gas natural
Los contratos interrumpibles tendraacuten la menor prioridad los contratos firmes y en pico seraacuten prioritarios para el acceso y el servicio de transporte Asimismo las empresas que desean construir nuevos gasoductos a nuevos puntos de conexioacuten tengan acceso sin restricciones a las redes existentes de transporte
El centro de despacho de gas seraacute propiedad del transportador y seraacute responsable de la coordinacioacuten del despacho recibo transporte y entrega en el suministro del combustible
Las empresas transportadoras se remuneraraacuten mediante cargos por conexioacuten y cargos por uso los cuales distinguen entre capacidad y volumen
Los duentildeos de gasoductos dedicados no se consideran transportadores ni estaacuten sujetos a esta regulacioacuten salvo en el caso en que un tercero desee conectarse En este evento su propietario tendraacute obligacioacuten de permitir el acceso previa negociacioacuten de las condiciones teacutecnicas y comerciales
El gas natural entregado al transportador por el agente en el punto de entrada del Sistema de Transporte y por el transportador en el punto de salida deberaacute cumplir con la siguiente especificacioacuten de calidad que se muestra en la ilustracioacuten 26
133
Ilustracioacuten 27 Especificaciones de Calidad Exigidas por CREG
Fuente CREG
Salvo acuerdo entre las partes el productor - comercializador y el remitente estaacuten en la obligacioacuten de entregar gas natural a la presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta las 1200 Psia de acuerdo con los requerimientos del transportador
ESPECIFICACIONES Valores SISISTEMA
INGLEacuteS
Maacuteximo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 428 MJm3 1150 BTUft3
Miacutenimo poder caloriacutefico bruto (GHV) (nota 1) 354 MJm3 950 BTUft3
Contenido de Liacutequido (nota 2)Libre de
liacutequidos
Libre de
liacutequidos
Contenido total de H2S maacuteximo 6 mgm3 025
gramo100PCS
Contenido total de azufre maacuteximo 23 mgm3 1
gramo100PCS
Contenido CO2 maacuteximo en volumen 2 2
Contenido de N2 maacuteximo en volumen 3 3
Contenido de inertes maacuteximo en volumen
(nota 3)5 5
Contenido de oxiacutegeno maacuteximo en volumen 010 01
Contenido maacuteximo de vapor de agua 97 mgm3 6 LbMPCS
Temperatura de entrega maacuteximo 49 degC 120degF
Temperatura de entrega miacutenimo 45 degC 40 degF
Contenido maacuteximo de polvos y material en
suspensioacuten (nota 4)16 mgmsup3
07
gramo1000 pc
Especificaciones de Calidad del Gas Natural establecidas por la CREG
Res CREG 071 de 1999
Nota 1 Todos los datos sobre metro cuacutebico oacute pie cuacutebico de gas estaacuten
referidos a Condiciones Estaacutendar
Nota 2 Los l iacutequidos pueden ser Hidrocarburos agua y otros contaminantes
en estado liacutequido
Nota 3 Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos
de CO2 nitroacutegeno y oxiacutegeno
Nota 4 El maacuteximo tamantildeo de las partiacuteculas debe ser 15 micrones
Presioacuten de operacioacuten del gasoducto en el punto de entrada hasta los 1200
psia
134
Si el gas natural entregado por el agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT el transportador podraacute rehusar aceptar el gas en el punto de entrada
A CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL INTERIOR
Es un esquema de cargos por entrada y salida transportar gas en el Sistema Nacional de Transporte del interior el nodo de Vasconia el cual es el centro de referencia para las transacciones de gas natural
Los productores referenciaraacuten el transporte desde su nodo de entrada hasta el centro de referencia Este cargo se denomina ldquocargo de entradardquo Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el centro de referencia hasta su respectivo nodo de salida Este cargo se denomina ldquocargo de salidardquo
Para los productores de zonas de produccioacuten marginales se aplicaraacute la siguiente metodologiacutea para el caacutelculo de los cargos por uso y capacidad del sistema
| | | |
Siendo
= cargo
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de entrada
| |= valor absoluto del cargo en el nodo de salida
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos por entrada y salida se muestran en las siguientes ilustraciones 25 y 26 respectivamente
Ilustracioacuten 28 Cargos Maacuteximos por Entrada al SNT
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca 96 0039
Cusiana 95 0055
Apiay -49 -0063
Neiva -179 -0134
CARGOS MAacuteXIMOS POR ENTRADA
135
Ilustracioacuten 29 Cargos Maacuteximos por Salida al SNT
Ademaacutes de los cargos de entrada y salida mencionados los productores y consumidores pagaraacuten un cargo de 0016 US$ KPC sobre el volumen facturado mensualmente correspondiente a los costos de administracioacuten medicioacuten y compresioacuten asociados con el sistema de transporte del interior
A partir del 1deg de enero de 1998 sin perjuicio de los otros cargos establecidos en la presente Resolucioacuten existe un ldquocargo estampillardquo para el Sistema de Transporte de gas natural del Interior igual a 015 US$ por KPC de gas efectivamente transportado se actualizaraacute semestralmente
El sistema de transporte del interior considera las siguientes puertas de ciudad con sus respectivos subsistemas como parte integral del mismo
SANTANDER
Barrancabermeja Sabana de Torres Bucaramanga Lebrija Giroacuten Floridablanca
Piedecuesta Puerto Parra Sebastopol La Belleza Floriaacuten Albania
NODO DE ENTRADACARGO POR CAPACIDAD
(US$KPCD-Antildeo)CARGO POR USO US$KPC)
Barranca -96 -0039
Cusiana -95 -0055
Villavicencio 61 0079
Neiva 179 0134
Sebastopol -36 -0015
Medelliacuten 145 0059
Bucaramanga 47 0019
Vasconia 0 0
Mariquita 42 0022
Chinchinaacute 86 0045
Cali 160 0085
La Belleza -38 -0023
Bogotaacute 141 005
CARGOS MAacuteXIMOS POR SALIDA
136
CUNDINAMARCA
Puerto Salgar Ricaurte Simijaca Susa Fuacutequene Capellaniacutea Gauatancuy Ubateacute Cucunubaacute Sutatausa Tausa
Nemocoacuten Cogua Chipaque Une Caacutequeza Quetame Guayabetal Fosca Soacha Bogotaacute
VALLE DEL CAUCA
Cartago Ansermanuevo Obando La Victoria La Unioacuten Zarzal Roldanillo Caicedonia Sevilla Bugalagrande Andaluciacutea Tuluaacute
San Pedro Buga Guacariacute Ginebra El Cerrito Palmira Candelaria Pradera Florida Yumbo Cali Jamundiacute
ANTIOQUIA
Puerto Berrio Maceo Caracoliacute Yolomboacute San Roque Cisneros Santo Domingo Don Matiacuteas Concepcioacuten Guarne Rionegro
Barbosa Girardota Copacabana Bello Medelliacuten Itaguiacute Envigado La Estrella Sabaneta Caldas
137
BOYACAacute
Puerto Serviez Vasconia Puerto Boyacaacute Tunungua Bricentildeo Chiquinquiraacute Caldas Beleacuten Cerinza Combita Cucaita Duitama
Nobsa Paipa Saacutechica Samacaacute Santa Rosa de Viterbo Sogamoso Sora Sutamarchan Tunja Tuta Villa de Leyva Dicataacute
TOLIMA
Honda Mariquita Guayabal Leacuterida Liacutebano Tierra Adentro Ambalema La Sierra Venadillo Alvarado Piedras Doima
Ibagueacute Flandes Gualanday Chicoral Espinal Guamo Saldantildea Ortega Natagaima Fresno Herveo
CALDAS
La Dorada Victoria Manzanares Manizales
Neira Villa Mariacutea Chinchinaacute Palestina
QUINDIacuteO
Filandia Salento Circasia Montenegro
Quimbaya Calarcaacute Armenia La Tebaida
138
HUILA
Aipe Neiva
CASANARE
Tauramena Monterrey Aguazul
Yopal Morichal Cusiana
RISARALDAS
Marsella Santa Rosa de Cabal Dos Quebradas Pereira
La Virginia Balboa La Celia
META
Acaciacuteas Restrepo Cumaral
Villavicencio Apiay
Ilustracioacuten 30 Entradas y Salidas al SNT
DIAGRAMA No 1
Barranca Bmanga
Medellin Sebastopol
Vasconia La Belleza Cusiana
Cogua
Bogotaacute Apiay
Chinchinaacute Mariquita
Cali
Neiva
139
El sistema de transporte del interior comprende los 13 tramos troncales que se incluyen en el diagrama anterior Sobre estos tramos podraacuten establecerse nodos intermedios de salida cuyos cargos asociados se calcularaacuten en forma simple conforme a la siguiente metodologiacutea descrita en la ilustracioacuten 30
Ilustracioacuten 31 Caacutelculo para Nodos Intermedios al SNT
Sea el tramo de intereacutes el que conecta los nodos A y B y que tiene una longitud total de para el cual se calcularaacuten los cargos de salida en el nodo intermedio ubicado a una distancia medida sobre la troncal desde el nodo
Los cargos de salida (capacidad en US$KPCD-Antildeo) y (uso en US$KPC) en dicho nodo se calcularaacuten a partir de los cargos de salida (capacidad en los
nodos A y B) y (uso en los nodos A y B) mediante la siguiente foacutermula
B CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL CENTRO
El sistema de transporte del centro seraacute utilizado por ECOPETROL para el transporte de gas desde los campos de gas de la Guajira hasta el complejo petroquiacutemico de Barrancabermeja
Estos cargos se liquidaraacuten como un cargo binomio que comprende un cobro por capacidad (US$KPCD-Antildeo) y un cobro por uso (US$KPC) Los cargos maacuteximos para el sistema de transporte del centro se muestran en la tabla 49
140
Tabla 49 Cargos Maacuteximos para Sistema de Transporte de Centro
C CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL SUR
Es un esquema de cargos que refleja el costo de transportar gas combustible en el sistema de transporte del sur mediante el siguiente procedimiento
Los consumidores pagaraacuten el transporte desde el campo productor o desde la conexioacuten con el sistema de transporte del interior hasta su respectivo nodo de salida independientemente de la distancia recorrida Los cargos maacuteximos por uso del sistema de transporte del sur se muestran en la tabla 50
Tabla 50 Cargos Maacuteximos por Sistema de Transporte del Sur
V COMERCIALIZACIOacuteN DE GAS NATURAL
Los comercializadores podraacuten suministrar gas natural a precios acordados libremente soacutelo a quienes se definen como grandes consumidores Los productores de gas natural podraacuten comercializar su produccioacuten de manera independiente o en conjunto con otros socios del contrato de exploracioacuten y produccioacuten respectiva y podraacuten comercializar conjuntamente la produccioacuten de dos o maacutes contratos de exploracioacuten y produccioacuten diferente Los productores y comercializadores de gas natural podraacuten celebrar contratos de venta de gas natural a grandes consumidores y a los distribuidores a precios negociados libremente sujetos a un tope maacuteximo Todo distribuidor independientemente de su volumen de compras seraacute considerado como un gran consumidor Los contratos de suministro de gas natural a grandes consumidores podraacuten pactarse por un plazo maacuteximo de 20 antildeos teacutermino que se contaraacute a partir de la fecha del inicio de la ejecucioacuten del respectivo contrato
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Ballenas - Barrancabermeja 272 0111
CARGOS MAacuteXIMOS
TRAMO CARGO POR CAPACIDAD (US$KPCD-Antildeo) CARGO POR USO US$KPC)
Neiva - Hobo 749 0228
CARGOS MAacuteXIMOS
141
VI DISTRIBUCIOacuteN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIacuteA
Los distribuidores permitiraacuten el acceso a las redes de tuberiacutea de su propiedad a cualquier productor comercializador o gran consumidor de gas combustible a cambio del pago de los cargos correspondientes La expansioacuten de los sistemas de distribucioacuten seraacute responsabilidad de las empresas que desarrollen esa actividad siempre que se ofrezcan realizar en condiciones competitivas o de miacutenimo costo Las empresas distribuidoras seraacuten remuneradas por los servicios que presten a los grandes consumidores por entrega de gas en las redes del distribuidor y por transporte por las redes del distribuidor Los distribuidores que realicen la actividad de comercializacioacuten en su aacuterea de servicio deberaacuten separar contablemente su actividad de distribucioacuten de la de comercializacioacuten de acuerdo con las regulaciones expedidas por la CREG La tarifa a los pequentildeos consumidores de gas natural es
Siendo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 para compras de gas natural en
troncal en el antildeo
= costo promedio maacuteximo unitario en $m3 de transporte en troncal en el antildeo
= cargo promedio maacuteximo unitario en $m3 permitido al distribuidor por uso de la red en el antildeo
= cargo o margen maacuteximo unitario en $m3 de comercializacioacuten en el antildeo
= factor de correccioacuten en $m3 en el antildeo (puede ser positivo o negativo) es igual a cero en el antildeo inicial
Anexo J Especificaciones Proyecto Termo San Fernando
Fuente Resolucioacuten 0728 de 6 de septiembre de 2012
Mediante la Resolucioacuten 0271 del 30 de abril de 2012 y acorde con lo regulado en la Ley 99 de 1993 el Decreto 2820 de 2010 y los Decretos 3573 y 3578 de 2011 y Resolucioacuten 877 del 7 de septiembre de 2000 el Ministerio autorizoacute la cesioacuten de derechos y obligaciones en relacioacuten con los campos Castilla y Chichimene de la empresa CHEVRON PETROLEUM COMPANY OF COLOMBIA
142
a la Empresa Colombiana de Petroacuteleos ECOPETROL actual ECOPETROL SA y asiacute mismo acogioacute el Plan de Manejo Ambiental - PMA que se veniacutea desarrollando
Mediante la Resolucioacuten 169 del 21 de febrero de 2001 el Ministerio otorgoacute licencia ambiental a la empresa ECOPETROL SA para los pozos de desarrollo Chichimene-18 y Castilla-26 incluyendo la construccioacuten de liacuteneas de flujo y viacuteas de acceso
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Fernando
El proyecto consiste en la instalacioacuten de un sistema de autogeneracioacuten de energiacutea estable para consumo y soporte del Bloque Cubarral y para el cual se presenta la infraestructura asociada
De acuerdo con la informacioacuten suministrada el aacuterea a ocupar por la central de generacioacuten es de aproximadamente 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Femando - VIT en la Vereda astenia del municipio de Castilla La Nueva en terrenos en los que actualmente se desarrollan actividades de ganaderiacutea y agricultura
Se considera viable la realizacioacuten de este proyecto aunque la empresa deberaacute presentar antes del inicio de las actividades un PMA especiacutefico en el que se presente toda la informacioacuten teacutecnica relativa a la construccioacuten de la central termoeleacutectrica incluyendo planos de disentildeo a escala evaluacioacuten de impactos especiacutefica para este proyecto requerimientos de agua que demanda el proyecto y la disposicioacuten final del agua residual medidas a tomar para evitar la afectacioacuten de la calidad del aire por el uso de diesel como combustible de respaldo durante la etapa productiva de la termoeleacutectrica
Vecina a la central termoeleacutectrica se ubicaraacute la subestacioacuten eleacutectrica San Femando en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica El proyecto contempla la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando la construccioacuten de cuatro liacuteneas de 115 KV asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos a 345 KV que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Es importante aclarar que la construccioacuten de la liacutenea de 230 KV proveniente de la subestacioacuten La Reforma y que tiene como destino la subestacioacuten San Femando se presentoacute ante esta autoridad como un Diagnoacutestico Ambiental de Alternativas y no hace parte de las solicitudes de este proyecto por tanto esta autoridad no se
143
manifestaraacute sobre este actividad El desarrollo de infraestructura eleacutectrica mediante la construccioacuten de las liacuteneas circuitos y redes de distribucioacuten de energiacutea al interior de los campos Castilla mdash Chichimene es una actividad viable de realizacioacuten aunque sus caracteriacutesticas deberaacuten estar acordes a la Resolucioacuten 18 1294 del 6 de agosto de 2008 del Ministerio de Minas y Energiacutea en donde se establece el Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Eleacutectricas (RETIE)
Generacioacuten de energiacutea eleacutectrica en campo Chichimene
Contempla la construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte considerable de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene Se pretende con este proyecto implementar estrategias para aprovechar el gas producido y tratado en los campos Castilla - Chichimene esta Autoridad no presenta objecioacuten en su desarrollo siempre y cuando las actividades se realicen en las coordenadas presentadas adicionalmente previo al inicio de actividades la empresa debe presentar un documento incluyendo la infraestructura a instalar un plano de disentildeo a escala y las actividades e impactos especiacuteficos de la realizacioacuten de cada uno de estos proyectos
Disentildeo construccioacuten y puesta en funcionamiento de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando subestacioacuten eleacutectrica San Fernando
Construccioacuten y operacioacuten de la central de generacioacuten termoeleacutectrica San Femando en un aacuterea maacutexima de 149 ha adyacentes a la estacioacuten de bombeo San Fernando mdash VIT
Construccioacuten y operacioacuten de la subestacioacuten eleacutectrica San Femando aledantildea a la central termoeleacutectrica en un aacuterea aproximada de 10 ha conformada por todos los equipos y dispositivos de transformacioacuten corte proteccioacuten y distribucioacuten de energiacutea eleacutectrica La autorizacioacuten incluye la ejecucioacuten de estudios y conexioacuten eleacutectrica de la subestacioacuten San Fernando asiacute como circuitos de alimentacioacuten en redes y anillos que llevan la energiacutea a cluacutester yo pozos partiendo de un centro de distribucioacuten yo maniobra distribuyendo la energiacutea en cada uno de ellos y luego retomando a su punto de partida
Aprovechamiento de gas para generacioacuten de energiacutea eleacutectrica campo Chichimene Construccioacuten y montaje de un sistema de generacioacuten de gas para abastecer la estacioacuten Chichimene a partir del mismo gas producido en el campo Chichimene
144
de manera que con la energiacutea producida mediante la implementacioacuten de este proyecto se supla una parte de la demanda energeacutetica de los equipos instalados en la estacioacuten Chichimene para lo cual se puede utilizar alguna de las siguientes alternativas
Caldera y turbina a vapor se instalaraacute una caldera con su respectiva turbina a vapor para generar 22 MW
Motores reciprocantes Tipo 1 (acepta CO2gt20) se requieren 11 motores reciprocantes de 31 MW cada uno con capacidad de generar electricidad sin necesidad de retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Motores reciprocantes Tipo 2 (no acepta CO2) se requieren 3 motores reciprocantes de 8 MW cada uno para generar electricidad Se requiere instalar una planta de endulzamiento para retirar el CO2 presente en la corriente de gas
Turbinas a gas se instalariacutea una turbina a gas de tipo aero derivativa para generacioacuten de 24 MW
Micro turbinas se requiere instalar 30 unidades de generacioacuten para la produccioacuten de 1 MW de energiacutea eleacutectrica
145
Anexo K Medicioacuten de impactos ambientales para el campo Chichimene
En la tabla 51 se muestran los diferentes factores de emisioacuten de carbono y CO2 para diversos combustibles en ella se muestra que el gas natural es el combustible que presenta menores emisiones de carbono y CO2
Tabla 51 Factores de emisioacuten por tipo de combustible
En la tabla 52 se muestra la cantidad de emisiones arrojadas a la atmoacutesfera con cada una de las alternativas planteadas (con el proceso de tratamiento de gas natural a condiciones CREG) y ademaacutes las arrojadas a la atmoacutesfera actualmente por la quema de gas en el campo Cabe resaltar que el impacto ambiental se evaluacutea de acuerdo a la cantidad de emisiones contaminantes la concentracioacuten de los contaminantes en un mismo lugar o en diferentes puntos y ademaacutes el tiempo que lleva esta praacutectica realizaacutendose Para el caso de quema de gas actual se considera alto debido a que las emisiones contaminantes incluyen ademaacutes de CO2 material particulado metano entre otros Por otra parte la quema se ha realizado durante varios antildeos todos los diacuteas al antildeo y se concentran en el mismo lugar del campo (tea) Asimismo se evaluaron las diferentes alternativas planteadas
FE de C FE de CO2
(kg GJ)a (kg GJ)b
Carboacuten Soacutelido 268 9453
Crudo Liacutequido 20 7328
Diesel Liacutequido 202 7401
Gasolina Liacutequido 189 6925
Kerosene Liacutequido 195 7145
Gas propano Gas 172 6302
GLP Gas
Gas natural Gas 153 5606
FACTORES DE EMISIOacuteN DE CARBONO Y CO2 POR
TIPO DE COMBUSTIBLE
a Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories Reference Manual IPCC Bracknell UK
b Calculado a partir de la ecuacioacuten estequiomeacutetrica C + O2 -gt CO2
Combustible Estado
146
Tabla 52 Emisioacuten de contaminantes del gas natural campo Chichimene
CONTAMINANTE FE Quema de gas Venta de gas Teacutermica GNC Calentamiento Crudo Peak Shaving
LbMMpc Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo Kgr antildeo
CO2 120000 11547273 9954545 9954545 9954545 9954545 9954545
NO2 22 - 183 183 183 183 183
PM 76 731 630 630 630 630 630
SO2 06 -
TOC 11 1059
Metano 23 221
VOC 55 529
1 (tea) 25000 hogares 1 (centra l )25000
hogares
Seguacuten nodos de
ca lentamiento (cerca a
4)
25000 hogares
ALTO BAJO MEDIO BAJO BAJO BAJO
El impacto de la a l ternativa se ca l i fica de acuerdo a la emis ioacuten de contaminantes como tambieacuten midiendo la concentracioacuten
de estos en un mismo lugar Para el caso de la quema de gas toda la contaminacioacuten se concentra en el mismo s i tio
PUNTOS DE DISPERSIOacuteN
CONTAMINANTE
IMPACTO AMBIENTAL
FEFactores de emis ioacuten para gas natura l Emis ioacuten de gases contaminantes= FE x Volumen de gas
TOC Total Organic Compounds
VOC Volati le Organic Compounds
PM Particule Materia l
Gas s in tratar se asume igual a GLP y su reaccioacuten es incompleta
EMISIOacuteN DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL CAMPO CHICHIMENE AL ANtildeO BASE DE CAacuteLCULO 05
MMSCFD
Gas tratado combustioacuten completa
147
Anexo L Liacutenea base de gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
Tabla 53 Base de caacutelculo en gas de recoleccioacuten del campo Chichimene
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos no aprovechados MUS$ -788 -2047 -3593 -4718 -4811 -4906 -5002 -5101 -5201 -5304
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 300 309 318 328 338 348 358 369 380 391
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 22 23 23 24 25 26 26 27 28 29
- Costos Mantenimiento General MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 219 246
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 20 21 21 22 23 23 24 25 25 26
- Costo permisos ambientales MUS$ 100 103 106 109 113 116 119 123 127 130
Flujo de Caja Libre MUS$ -810 -2070 -3616 -4742 -4836 -4931 -5029 -5128 -5229 -5333
Antildeos 10 20
VNA MUS$ -22189 -34161
TIR ND ND
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos no aprovechados MUS$ -5408 -5515 -5623 -5734 -5847 -5962 -6080 -6200 -6322 -6446
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 403 415 428 441 454 467 481 496 511 526
- Costos Operacioacuten mantenimiento tea MUS$ 30 30 31 32 33 34 35 36 37 39
- Costos Mantenimiento General MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
- Costos Mantenimiento Mayor MUS$ 277 312 351
- Costos Monitoreo y control emisiones MUS$ 27 28 29 29 30 31 32 33 34 35
- Costo permisos ambientales MUS$ 134 138 143 147 151 156 160 165 170 175
Flujo de Caja Libre MUS$ -5438 -5545 -5655 -5767 -5880 -5997 -6115 -6236 -6359 -6485
LINEA BASE GAS DE RECOLECCION DEL CAMPO CHICHIMENE
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
148
Anexo M Flujo de caja para planta de tratamiento de gas
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
16930513 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693051 US$antildeo
6000000 US$
120000 US$antildeo
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto 20 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
Pronoacutesticos de volumen gas libre del
Campo Seguacuten Ecopetrol
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 3)
149
Tabla 53 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento de gas (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
150
Anexo N Flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
Tabla 55 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
1081 MSCFD
16930520 US$
1145000 US$
6000000 US$
900000 US$
435851 US$
Inversioacuten sistema respaldo por falla planta calentamiento 575000 US$
229000 US$antildeo
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
35000 BFPD
Volumen de nafta inyectado al 17 de dilucioacuten en crudo 5950 BFPD
Ahorro de Volumen de nafta inyectado 20
3000 m
012 US$KWe
3
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10
MMSCFD los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Tramo de tuberiacutea produccioacuten planta Calentamiento a planta Tratamiento
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 5)
Iacutendice de Precios al Consumidor
Nota 4 Es te es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en EcopetrolNota 1 No incluye tari fa de comercia l i zacioacuten transporte ni dis tribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de ca lentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg
Tota l 6 Km
Nota 3 Es tos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO amp
CALENTAMIENTO
Inversioacuten revestimiento troncal de 16 pulg
Volumen de fluidos a calentar (32200 BOPD crudo y 2800 BWPD agua)
Costo Unitario de Tratamiento Gas
(nota 4)
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta calentamiento (nota 3)
Mantenimiento planta calentamiento 20 inversioacuten
Volumen gas libre del Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccioacuten gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta calentamiento Ver tabla
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Calentamiento
Inversioacuten gasoducto para venta
151
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 544
CONCEPTO UNIDAD
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GASFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas tratamiento mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
152
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 29838 30733 31655 32605 33583 34591 35629 36697 37798 38932
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 3777 3891 4007 4128 4251 4379 4510 4646 4785 4929
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 26061 26843 27648 28478 29332 30212 31118 32052 33013 34004
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 3050 3141 3236 3333 3433 3536 3642 3751 3863 3979
- Costo compra gas MUS$ 2510 2585 2663 2743 2825 2910 2997 3087 3180 3275
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 229 236 243 250 258 265 273 282 290 299
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 131 135 139 143 147 152 156 161 166 171
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 180 1854 190962 19669086 2025915858 208669333 214929413 221377296 228018615 234859173
Flujo de Caja Libre US$ 26788 27592 28420 29273 30151 31055 31987 32946 33935 34953
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 172537 254901
TIR 880 880
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 01
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 40100 41303 42542 43819 45133 46487 47882 49318 50798 52322
Ingresos ahorro energiacutea MUS$ 5076 5229 5386 5547 5714 5885 6061 6243 6431 6624
Ahorro x longitud y volumen MWmbbl 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905 30905
Costo energiacutea US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
Ingresos ahorro NAFTA MUS$ 35024 36075 37157 38271 39420 40602 41820 43075 44367 45698
Ahorro en volumen en un 20 MBblantildeo 434 434 434 434 434 434 434 434 434 434
Costo nafta (se compra nafta y se vende como
crudo)(130-70=60US$)US$Bbl 81 83 86 88 91 93 96 99 102 105
- Costo proceso de calentamiento MUS$ 4099 4222 4348 4479 4613 4752 4894 5041 5192 5348
- Costo compra gas MUS$ 3373 3475 3579 3686 3797 3911 4028 4149 4273 4401
- Mantenimiento Planta calentamiento MUS$antildeo 308 317 326 336 346 357 367 379 390 402
- Mantenimiento tuberiacutea revestida - 30 inversioacuten MUS$antildeo 176 181 186 192 198 204 210 216 223 229
- Costo mantenimiento gasoducto entre plantas MUS$ 241904948 249162097 25663696 264336068 27226615 280434135 288847159 297512574 306437951 31563109
Flujo de Caja Libre US$ 36001 37082 38194 39340 40520 41736 42988 44277 45606 46974
CALENTAMIENTO DE CRUDO SISTEMA DE RECOLECCION
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
153
Tabla 54 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y calentamiento (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 31357 35073 39273 42607 43782 44991 46233 47511 48825 50176
- Costos totales MUS$ 5716 5707 6102 6233 6412 6596 6786 6981 7182 7388
Flujo de Caja Libre MUS$ 25640 29366 33171 36374 37370 38395 39448 40530 41644 42788
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 178865 278532
TIR 110 110
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 10
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 51566 52995 54464 55975 57529 59127 60771 62461 64200 65988
- Costos totales MUS$ 7601 7819 8045 8276 8515 8760 9013 9273 9541 9816
Flujo de Caja Libre MUS$ 43965 45175 46419 47699 49014 50367 51758 53188 54659 56172
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA CALENTAMIENTO DE CRUDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
154
Tabla 56 Costo de aislamiento teacutermico de la liacutenea troncal de 16 pulgadas
Tabla 57 Sistema de respaldo por falla en la planta de calentamiento
Longitud tuberiacutea revestida - m 3000
Diaacutemetro tuberiacutea - pulgada 16
Aacuterea a revestir - m2 1557
Costo de manta en fibra de vidrio - 40 US$m2 62264
Costo de fibra de vidrio para envolver - 30 US$m2 46698
Costo de instalacioacuten - m2 326888
Total - US$ 435851
Coeficiente conductividad (003 WmdegK) Densidad de 23 Kgm2 Rango Temp -120 a 400 degC
Tensioacuten a la roptura igual a 4300 N
Costo aislamiento teacutermico liacutenea troncal de 16 pulgada
Equipos Vol Bbls Costo - US$Tanque de almacenamiento de fluidos con capacidad para 8
horas de parada11667 300000
Tanque almacenamiento de nafta dilucion de 25 para 8
hora de parada2917 75000
Sistema inteligente para desviar fluidos a tanques 50000
Accesorios valvulas bombas equipos 150000
575000
Sistema respaldo por falla en la planta de calentamiento
Total - US$
155
Anexo O Flujo de caja para planta teacutermica
Tabla 58 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 US$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
4000 MSCFD
16930520 US$
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
25052100 US$
6000000 US$
750000 US$
2505210 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
232 MWe
012 US$KWe
3
20 antildeos
111 anual
1800 $US$
Mantenimiento planta teacutermica 10 inversioacuten
Mantenimiento gasoducto 40 km 2 inversioacuten
Capacidad Generacioacuten Teacutermica
Costo compra energiacutea (220$KW) (nota 4)
Volumen gas libre del Campo
Declinacioacuten produccioacuten gas
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta Teacutermica
Inversioacuten gasoducto para CompraVenta de gas tipo CREG
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas
Costo produccioacuten de gas asociado
Gas requerido por la teacutermica 232 MWh
Costo Unitario de Tratamiento Gas (nota 3)
Inversioacuten gasoducto teacutermica a planta tratamiento 05 Km 3 pulg
BASE DE CALCULO PLANTA TERMICA
Mantenimiento gasoducto 05 km 2 inversioacuten
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
Iacutendice de Precios al Consumidor
Depreciacioacuten Liacutenea recta
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD
los demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
156
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCFA 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 2547 2442 2739 2769 2844 2922 3001 3082 3166 3252
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 1744 1796 1850 1906 1963 2022 2082 2145 2209
Flujo de Caja Libre MUS$ -1028 1897 4878 7233 7355 7478 7604 7731 7861 7992
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 13115 30787
TIR 22 26
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 454
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCFA 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas y Tratamiento MUS$ 3341 3432 3525 3621 3720 3822 3926 4034 4144 4258
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 2275 2344 2414 2486 2561 2638 2717 2798 2882 2969
Flujo de Caja Libre MUS$ 8125 8260 8396 8535 8676 8818 8963 9109 9258 9408
FLUJO DE CAJA - MUS$
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDAD
157
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Ingresos venta energiacutea MUS$ 24839 25585 26352 27143 27957 28796 29660 30549 31466 32410
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 012 013 013 013 014 014 015 015 015 016
- Costo produccioacuten MUS$ 11911 12268 12636 13015 13406 13808 14222 14649 15088 15541
- Costo compra gas MUS$ 9286 9564 9851 10147 10451 10765 11087 11420 11763 12116
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 2505 2580 2658 2738 2820 2904 2991 3081 3174 3269
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 120 124 127 131 135 139 143 148 152 157
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 15 15 16 16 17 17 18 18 19 20
Flujo de Caja Libre US$ 12929 13317 13716 14127 14551 14988 15437 15901 16378 16869
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 52942 92693
TIR 42 44
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 240
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Ingresos venta energiacutea MUS$ 33382 34384 35415 36478 37572 38699 39860 41056 42288 43556
Produccion energiacutea MWantildeo 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232 203232
Costo Venta US$KWh 016 017 017 018 018 019 020 020 021 021
- Costo produccioacuten MUS$ 16007 16487 16982 17491 18016 18557 19113 19687 20277 20886
- Costo compra gas MUS$ 12479 12853 13239 13636 14045 14467 14901 15348 15808 16282
- Mantenimiento Teacutermica MUS$antildeo 3367 3468 3572 3679 3789 3903 4020 4141 4265 4393
- Mantenimiento Gasoducto 40 Km MUS$antildeo 161 166 171 176 182 187 193 198 204 210
- Mantenimiento Gasoducto 05 Km MUS$antildeo 20 21 21 22 23 23 24 25 26 26
Flujo de Caja Libre US$ 17375 17896 18433 18986 19556 20142 20747 21369 22010 22670
PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
158
Tabla 57 Base de caacutelculo para tratamiento de gas y planta teacutermica (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 26358 29924 33970 37145 38156 39196 40265 41363 42493 43654
- Costos totales MUS$ 14457 14710 15376 15785 16250 16729 17223 17731 18254 18793
Flujo de Caja Libre MUS$ 11900 15214 18594 21360 21906 22466 23042 23632 24238 24861
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 66058 123869
TIR 34 37
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 314
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 44848 46075 47337 48634 49968 51339 52749 54199 55690 57222
- Costos totales MUS$ 19348 19919 20507 21113 21736 22379 23040 23721 24422 21953
Flujo de Caja Libre MUS$ 25500 26156 26830 27521 28232 28961 29710 30478 31268 35269
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GENERACION ELECTRICA DE 232 Mwe
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
159
Anexo P Flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
Tabla 59 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC
2014 654 MSCFD
2015 1815 MSCFD
2016 3093 MSCFD
2017 3943 MSCFD
1 anual
60 us$MMBTU
106 MMBTUMSCF
654 MMPCD 2873 US$MMBTU
1815 MMPCD 0809 US$MMBTU
3093 MMPCD 0676 US$MMBTU
3943 MMPCD 0512 US$MMBTU
05 US$MMBTU
500 MSCFD
16930520 US$
2314872 US$
6000000 US$
150000 US$
0122 US$Km - Ton
100 Km
Mantenimiento General Planta Tratamiento 10 inversioacuten 1693052 US$antildeo
120000 US$antildeo
15000 US$antildeo
3
111 anual
1800 $US$
BASE DE CALCULO PARA ANALISIS DE FLUJO DE CAJA PLANTA TRATAMIENTO ampGAS
COMPRIMIDO
Volumen gas libre del
Campo
Porcentaje de declinacioacuten produccion gas seguacuten Ecopetrol
Costo Venta Compra gas tipo CREG (nota 1)
Poder caloriacutefico gas promedio
Costo Unitario de
Tratamiento Gas (nota 4)
Costo produccioacuten de gas asociado seguacuten Ecopetrol
Gas requerido planta GNC
Inversioacuten Planta de Tratamiento (nota 2)
Inversioacuten Planta de Gas Comprimido
Inversioacuten gasoducto para venta
Inversioacuten gasoducto entre planta tratamiento y planta GNC (nota 3)
Costo transporte gas por carretera seguacuten CREG
Mantenimiento gasoducto venta de gas
Distribucioacuten Planta a Municipio-promedio
Mantenimiento gasoducto planta tratamiento a planta GNC 10 inversioacuten
Iacutendice de Precios al Consumidor
Tasa descuento para proyectos en Ecopetrol
TRM para proyectos en Ecopetrol
Nota 1 No incluye tarifa de comercializacioacuten transporte ni distribucioacuten es decir se compra y vende a precios en boca de pozo
Nota 2 Las torres de absorcioacuten refrigeracioacuten separacioacuten se disentildearon para una planta de tratamiento hasta una capacidad maacutexima de 10 MMSCFD los
demaacutes equipos como bombas compresores para una capacidad maacutexima de 5 MMSCFD
Nota 3 Gasoducto entre plantas de tratamiento de gas y planta de calentamiento de crudo 3 Km de longitud de ida y 3 Km de regreso en 3 pulg Total 6 Km
Nota 3 Estos costos se interpolaron de la curva de costos unitarios seguacuten ASPEN Ver tabla
Nota 4 Este es el precio del KWh que compra actualmente el campo
160
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos venta gas MUS$ 1518 4340 7617 10002 10199 10400 10605 10814 11027 11244
Volumen gas MMSCF 239 662 1129 1439 1425 1411 1396 1382 1369 1355
Precio US$MMBTU 600 618 637 656 675 696 716 738 760 783
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 2667 2566 2867 2900 2979 3061 3144 3230 3318 3409
- Costos Tratamiento MUS$ 727 568 809 781 796 812 828 844 861 878
Costo unitario US$MMBTU 287 081 068 051 053 054 056 058 059 061
- Costo Gas MUS$ 127 130 134 138 142 147 151 156 160 165
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 120 12360 12731 13113 13506 13911 14329 14758 15201 15657
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 1693 174384 179616 185004 190554 196271 202159 208224 214471 220905
Flujo de Caja Libre MUS$ -1148 1774 4751 7102 7220 7339 7461 7584 7709 7835
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 6329 23632
TIR 16 21
RETORNO INVERSION Antildeos 544
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos venta gas MUS$ 11466 11691 11922 12157 12396 12640 12889 13143 13402 13666
Volumen gas MMSCF 1341 1328 1315 1302 1289 1276 1263 1250 1238 1225
Precio US$MMBTU 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
- Costos Gas Tratamiento Mantenimiento MUS$ 3502 3598 3696 3798 3902 4009 4119 4232 4349 4468
- Costos Tratamiento MUS$ 895 913 931 949 968 987 1007 1026 1047 1067
Costo unitario US$MMBTU 063 065 067 069 071 073 075 077 080 082
- Costo Gas MUS$ 170 175 180 186 191 197 203 209 215 222
- Costo mantenimiento gasoducto MUS$ 16127 16611 17109 17622 18151 18696 19256 19834 20429 21042
- Costo mantenimiento planta gas MUS$ 227532 234358 241389 248630 256089 263772 271685 279836 288231 296878
Flujo de Caja Libre MUS$ 7964 8094 8225 8359 8494 8631 8770 8911 9054 9198
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
161
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 3095 3188 3284 3382 3484 3588 3696 3807 3921 4039
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 16 1648 1697 1748 1801 1855 1910 1968 2027 2088
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2231 2298 2367 2438 2578 2586 2664 2744 2826 2989
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 276 285 293 302 378 320 330 340 350 439
Consumo energiacutea MUS$ 216 22280 22948 23636 24345 25076 25828 26603 27401 28223
Mantenimiento menor MUS$ 60 6174 6360 6550 6747 6949 7158 7372 7594 7821
Mantenimiento mayor MUS$ 67 78
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 17 18 18 19 19 20 20 21 22 22
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 17 1767 1820 1874 1931 1989 2048 2110 2173 2238
Costo compra de gas MUS$ 1161 1196 1231 1268 1306 1346 1386 1428 1470 1514
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 60 618 637 656 675 696 716 738 760 783
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 15 1545 1591 1639 1688 1739 1791 1845 1900 1957
Costo Transporte MUS$ 762 785 808 832 857 883 910 937 965 994
Flujo de Caja Libre US$ 864 890 917 945 905 1002 1032 1063 1095 1050
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 3134 5760
TIR 36 38
RETORNO INVERSIOacuteN Antildeos 277
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 4160 4284 4413 4545 4682 4822 4967 5116 5269 5427
Volumen de gas MMSCF 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio (23 de utilidadcostos operacioacuten) US$MMBTU 2150 2215 2281 2350 2420 2493 2568 2645 2724 2806
- Costo Operacioacuten transporte y mantenimiento MUS$ 2998 3088 3181 3276 3465 3476 3580 3687 3798 4017
Costo Aacuterea Compresioacuten MUS$ 371 382 394 406 509 430 443 457 470 590
Consumo energiacutea MUS$ 29070 29942 30840 31765 32718 33700 34711 35752 36825 37929
Mantenimiento menor MUS$ 8056 8298 8547 8803 9067 9339 9619 9908 10205 10511
Mantenimiento mayor MUS$ 91 105
Costo Aacuterea Almacenamiento MUS$ 23 24 24 25 26 27 28 28 29 30
Costo administracioacuten operacioacuten y mantenimiento MUS$ 2305 2375 2446 2519 2595 2673 2753 2835 2920 3008
Costo compra de gas MUS$ 1560 1607 1655 1705 1756 1808 1863 1918 1976 2035
Volumen gas MMpc 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183
Precio US$MMbtu 806 831 855 881 908 935 963 992 1021 1052
Costo Mantenimiento gaseoducto (10 inversioacuten) MUS$ 2016 2076 2139 2203 2269 2337 2407 2479 2554 2630
Costo Transporte MUS$ 1024 1054 1086 1119 1152 1187 1222 1259 1297 1336
Flujo de Caja Libre US$ 1162 1197 1232 1269 1217 1347 1387 1429 1472 1411
PLANTA DE GAS NATURAL COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
162
Tabla 58 Base de caacutelculo para anaacutelisis de flujo de caja para planta de tratamiento y GNC (Continuacioacuten)
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Ingresos totales MUS$ 4613 7528 10901 13384 13683 13988 14301 14620 14948 15283
- Costos totales MUS$ 4897 4864 5233 5338 5558 5647 5808 5973 6144 6398
Flujo de Caja Libre MUS$ -284 2664 5668 8046 8125 8341 8493 8647 8804 8885
Antildeos 10 20
VNA MUS$ 9463 29392
TIR 17 22
RETORNO INVERSION Antildeos 502
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Ingresos totales MUS$ 15625 15976 16335 16702 17078 17463 17856 18259 18672 19094
- Costos totales MUS$ 6500 6686 6877 7074 7367 7484 7699 7919 8146 8485
Flujo de Caja Libre MUS$ 9125 9290 9458 9628 9711 9978 10157 10340 10525 10609
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL GAS MAS PLANTA GAS COMPRIMIDO
CONCEPTO UNIDADFLUJO DE CAJA - MUS$
163
