informe final gtl completo
TRANSCRIPT
CAPITULO 1
RESUMEN EJECUTIVO
El gas natural posee un gran potencial por las grandes reservas que existen a nivel mundial en
la actualidad, puesto que es una fuente de energía más limpia que el petróleo pero, con la
desventaja que requiere de altos costos para su transporte. Sabemos de la composición de
apreciable de propano, butano e isobutano en el gas natural de Camisea además somos
conscientes que en la planta de Pisco solo se vende dichas materias primas primordialmente
para fines de exportación o combustible, pero también sabemos que es necesario dar un
proceso adicional y así un valor agregado a esta materia prima. Es por ello que viendo los
considerables volúmenes de propano y butano que disponemos decidimos plantear un
proyecto orientado a la producción de sus derivados los cuales tengan un mayor valor
aplicativo y comercial, sumado a la necesidad de que sean de apreciable demanda y utilidad
múltiple en el mercado interno y vecino. Considerando estos criterios y luego de realizar un
análisis de comparación exhaustivo entre procesos hemos optado por aplicar el proceso Cyclar
de BP-UOP, mediante el cual podemos producir benceno, tolueno y xileno (BTX) a partir de
propano y butano. Mediante este trabajo se pretende, conocer más a fondo el proceso Cyclar,
presentando en primera instancia un análisis de las diferentes etapas del proceso Fischer-
Tropsch, luego el estado actual de la tecnología, posteriormente los costos de inversión y
condiciones necesarias para que un proyecto de este tipo se pueda llevar a cabo; y por último,
un análisis de la aplicabilidad o proyección de la tecnología en nuestro país. Basados en
estudios recientes se observa que esta tecnología se encuentra en aplicación en la planta de
Sabic en Arabia Saudita y en la refinería en Grangemouth en Escocia. Incentivados
principalmente por los bajos costos del gas y altos volúmenes de exportación. Los
componentes del gas natural, mediante este proceso, marcan una tendencia a convirtiéndose
gradualmente en las principales fuentes para la obtención de BTX, por las características que
demuestra este proceso, su flexibilidad en materias primas y productos.
CAPITULO 2
DEFINICIÓN DEL
PROYECTO
2.1 Proyecto Cyclar para Producir BTX
La ventaja del proceso BTX radica en obtener benceno, tolueno, xileno a partir de propano y
butano. Se puede apreciar que esta alternativa permitiría producir BTX que en la actualidad
son importados, permitiría cubrir la demanda insatisfecha de estos productos, de modo que se
evite su importación y más al contrario se podrían generar divisas con una posible exportación
de éstos a los mercados vecinos.
El presente proyecto realiza un estudio detallado de la tecnología Cyclar, de manera que se
muestren las ventajas y beneficios resultantes de la implementación de una Planta de Cyclar
en el Perú. Consistirá en la generación de BTX, como productos primordial e Hidrogeno
como subproducto. El trabajo que se desarrolla en estas dos etapas está enfocado a
procesos convencionales (mediana escala).
2.2 Naturaleza
El departamento del Cusco posee un vasto recurso de gas natural (Camisea) y además ya tiene
la facilidad de transportar este gas natural desde el yacimiento de Camisea hacia la costa
peruana vía el gaseoducto y ya luego se facilita la distribución local así como la probable
distribución hacia los mercados mundiales. El yacimiento de Camisea contiene la proporción
más grande de gas natural en el país y su cantidad está disponible para los requerimientos de
energía del país.
Además dicho gas, sirve para otros usos posibles entre los que se encuentra la conversión de
gas a productos combustibles o petroquímicos. Por éste motivo, el proyecto Cyclar tomará
como fuente de recursos, el Gas Natural procedente de los yacimientos de Camisea para
abastecer una Planta Cyclar de 46 MMTA.
2.3 Ubicación
El presente proyecto desarrollará en las páginas siguientes y a mayor detalle los motivos por
los cuales se decidió la ubicación de la Planta Cyclar en el Matarani, departamento de Ica.
Considerada una posición estratégica por la cercanía con la Planta de Fraccionamiento de
Líquidos del Gas Natural ubicada en la misma region. Generando a su vez, beneficios sociales
como la creación de empleos, mayores oportunidades de trabajo directas e indirectas y
la existencia una reactivación económica en beneficio de la población, en su mayoría en
regiones alejadas de los centros urbanos.
2.4 Unidad Ejecutora
El desarrollo del presente proyecto es realizado por un grupo de 13 alumnos del curso de
Proyectos de Inversión de la Universidad Nacional de Ingeniería, como proyecto de fin de
ciclo. Contando a su vez con la asesoría y dirección del profesor del curso, Ing. Dante Pissani
Castro.
4
2.5 Concepción del Problema
El problema esencial es el desabastecimiento cuantitativo de BTX en el mercado nacional. Las
altas demandas de dichos productos, la condición del Perú como país deficitario en la
producción de BTX, los altos precios de los productos de este proceso con relación al de la
materia prima a nivel mundial motivan impulsar este proyecto; así como el deseo de obtener
productos petroquímicos básicos para emplearlos en la posterior elaboración de derivados, se
convierten en los motivos principales de la concepción del presente proyecto.
2.6 Objetivos del Proyecto
El proyecto pretende atenuar la importación de BTX, considerando que es de suma
importancia la implementación de una planta de procesamiento de los componentes del gas
natural que pueda contrarrestar la escasez de estos productos en el país y en el mercado de los
países vecinos.
2.7 Objetivos del Estudio
El objetivo del presente trabajo es el de incorporar una nueva información relacionada con la
tecnología Cyclar y su evolución económica en un posible proyecto en nuestro país, además
se tiene como objetivo observar el desarrollo y ubicación de un proyecto de la planta de
Cyclar. Hace poco la información relacionada a los proyectos de Cyclar no se encontraba a
disposición en grandes cantidades, pero con el pasar del tiempo y el desarrollo de nuevas
tecnologías competidoras, nueva información relacionada a este tipo de transformación fue
publicada y parece mejorar la viabilidad de los proyectos Cyclar para el mercado del gas. El
presente trabajo incorpora información sobre la tecnología Cyclar y enfoca más a detalle el
impacto de establecer una planta Cyclar , así como su viabilidad económica. Dichos objetivos
pueden resumirse en tres:
a) Evaluar las ventajas y desventajas de construir una planta de Cyclar en nuestro país,
así como desarrollar un estudio de mercado y de viabilidad para dicha planta.
b) Evaluar el impacto económico potencial del establecimiento de una tecnología Cyclar
en nuestro país, además aprovechar la experiencia y mejoras tecnológicas de proyectos
anteriores.
c) Aplicar los avances técnicos de la tecnología Cyclar para determinar los efectos que
esta nueva tecnología y su conocimiento tienen en la economía de un proyecto
empleando Cyclar.
Para lograr estos objetivos se hicieron los respectivos estudios: de mercado, de factibilidad, de
viabilidad económica, etc. con lo cual finalmente se llega a un acuerdo sobre la conveniencia
de la instalación de una planta en nuestro país.
CAPITULO 3
ESTUDIO DE MERCADO
3.1 Antecedentes
Uno de los grandes problemas del Perú es su alta dependencia hacia el consumo de tolueno. El Perú no puede auto-abastecerse de este producto petroquímico basico y requiere importarlo en cantidades de alrededor de los 661.12 toneladas por año para satisfacer la demanda
nacional, lo que ha generado que nuestro país presente un déficit en el valor de los BTX por un monto de US$ 28612875000 por año.
El proceso de GLP a BTX ha sido estudiado desde la última década del siglo pasado, BP-
UOP desarrollaron un proceso industrial mediante el cual producían BTX a partir del
conversión de GLP. Este proceso, producción de BTX, tiene diferentes patentes en el ámbito
mundial utilizando otras tecnologías como: RCC AROMIZING PROCESS, RCC
PLATFORMING PROCESS, ADVANCED PYGAS UPGRADING (APU), GT – BTX
PLUS. Para dar una visión global de lo que detallaremos del proceso debemos de saber que
consiste de una sección de reactores, una sección de regeneración continua del catalizador y
una sección de recuperación de los productos en la que también se separa el subproducto
hidrogeno con 95% de pureza.
3.2 Disponibilidad de la Materia Prima
En base al siguiente estudio de mercado y las cifras mostradas anteriormente, se establecerán
los campos que tienen reservas suficientes para justificar el uso de la tecnología Cyclar como
una alternativa para desarrollar económicamente los recursos existentes de gas natural en el
Perú.
7
Reservas Probadas y Proyectadas de Gas Natural
El Perú posee dieciocho (18) cuencas sedimentarias con potencial hidrocarburífero. Las
reservas probadas de gas natural son de 11,9 TCF y las reservas probables o más posibles se
estiman en 18,5 TCF (al 31 de dic de 2005).
Teniendo en cuenta este elevado potencial de gas natural y la actividad exploratoria que se
llevará a cabo en nuestro país se espera que en el año 2010 se puedan certificar 3 TCF como
nuevas reservas probadas y que en el año 2016 éstas lleguen a ser de 9 TCF.
Considerando las reducciones correspondientes a la producción anual en los yacimientos en
producción: Camisea, Aguaytía y Noroeste, se espera que las reservas probadas de gas
natural, se incrementaran de 11,7 TCF en el año 2007 hasta 16,9 TCF en el año 2016. La
magnitud de los yacimientos coloca a Camisea en la categoría de grandes yacimientos
mundiales (más de 5TCF) y lo hace el proveedor natural de materia prima para una planta
GTL.
El siguiente cuadro muestra el total de reservas probadas de Gas Natural en nuestro país, para
el rango de años desde el 2007 hasta el 2016, siendo los estimados favorables para la
realización del proyecto:
Reservas Probadas de Gas Natural (1)
(1)Estimado DGH al final del año (31 de diciembre).(2)Comprende las reservas probadas del Lote 88 (Camisea) y del Lote 56 (Pagoreni)(3)Se considera que se tendrá un descubrimiento de 3 TCF de Gas Natural en año 2010 con un crecimiento de 0,5 TCF por añoFUENTE: PLAN REFERENCIAL DE HIDROCARBUROS 2007 - 2016.
8
Reservas Probadas y Probables de Gas Natural
FUENTE: DGH
3.3 Análisis de la Demanda
3.3.1 Déficit Actual de Diesel en Perú
El Perú actualmente es un país deficitario en Diesel. Se espera que el crecimiento del déficit
se atenúe por el ingreso del gas natural en los sectores eléctrico e industrial en lugares donde
llegue el suministro de este combustible. Asimismo, se espera que el parque automotor se
renueve con unidades a GLP o GNV (Gas Natural Vehicular). Se prevé que para el año 2007
se tendrá un déficit de 9,8 MBPD y en el año 2016 el déficit será de 11,7 MBPD.
Cabe indicar que el ingreso del Biodiesel a partir del año 2009 disminuirá las importaciones
en un volumen del 2% al 5% del consumo nacional, es decir en volúmenes del orden de 3,4
MBPD en promedio.
Según esta proyección al año 2015, en Perú la demanda insatisfecha de Diesel sólo en el sur
de Perú ascenderá a 8,500 Mbbl/año. Si consideramos igualmente unidades de producción
diaria en barriles por día (BPD); la demanda insatisfecha del sur del Perú asciende a 23,000
BPD.
Así, asumiendo que se puede cubrir como mínimo el 50% de la demanda insatisfecha de este
mercado objetivo conjunto, se requeriría de 17,000 BPD de producción de Diesel, es decir
una capacidad total mínima de 24,000 BPD de productos GTL como mínimo al 2015.
9
En Sudáfrica, la planta de Mossgas (1992) tiene una capacidad de 30,000 BPD, y actualmente
se esta construyendo una planta en Qatar de Shell (2004) con una capacidad de 140,000 BPD;
Sin embargo Shell menciona como capacidad óptima superior a 50,000 BPD en cuyo caso,
una unidad comercial rentable esta por encima de los 30,000 BPD, ejemplos de esto es el caso
de Sasol en Sudáfrica que en tres trenes de desarrollo consiguió una capacidad de 175,000
BPD de productos GTL.
FUENTE: INGEPET 2005
FUENTE: INGEPET 2005
10
3.3.2 Demanda Nacional de Diesel
El Diesel 2 es el combustible que más se consume en el país y ha venido siendo utilizado
principalmente en el transporte, la industria y la generación eléctrica. Su consumo se
incrementó en el periodo 1996 – 1999, registrándose los mayores consumos en los años 1998
y 1999 debido al aumento de la flota automotor a Diesel que optó por este combustible por su
mayor eficiencia y menor precio respecto a la gasolina y también porque en estos años secos
(por ausencia de lluvias), el Diesel fue utilizado en volúmenes importantes en la generación
eléctrica. En el periodo 2000 – 2002 la demanda de Diesel 2 disminuyó en un promedio de
5,4% por que el comercio informal comenzó a adulterarlo y a sustituirlo con Kerosene. Entre
los años 2003 y 2004 su demanda se recuperó en un promedio de 13,8%, pasando de 49,2
MBPD de consumo en el año 2002 a 54,2 MBPD en el año 2003 y a 63,7 MBPD en el año
2004, esto debido a que se corrigió el desnivel de impuestos entre el Diesel y el Kerosene y al
incremento de la generación eléctrica con Diesel, situación que cambió radicalmente a partir
del inicio de la operación comercial de Camisea en Agosto de 2004. En el año 2005 la
demanda de Diesel fue del orden de 58,6 MBPD, lo que representó una disminución de 8 %
respecto a la demanda del año 2004. En el año 2006 la demanda de Diesel fue del orden de
59,6 MBPD, lo que representa un ligero incremento de 1,7 % respecto a la demanda promedio
del año anterior.
El crecimiento de la economía nacional y especialmente de la producción manufacturera y los
servicios explican este crecimiento en las ventas de Diesel a pesar de su creciente
desplazamiento por el gas natural de Camisea.
FUENTE: MINEM
11
3.3.3 Consumo Interno de Diesel
El Diesel continuará siendo el combustible de mayor demanda en el período de estudio; se
estima que su consumo se incrementará anualmente en 2,1 %, desde 60,7 MBPD en el año
2007 hasta 73,6 MBPD en el año 2016. Este incremento se debe principalmente al
crecimiento económico del país y a su alto consumo en el transporte y maquinaria pesada. Es
preciso indicar que si bien los sectores eléctrico e industrial, se orientarán al uso del gas
natural, este combustible difícilmente sustituirá al Diesel 2 en el transporte y en la maquinaria
pesada. Asimismo la demanda estimada incluye el volumen de Biodiesel en un 2 % a partir
del año 2009 y en un 5 % a partir del año 2011 de acuerdo a lo dispuesto en el D.S 021.2007
“Reglamento para la comercialización de Biocombustibles”.
FUENTE: PLAN REFERENCIAL DE HIDROCARBUROS 2007-1016
12
FUENTE: PLAN REFERENCIAL DE HIDROCARBUROS 2007-1016
3.3.4 Demanda Internacional de Diesel (Mercado Externo)
Chile
Chile es un país con escasos recursos energéticos, desde 1997 importa gas natural de
Argentina lo cual ha reducido sus niveles de producción de fuentes primarias. Desde 1991 los
niveles de producción de petróleo y carbón mineral se han venido reduciendo y
principalmente desde 1997 se redujo también la explotación de gas natural.
Los menores niveles de producción interna han sido compensados con incrementos en los
volúmenes de importación de estos productos.
13
La reducción en la explotación de gas natural y petróleo se explica por la escasez de reservas.
A su vez, en el caso del gas natural el transporte desde la reserva en la zona de Magallanes (al
sur del país) a los centros de consumo alejados, como la ciudad de Santiago, se hace
económicamente inviable.
De la oferta de petróleo en 1999 el 96% era importado, de carbón mineral el 85% y de gas
natural un 81%. En cuanto a las fuentes secundarias de energía el 60% corresponde a
derivados del petróleo, donde el diesel, el fuel oil y la gasolina son los productos de
relevancia, y un 20% corresponde a la generación de energía eléctrica.
Durante el 2001, se importaron 11,8 millones de m3 de crudo, principalmente desde Argentina
(77%), Brasil (6%), Nigeria (5%) y Perú (5%). Asimismo, las ventas de combustibles de las
refinerías sirvieron para abastecer el 85,4% del mercado nacional. Los 3 principales
combustibles importados fueron el gas licuado de petróleo, diesel y la gasolina automotriz.
El volumen total de combustibles comercializados en el 2001 ascendió hasta 13 millones de
m3.
De acuerdo a la política económica de este país, en este sector existe libertad para invertir,
importar y exportar hidrocarburos líquidos, gaseosos y sólidos.
La principal fuente de suministro de crudo para Chile es la cuenca de Neuquén en Argentina,
con una participación superior al 50% dentro de la demanda nacional.
El consumo de productos derivados del petróleo, por su parte, alcanzó en el 2001 a 12.961 m3,
de los cuales el 87.2% fue abastecido por refinación nacional.
El gas natural también proviene mayoritariamente de la cuenca de Neuquén en Argentina, en
tanto que el suministro nacional se circunscribe sólo a la zona de Magallanes (Punta Arenas,
Puerto Natales y Porvenir). Al respecto, el consumo total de gas natural en el 2001 fue de
68.359 Teracalorías, de las cuales un 35,3% correspondieron a producción nacional.
El consumo interno de energía en Chile absorbe lo que se produce en el país y lo que se
importa con lo cual no se generan excedentes para la exportación. Sólo el metanol se produce
con destino al mercado externo. Un 93% del metanol producido en el país se vende al
exterior.
Por lo tanto, Chile además de ser deficitario en petróleo, gas natural y carbón no genera
excedentes exportables.
14
3.3.5 Paraguay
A pesar de importantes búsquedas, no se han detectado posibilidades ciertas de existencia de
petróleo o gas en este país, lo que le crea dependencia externa en el abastecimiento de todas
sus necesidades de hidrocarburos. La importación de energía primaria y secundaria,
compuesta únicamente por petróleo y derivados, en el que, el primero representa apenas el 8%
del total de las importaciones lo que confirma la condición de Paraguay como país importador
de hidrocarburos manufacturados y una industria nacional con una capacidad limitada para
procesar cantidades de materia prima necesaria para la obtención de los productos terminados
que satisfagan las necesidades del mercado interno. El consumo de los combustibles como
diesel y gasolina son muy elevados en este país, pues sectores muy fortalecidos por dichos
combustibles son la agroindustria transporte, construcción, entre los mas importantes.
El petróleo que procesa la única refinería que existe en este país, PETROPAR, importa
totalmente de Argentina. Su nivel alcanza los 23.000 barriles diarios. A su vez, un 70% del
consumo de derivados es importado. La estatal PETROPAR sólo produce el 30% restante.
Esta importación proviene preferentemente de Argentina y Brasil.
15
La refinería de PETROPAR (Petróleos Paraguayos) posee una capacidad nominal de 7500
bbl/día de producción de derivados. El diesel es el principal producto en la oferta de energía
secundaria, aportando un 64% del total. Le siguen en orden de importancia la gasolina (20%)
y el gas licuado (10%). Las exportaciones de hidrocarburos, sólo se han registrado cuando
existen excedentes temporales que no revisten ninguna importancia. Por lo tanto, Paraguay es
excedentario en energía hidráulica y deficitaria en petróleo y derivados del petróleo. Tampoco
produce ni importa gas natural pero no se descarta su ingreso en los años siguientes.
En el futuro no se esperan cambios relevantes en la matriz energética paraguaya. Sólo podría
ingresar el gas natural y sustituir el consumo de leña y algún derivado del petróleo si se
concreta alguno de los proyectos que están en estudio. El gas podría ingresar por Argentina o
Bolivia. Por el momento sólo existen acuerdos firmados con los gobiernos de ambos países
para la provisión de gas y proyectos de gasoductos que se están estudiando.
16
3.3.6 Brasil
El sector energético en Brasil está transitando actualmente por profundas transformaciones.
En 1995 se inició el proceso de privatización de las empresas que participan en el sector
eléctrico (generadoras y distribuidoras) y en 1998 se abrió el sector petrolero a la
participación de capitales privados en actividades de exploración y explotación de áreas que
pertenecían a la compañía estatal PETROBRAS.
La principal fuente de energía que genera el país es la hidroelectricidad o energía hidráulica.
Esta representa el 41,9% del total de energía primaria que se genera internamente y su
participación no ha sufrido modificaciones durante el período de desarrollo más dinámico del
sector (desde 1993 en adelante).
Sin embargo, en este período se registró un crecimiento importante de la producción de
petróleo con una tasa del 8,2% anual y del gas natural que se expandió al 7,9% acumulativo
anual. Ello significó una mayor ponderación en el volumen total de energía primaria pasando
el petróleo a representar el 27,3% y el gas natural el 5,7%.
En definitiva, la energía hidráulica y el petróleo aportan cerca del 70% de las fuentes
primarias y si se suma el bagazo de caña y la leña se llega al 92%.La producción de
energéticos que requiere el país para abastecer su demanda interna es insuficiente.
Actualmente el nivel de dependencia externa de energía que calcula el Ministerio de Energía
y Minas de Brasil se ubica en 22,6%. Este es el porcentaje de la demanda que debe ser
abastecido con producción importada. Las importaciones de petróleo provienen mayormente
de Venezuela y Argentina. La política del gobierno, en este sentido, es intentar reducir al
máximo los niveles de dependencia externa. En el sector petrolero, en particular, se ha
planteado el objetivo de alcanzar un nivel de producción que garantice el autoabastecimiento.
Dada las escasas posibilidades que tiene el país de generar excedentes energéticos, las
exportaciones totales apenas representan un 3,4% de la producción de energía primaria. Estas
se concentran en los productos derivados del petróleo y básicamente en fuel oil, gasolina y
kerosén. En conjunto las exportaciones de estos productos representan un 17% de su
producción interna. Los niveles más altos los registran el fuel oil y el kerosén con porcentajes
por encima de 24%.
17
En cuanto a las reservas disponibles se conoce que en petróleo poseen 7,4 mil millones de
barriles que se traducen en 18,4 años de explotación al ritmo actual. En gas natural las
reservas probadas son 228,7 mil millones de m3 lo que equivale a 20 años de producción.
En síntesis, Brasil es un país deficitario en la generación de energía. Posee déficit en petróleo,
electricidad y gas natural. Ello ha estimulado su interconexión con los países de la región. La
actual política del gobierno brasileño apunta a incrementar la participación del gas natural en
la matriz energética del país, del 2,2% actual a 12% en el año 2010, desplazando
gradualmente al diesel oil, fuel oil y otros combustibles contaminantes e incrementando la
capacidad instalada de las plantas de generación termoeléctrica para cubrir la creciente
demanda energética del país.
3.4 Análisis de la Oferta de Diesel
Para analizar la oferta del diesel, se debe conocer las potencialidades de competencia de todas
aquellas empresas del rubro, que produzcan Diesel (de forma convencional).
18
En nuestro caso, el sector de refinación y comercialización en el Perú está caracterizado por la
coexistencia de una empresa estatal (Petroperú) y de una empresa privada (Relapasa); es
decir, se tarta de un mercado duopólico.
3.4.1 Refinería La Pampilla (RELAPASA)
Ubicada en la ciudad de Lima, tiene una capacidad de tratamiento de 102.000 barriles diarios
de petróleo. Es la refinería más importante que existe en nuestro país. Tiene el 48 por ciento
del mercado nacional.
Repsol es el principal accionista de Relapasa con el 50,2% y tiene 120 grifos a nivel nacional.
Además opera en más de 30 países y factura más de 1.200 millones de dólares anuales en el
país.
Repsol ha invertido en la planta aproximadamente 250 millones de dólares desde 1996 a la
fecha.
3.4.2 Refinería de Talara
Es una refinería mediana que todavía no ha sido privatizada y pertenece a la actividad
empresarial del Estado, PetroPerú S.A., esta unidad tiene una capacidad de refinación diaria
de 62.000 barriles diarios de petróleo y el 52% del mercado de los combustibles.
Potencialidades de Competencia en el mercado Objetivo
FUENTE: INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA E INFORMÁTICA (INEI)
19
En la oferta para el caso Peruano se ha considerado que las empresas peruanas están
produciendo casi a plena capacidad. No obstante, Pampilla del grupo Repsol-YPF, tiene
proyectos de ampliación de planta, que aumentaría su capacidad así como la oferta de sus
productos. Adicionalmente existe Camisea y su planta en Pisco, que traerá líquidos de gas
natural, fortaleciendo así la oferta actual.
Estos resultados respaldan el probable aumento de la oferta en ambos países.
Actualmente la oferta total de Diesel de Perú esta es de 13,500 Mbbl/año.
FUENTE: DGH
3.4.3 Posibilidad de oferta de combustible Diesel con menor contenido de Azufre
Según la norma Decreto Supremo y las establecidas en las Normas Técnicas Peruanas,
respecto del contenido de Azufre, constituyen sólo límites máximos y que en atención al
principio de Libre Competencia previsto en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley N° 26221
y en la Constitución Política del Perú, los diversos agentes se encontrarán en plena libertad de
ofertar en el mercado combustible Diesel con menor contenido de Azufre.
20
3.5 Análisis de la Comercialización
Del total de Diesel 2 que se comercializa a nivel nacional: 27% es Diesel importado, 48% se
produce a partir de Crudo importado y el 25% restante se produce a partir de Petróleo
Nacional. En conclusión: tres cuartas partes del Diesel 2 que se consume en el Perú es
importado. Somos un País Importador.
21
Precios Internacionales del Petróleo Crudo y de los Combustibles Derivados del Petróleo
que Exporta e Importa el Perú
Se ha tomado como referencia el pronóstico del precio promedio mundial del petróleo crudo
para el período 2007 – 2030, que ha sido publicado en el estudio “Annual Energy Outlook
2007”, elaborado por Energy Information Administration (EIA), entidad especializada en
materia de asuntos energéticos adscrita al Departamento de Energía de los Estados Unidos de
América. Para efectos de elaborar estas proyecciones, se consideran las siguientes
equivalencias:
Proyección de precios internacionales
FUENTE: PLAN REFERENCIAL DE HIDROCARBUROS 2007-2016
22
3.6 Estudio del Mercado Proveedor
Gas de Camisea: Natural Proveedor en el Perú
El Perú, a partir de 1986, aumenta sustantivamente sus reservas de gas natural debido al
descubrimiento de los yacimientos de Camisea. Estas pasan de 0,62x1012 a 7,08 x1012 pies
cúbicos en ese año y a diciembre de 1997 las reservas se estiman en 7,0x1012 con
posibilidades de incrementarse a 13,16x1012 pies cúbicos. Este nivel de reservas se ha
modificado a partir de 1998 en que entró en producción el yacimiento de Aguaytía, y del 2004
en que entró en producción el yacimiento de Camisea.
El futuro energético del país está íntimamente ligado al Proyecto Camisea; de asumirse un
tratamiento convencional para este recurso, tendrá un efecto directo en la balanza comercial
de hidrocarburos debido a la producción de derivados obtenidos de los líquidos del gas
natural; y el mismo gas sustituirá derivados tales como el diesel y el residual. Incluso la nueva
balanza permitirá la exportación de algunos productos: Pero el mismo plan indica que el
consumo interno para 2008 será sólo del orden de los 265x106 pies cúbicos, año a partir del
cual el consumo se incrementaría supeditado al proyecto de LNG.
De aplicarse la tecnología GTL, se obtendrían productos derivados adicionales del gas
natural, la balanza comercial se inclinaría aún más y el consumo de gas como materia prima
del proceso GTL podría elevarse en unos 800 x 106 pies cúbicos.
Entonces, el gas de Camisea es el proveedor natural para un proyecto GTL de envergadura, se
ubica en la categoría de grandes campos (> 5 TCF) que lo hace un candidato idóneo para
recibir los beneficios de la escalabilidad de estos proyectos.
Pero así como lo hacen compañías comprometidas con la tecnología GTL como Rentech y
Syntroleum, debemos tomar en cuenta a campos pequeños como los de Talara y Aguaytía,
que en situaciones como las que analizaremos pueden hacer de un proyecto GTL una
alternativa rentable.
23
CAPITULO 4
TAMAÑO Y LOCALIZACIÓN
4.1 Tamaño de Planta
Para determinar el tamaño de la planta de GTL (gas a líquidos) se tomará en cuenta
esencialmente la proyección de la demanda de diesel para el año 2012 y en forma
complementaria la de gasolina.
Resaltar que el proyecto surge como una respuesta a la demanda (importación) de diesel que
tiene el país, por ello, en este trabajo se desarrolla la tecnología (Fischer-Tropsch)
para la producción de diesel como producto principal.
La capacidad de producción de la planta de GTL tiene por objetivo principal atenuar
la demanda nacional de los combustibles líquidos (dicha demanda hace referencia a las
importaciones) como también cubrir el 20% de la demanda de diesel de los países
vecinos como: Chile y Ecuador; entre otros mencionados anteriormente, los cuales que deben
ser abastecidos con producción importada.
TAMAÑO DE LA PLANTA DE GTL
Alimentación de gas natural
Factor de corriente(0.9)
Tamaño de la planta de GTL
104.806 MMPCSD 360 días/año
10000 bbl/d productos líquidos
Como se ha podido observar, el presente proyecto está más destinado al mercado
interno que al externo, pero con la posibilidad de aprovechar la economía de escala en años
posteriores.
24
Por lo tanto se habla de capacidades medianas de producción especialmente de
hidrocarburos líquidos como también otros derivados, dada esta situación, es de suma
importancia la influencia del factor financiero y de inversión en el tamaño de la planta de
GTL.
Para tener cierto conocimiento de los costos aproximados de producción de este tipo
de plantas (GTL), a continuación se presenta la siguiente tabla:
Cantidad producida de productos líquidos
(miles de bbl/d)
Costo de producción(*)(MM$us)
Empresa a cargo delProyecto
10 252 Rentech15 351 Syntroleum
18.8 455 Raytheon’s GTL50.9 1095 Sasol54.9 1324 Rentech70 1400 Shell108 2500 Qatar Petroleum y Shell
(Fuente: “Gas to Liquids Processing 99” Conference; May 17-19, 1999, pág. 3
“Special Report GTL” Oil & Gas Journal; Mar 12, 2001pág. 58-63, 73
“Fuel Processing Technology 71 (2001) 149-155).
4.2 Localización
El estudio de localización o emplazamiento de una industria, consiste en analizar las diversas
fuerzas locacionales a fin de buscar la localización que de como resultado una máxima tasa de
ganancia ó mínimo costo unitario. Debido a que se consideran mercados geográficamente
distintos y fuentes de materia prima en regiones diversas, se realizará un análisis de las
variables locacionales en el presente proyecto. De dicho análisis, se acordó que una zona
estratégica para la Planta GTL sería en la Playa Lobería en Pisco. Puesto que se pretende que
la ubicación sea lo más cerca posible de la Planta de fraccionamiento de LGN, perteneciente
actualmente a la empresa Pluspetrol, y así utilizar la fraccionadota de esta empresa para la
separación del crudo sintético, lo cual representaría un significativo beneficio económico.
25
CAPITULO 5
ESTUDIO TÉCNICO: DISEÑO DE PLANTA
5.1 Antecedentes
Después de la primera guerra mundial las sanciones económicas impuestas obligaron a los
científicos alemanes a buscar nuevas alternativas para obtener combustibles líquidos,
aprovechando las abundantes reservas de carbón del país. Es así como en 1923, Franz Fischer
y Hanz Tropsch, desarrollaron un método que permitía convertir el metano obtenido de
calentar carbón, en combustible diesel de alta calidad, aceites lubricantes y ceras. Para 1945
las compañías químicas alemanas habían construido nueve plantas utilizando el proceso FT
alcanzando una producción de 3,8 millones de m3 de combustible sintético en el período entre
1939 y 1945.
Luego de la segunda guerra mundial las plantas alemanas fueron trasladadas a Rusia donde
constituyeron la base de la producción de ceras y productos químicos.
A partir de entonces, los principales países industrializados como Japón y Estados Unidos,
comenzaron a evaluar la eficiencia del proceso a diferentes condiciones, pero no lo hicieron a
escala comercial debido a que la industria de exploración y explotación petrolera entró en su
máximo auge como resultado de avances en la tecnología de la refinación, tales como el
craqueo y la desulfuración.
En 1950 el gobierno sudafricano creó la empresa estatal Sasol, y más tarde en 1955 iniciaron
operaciones en un complejo de combustibles sintéticos de 1272 m3 por día (denominada
SASOLBURG) en Johannesburgo, convirtiendo bajos bloques locales de carbón en gasolina y
diesel sintético.
Más tarde en 1980 se construyó la planta de combustibles sintéticos más grande del mundo, a
partir del carbón, con una capacidad de 23848 m3 por día, denominada Secunda (Sasol,
2001).
26
Debido a las consecuencias de la crisis internacional de petróleo en 1973 y la revolución Iraní
de 1979, resurgieron las tecnologías de conversión basadas en gas natural, guardadas
momentáneamente en laboratorios de investigación de algunas de las principales compañías
(Schlumberger, 2003), primordialmente de energía, incluyendo BP, ExxonMobil, Shell y
Texaco.
5.2 Descripción del Proceso
La transformación de gas natural a combustibles líquidos ultra limpios es un proceso de pasos
múltiples que involucra procesos catalíticos, en algunos casos con una gran liberación de
energía, que separa las moléculas de gas natural (predominantemente metano) para formar
una mezcla gaseosa de hidrógeno y monóxido de carbono.
Esta mezcla es denominada gas de síntesis (syngas), y las vuelve a unir para dar lugar a
moléculas más largas, debido al reacomodo de las moléculas de hidrógeno y carbono. Con
esta tecnología se pueden obtener dos tipos de productos principalmente: hidrocarburos
líquidos (diesel, nafta, queroseno, Jet-Fuel, parafinas) y Oxigenados (dimetileter y metanol).
Para la obtención de estos productos, el proceso es igual hasta la generación del syngas.
Luego, dependiendo del producto que se desee, los procesos catalíticos y las condiciones de la
reacción cambian, ya que la polimerización de las cadenas es diferente.
Para la producción de metanol la tecnología ha sido bien probada, pero la demanda actual de
este producto es muy limitada e influenciada por la alta volatilidad de los precios. Además, su
producción ha sido restringida debido a su toxicidad porque se ha encontrado que es un gran
contaminante del agua. En el caso del dimetileter, la tecnología apunta a la producción en un
solo paso, ya que actualmente se produce por la deshidratación de metanol, los costos son
altos y no se ha demostrado la tecnología a gran escala. El proceso más importante en la
tecnología GTL, es el proceso Fischer-Tropsch (FT) debido a que se ha aplicado a gran
escala, es más versátil que los procesos para obtener productos oxigenados, y los productos
obtenidos (hidrocarburos líquidos) poseen un gran mercado.
27
Principales Etapas del Proceso FT (Sasol, 2001)
Separando el proceso de obtención de Diesel por el proceso de Fischer Tropsch en etapas se
tienen las siguientes:
Etapa 1. Procesamiento del gas natural que consiste en purificarlo eliminándole impurezas
que son veneno para los catalizadores y que puedan contaminar los productos finales.
Etapa 2. Producción de gas de síntesis (CO+H2) a partir de metano (CH4), oxigeno (O2)
obtenido del aire y vapor de agua, ya sea por oxidación parcial, reformación con vapor o una
combinación de ambos que se denomina reformación auto-termal, utilizando un catalizador.
Etapa 3. Proceso Fischer-Tropsch. El gas de síntesis es convertido en cadenas parafínicas
lineales largas, olefinas ligeras, y agua.
Etapa 4. Obtención de hidrocarburos líquidos–refinación de la corriente de hidrocarburos
producidos y separación de los mismos en productos finales.
28
5.3 Selección de Tecnología GTL:
5.3.1 Justificación para la selección del proceso de Fischer Tropsch frente a las
tecnologías competitivas
Las rutas alternativas equivalentes para monetizar el gas natural son la licuefacción del gas
natural (LNG) y la construcción de gasoductos. No se considera como equivalente la
producción de productos petroquímicos, debido a que el estudio de estas alternativas requiere
un análisis bastante cuidadoso del mercado y en la suposición que este mercado sea
sostenible, se tendría que analizar la cantidad de gas requerida para este tipo de proyectos.
Como se observa, la equivalencia se plantea únicamente desde el punto de vista de la
demanda de gas en cada proyecto. Por ejemplo en el año 2000, a nivel mundial, se
consumieron 280 mil barriles por día de metanol, 780,000 barriles por día de amoníaco y
alrededor de 36 millones de barriles por día de destilados medios. Por otra parte, la
construcción de gasoductos tiene un costo bastante alto, asociado a la longitud de este; la
economía de escala es extremadamente importante, así como el diámetro del gasoducto. A
pesar de que el desarrollo tecnológico ha disminuido los costos de esta tecnología, la
tendencia es a seleccionar el transporte por LNG.
29
Aún tomando en cuenta algunas restricciones, es difícil comparar la tecnología GTL con
cualquiera de las otras dos, debido a que no representa un método de transporte de gas, sino
un proceso de conversión a combustibles líquidos. El producto principal del proceso GTL es
un diesel de alta calidad, por lo que esta tecnología compite en un sistema de mercado
totalmente diferente al del transporte de gas por gasoducto o licuefactado.
Gas Natural Licuefactado
El uso de LNG así como el de los productos del GTL ofrecen beneficios ambientales sobre el
uso del carbón o de derivados del petróleo crudo. La comparación entre LNG y GTL
representa el mayor debate frente al que se han encontrado todos los elementos involucrados
en la cadena del gas. Pero el LNG y el GTL están dirigidos a diferentes mercados, con
diferentes sistemas, políticas y estrategias. El gas licuefactado tiene la ventaja de haberse
posicionado en el mercado en los últimos 40 años, crecer de manera sostenida y poseer un
excelente record de seguridad. Hasta el momento, la viabilidad de proyectos GTL no se
avizora de manera contundente, pero el desarrollo alcanzado en esta tecnología, así como las
especificaciones para combustibles de transporte cada vez más rígidas, han hecho de los
proyectos GTL una importante alternativa para la monetización del gas en las próximas dos
décadas.
Comparación del mercado
Desde su inauguración en 1964, el LNG ha aumentado consistentemente su cuota de mercado
en la generación de energía. La industria de LNG ha crecido de 80 MMTPA (millones de
toneladas métricas por año) a 140 MMTPA en años recientes y según esa tendencia, debe
duplicar esta demanda en los próximos 10 años. Se estima que 35 MMTPA de LNG se
destinarán a USA que actualmente importa alrededor de 14 MMTPA. El crecimiento más
importante se dará en el mercado norteamericano, en el que para el 2010 se ha planificado una
capacidad de importación de 325 MMTPA, la cual representa el doble de la capacidad actual
total, y difícilmente será cubierta. A pesar de estas expectativas en el crecimiento del
mercado, el balance de la oferta demanda en el corto plazo se mantendrá bastante competitiva.
En algunas zonas, la oferta potencial excede la demanda; lo que no ocurre en otras zonas en
las que este desbalance generará presión para el desarrollo de nuevos proyectos que accedan a
estas cuotas del mercado, manteniendo el precio del LNG en un marco agresivo.
30
En cambio, la tecnología GTL se encuentra en sus inicios. Existe un número limitado de
plantas en etapa de ejecución. Sin embargo, un respetable número de licenciadores de
tecnología y compañías petroleras están concentrados en su desarrollo y comercialización. El
principal mercado para los productos GTL es el siempre creciente sector de combustibles de
transporte, en el que el diesel derivado del petróleo crudo, cuenta con una demanda mundial
del orden de los 28 MMBPD. De este modo, el potencial de mercado para el diesel GTL
puede considerarse prácticamente ilimitado. Adicionalmente, el diesel GTL tiene propiedades
superiores y fácilmente se convertirá en un componente muy importante para alcanzar las
cada vez más estrictas restricciones ambientales que se imponen a la industria de
combustibles de transporte. Estos factores hacen que muchos analistas perciban que es una
cuestión de tiempo el hecho de que el proceso GTL surja como una industria formidable.
A diferencia del LNG, los productos GTL son un commodity y no requieren de contractos a
largo plazo y pueden ser vendidos en un mercado abierto. A pesar de su superioridad
ambiental con respecto del diesel derivado del crudo, el mecanismo de precios debe ser
similar al de estos productos, es decir, dependiente del precio del petróleo crudo, incluyendo
un adicional por las características premium de este combustible.
Los 140 MMTPA de LNG mencionados anteriormente representan aproximadamente 19
billones de SCFD de gas natural. Si se empleara esta misma cantidad de gas se obtendrían
aproximadamente 1,5 MMBPD de diesel GTL, lo que representa solo el 5% del mercado
global para este combustible. Puede concluirse que el potencial de monetización del gas
natural es mucho mayor para la tecnología GTL.
Así a pesar del hecho que las economías de ambos proyectos son comparables, debe tomarse
en cuenta que el LNG no puede generar los productos finales que el GTL. Un proyecto GTL
encajaría perfectamente en países como el nuestro, en los cuales el consumo de diesel
aumenta sostenidamente y donde este combustible debe importarse para cubrir esa demanda.
De este modo, se genera una ventaja en cuanto al equilibrio de la balanza energética que debe
tomarse en cuenta.
Tecnología
El proceso LNG abarca una planta de tratamiento de gas para remover azufre dióxido de
carbono, agua y otros contaminantes.
31
Luego el gas se enfría para separar los componentes más pesados (C3, C4 y C5+), que
posteriormente se fraccionan para producir GLP y C5+. Los componentes livianos son
licuefactados en intercambiadores criogénicos.
En cambio el proceso GTL involucra la cinética de reacciones muy complejas con la
producción de considerables cantidades de energía. Así mismo involucra operaciones a alta
temperatura (unidad de gas de síntesis), como a baja temperatura (planta de producción de
oxígeno). El proceso GTL ha sido explicado en detalle en el capitulo VI.
La siguiente es una tabla comparativa en base a una planta de proceso de 1 billón de SCFD de
gas natural:
32
Comparación de las tecnologías GTL y LNG
ASPECTO
TECNICO
GTL LNG
Unidades complejas 5-8 3-4
Trenes 5-6 trenes integrados 2
Remoción de azufre
(Unidad de gas ácido)
Remoción de azufre a
niveles ppb para los
sistemas FT basados
en Co. Se requieren
unidades adicionales
de remoción.
Remoción de azufre a
niveles menores de 20
ppm. Se requieren
sistemas
convencionales de
amina.
Remoción de CO2 Sólo requiere unidades
convencionales de
remoción (bulk CO2).
Se requiere remover
todo el CO2.
Operaciones
Catalíticas
Todas las unidades
requieren
catalizadores.
No es un proceso
catalítico.
Energía y vapor La instalación requiere
de un complejo
sistema integrado de
generación de energía
y vapor.
Básicamente, no
requiere de sistemas de
generación de vapor. Si
requiere el uso de
compresores.
Embarcación de
producto y envío
Sistema de carga y
transporte de
hidrocarburos líquidos
convencional.
Requiere de
instalaciones de carga
de productos
criogénicos y unidades
de transporte
especializados
Área de proceso Aproximadamente 1 x
1 Km
Aproximadamente
0.3x0.3 km
Construcción Experiencia limitada,
programación de
Buena experiencia,
programación de
construcción de 38 a
48 meses. Incluye
manipulación de
equipos muy pesados.
construcción de 36 -38
meses.
Arranque Todas las unidades
arrancan
secuencialmente; el
tiempo requerido es
bastante alto.
Arranque relativamente
rápido una vez que la
baja temperatura está
disponible.
5.3.2 Rendimiento
Los parámetros más utilizados para definir la eficiencia de las instalaciones LNG y GTL
son la eficiencia de Carbono (CE) y la eficiencia térmica (TE).
La eficiencia de carbono es una medida de que tan adecuadamente un átomo de carbono se
utiliza en el producto final. Alternativamente puede referirse a que tan adecuadamente se
minimiza la producción de dióxido de carbono en el proceso.
5.3.3 Elección de Reactor y del Catalizador de FT
1.- Elección del Reactor FT
Existen varias maneras de obtener los productos de Fischer-Tropsch y por lo tanto varios
tipos de reactores. No sólo es importante la elección de los catalizadores, sino también la
manera en que los catalizadores se apliquen o pongan en contacto con el syngas.
Al área donde el hidrocarburo hace contacto con el catalizador se le llama comúnmente
lecho.
34
La reacción FT es altamente exotérmica por lo cual el principal desafío para el diseño de los
reactores es remover el calor liberado, ya que si no se realiza eficientemente se genera
sobrecalentamiento, ocasionando altos depósitos de carbón sobre el catalizador y una formación
abundante de metano. A través de los años ha habido un gran desarrollo después del primer
reactor construido comercialmente, estos avances se han desarrollado en las diferentes
condiciones de reacción (alta y baja temperatura), considerándose diferentes diseños para cada
caso. Actualmente existen cuatro tipos de reactores, dos de ellos consideran los requerimientos
de las operaciones moderadas, y los otros se utilizan en operaciones convencionales, debido a
que se construyeron hace muchos años. Según este concepto tenemos 4 posibles reactores para
nuestro proceso:
Reactor de lecho fijo.
Reactor de lecho fluidizado.
Reactor de lecho fijo fluidizado.
Reactor tipo Slurry (o reactor de tres fases).
Originalmente los reactores de lecho fijo fueron utilizados para todas las operaciones a baja
temperatura; más tarde fueron diseñados como reactores de lecho fijo multi-tubulares; son
utilizados comercialmente por Sasol en Sudáfrica quienes los denominan ARGE, y Shell en
Malasia, típicamente operan entre 453-523 K a un rango de presiones entre 1 – 1,5 MPa. Bajo
estas condiciones el reactor opera en tres fases gas, líquido y sólido).
35
En cuanto a los reactores a alta temperatura de lecho fluidizado que operan en dos fases (gas y
sólido), su interés en operaciones modernas ha disminuido drásticamente, principalmente por los
altos costos de operación y construcción que estos representan.
Pasamos a describir cada tipo de reactor expuesto:
Reactor de Lecho fijo. Uno de los más tempranos desarrollos en los reactores Fischer-Tropsch
fue el lecho fijo tubular, después de muchos años Ruhrchemie y Lurgi refinaron este concepto a
lo que hoy es conocido como el reactor ARGE de alta capacidad. Estos reactores generalmente
contienen 2000 tubos rellenos con catalizadores de hierro inmersos en agua para remover el
calor. La temperatura del baño de agua es mantenida en el reactor por el control de la presión,
alta velocidades de entrada del syngas y con reciclo del gas obtenido de la reacción. El syngas es
introducido por la parte superior del reactor y los productos se obtienen por la parte inferior. La
eficiencia de la conversión se encuentra en un 70%. Los reactores operan a 2-3 MPa, y 493-533
K. El tiempo de vida de los catalizadores es de 70-100 días y su remoción es muy difícil.
Reactor fase Slurry. Este, es otro diseño de reactor a baja temperatura y fue considerado desde
los años 50 por su pionero Kolbel. El reactor Slurry opera en tres fases y consiste en un lecho de
catalizadores suspendidos y dispersos en líquido (Productos FT). El gas de síntesis es
burbujeado desde la parte inferior del reactor, logrando un excelente contacto con los
catalizadores. Los reactores Slurry son optimizados con los catalizadores. Los reactores Slurry
reactores Fischer-Tropsch son optimizados a baja temperatura para una producción alta de ceras
y baja de metano. Comparado con el reactor ARGE, el Slurry ofrece las siguientes ventajas:
mayor control de la temperatura, fáciles de construir, sencillos de operar y bajo costo (75%
menos), alta conversión de productos, menor carga y mayor tiempo de vida de los catalizadores.
Debido a que el reactor trabaja en tres fases, en la corriente de salida de productos se obtiene
una pequeña cantidad de catalizadores, los cuales son recuperados y cargados nuevamente al
reactor .Es de aclarar que el desarrollo del reactor Slurry fue realizado en SASOL y la patente
licenciada posteriormente a ExxonMobil.
Lecho fluidizado circulante. Estos reactores operan a 623 K y 2,5 MPa. La corriente
combinada de syngas y gas de reciclo entran al reactor por la parte inferior y se ponen en
contacto con los catalizadores que bajan de la tubería vertical por medio de una válvula.
36
La alta velocidad del gas arrastra los catalizadores (ocasionando que se lleve a cabo la reacción)
hasta la zona donde el calor es removido; luego son transportados hasta una tolva de gran
diámetro donde los catalizadores se asientan y los productos gaseosos salen del reactor por
medio de un ciclón, para que luego su temperatura se disminuya y se obtengan los productos
líquidos. Los reactores SYNTHOL son físicamente muy complejos e involucran circulación de
una gran cantidad de catalizadores. Además, poseen capacidad limitadas de 1,200 m3 por día.
Lecho fluidizado. Estos reactores fueron diseñados por Sasol (Jager, 2003), y han remplazado
los reactores de lecho fluidizado circulante (SYNTHOL convencional). Su funcionamiento se
representa asi: el syngas es introducido dentro de un distribuidor y luego inyectado en un lecho
fluidizado de catalizadores, los cuales se encuentran suspendidos debido a la velocidad de los
gases. En el momento en que se suspenda el sistema, los catalizadores caen sobre una malla;
después de producida la reacción, los gases producidos salen por la parte superior, antes pasando
por unos ciclones, que permiten separar, las pequeñas cantidades de catalizadores, arrastrados
por los gases producidos. El calor dentro del reactor es removido por un intercambiador de calor
inmerso en el lecho .Los nuevos reactores comparados con los convencionales son casi la mitad
en cuanto a costos de construcción y tamaño para la misma capacidad de producción, poseen
mejor eficiencia térmica con menores gradientes de temperatura y presión a lo largo del reactor,
operan a más bajo costo y con mayor flexibilidad (en cuanto a distribución de productos).
Ahora teniendo en cuenta los distintos factores expuestos podemos comparar las ventajas y
desventajas de los diferentes tipos de reactores.
Los pros y contras de los varios tipos de reactores FT son:
Rendimiento mucho más alto con fluidizado o slurry. Los reactores de lecho fijo están
"limitados por transferencia de calor" lo que significa que producen menos productos
líquidos porque, como son más difíciles de enfriar, deben operarse a un rendimiento más
bajo para mantener el control de temperatura apropiado.
Es posible cambiar el catalizador con los reactores slurry y fluidizado mientras operan, no
es posible hacerlo con lecho fijo.
37
La separación de la cera del catalizador es un problema de importancia en un reactor de
slurry.
Se piensa que la capacidad máxima con los reactores de slurry está alrededor de 10,000
barriles de productos FT por día. Los proyectos con una capacidad mayor a esta tendrán que
utilizar reactores que operen en paralelo. (Sin embargo, Exxon indicó que espera obtener
reactores de slurry de tamaño significativamente más grande que 10,000 barriles por día).
Los reactores de lecho fijo pueden desarrollar "manchas calientes" ya que tienen un
problema de transferencia de calor similar al descrito anteriormente. La detección inmediata
de tales manchas es un problema de seguridad bastante difícil y cada día más costoso.
Los lechos fluidizados deben operarse a altas temperaturas para producir la mezcla de
productos FT deseados y mantener el catalizador trabajando correctamente.
Los reactores de Slurry permiten un mayor control de la temperatura.
Los reactores de Slurry generalmente son la opción de más bajo costo.
Nuestra elección será un reactor tipo Slurry por lo que las principales ventajas de este tipo
son:
Ventajas del Reactor Slurry
Mayor control de la temperatura a diferencia de los de lecho fijo que se enfrían con mayor
facilidad.
Los lechos fluidizados deben operarse a altas temperaturas para producir la mezcla de
productos FT deseados y mantener el catalizador trabajando correctamente
Fáciles de construir.
Sencillos de operar a diferencia del Synthol que es físicamente muy complejo.
Alta conversión de productos (rendimiento).
38
Menor carga (ideal para nuestro caso).
Bajo costo (75% menos).
Trabajan con una capacidad promedio de 10000 Bbl/dia, lo cual recae en la utilización de
un solo reactor para el proceso.
Mayor tiempo de vida de los catalizadores y más aún importante el hecho de que se puede
cambiar.
2.- Elección del Catalizador
Los metales más activos para la síntesis Fischer – Tropsch son el níquel (Ni), hierro (Fe),
cobalto (Co) y rutenio (Ru), pero se ha comprobado que los más adecuados para producir
hidrocarburos de mayor peso molecular (en el rango de destilados medios), son el hierro y el
cobalto. Hacia la derecha y abajo en el grupo VIII de los metales de la tabla periódica, la
disociación de CO se dificulta y la hidrogenación hacia alcoholes es dominante. En la Tabla 3,
se presentan las principales ventajas y desventajas de los catalizadores utilizados para llevar a
cabo la reacción FT, resaltándose el catalizador de Cobalto para su utilización en plantas a gran
escala. La producción de gas de síntesis en modernos gasificadores de carbón (como los de la
empresa Sasol o Shell) y de residuos de petróleo pesado, tienen un alto contenido de CO
comparado con el gas de síntesis obtenido del gas natural. Si el syngas posee una fracción de
H2/CO menor de 2, entonces la reacción del CO con el vapor de agua (CO + H2O ↔ CO2 +
H2) denominada WGS por sus siglas en inglés Water Gas Shift, es importante debido a que se
aumenta la cantidad de hidrógeno, por lo cual se utilizan los catalizadores
de hierro ya que poseen una alta actividad en presencia de esta reacción. Por otra parte, si la
fracción de H2/CO es 2, se utilizan los catalizadores de cobalto, los cuales no poseen actividad
en presencia de esta reacción. El azufre es el mayor contaminante de los catalizadores, éste se
encuentra presente junto al gas natural y al carbón durante el reformado de vapor o gasificación
convirtiéndose primeramente en H2S y otros sulfuros orgánicos, los cuales desactivan
rápidamente cualquier tipo de catalizador FT. Idealmente el syngas debe estar libre de azufre.
Sin embargo, una muy pequeña cantidad puede ser tolerada por los catalizadores, 0,2 ppm como
mínimo según experiencias en la planta de Sasol en Sudáfrica).
39
En cuanto al reactor para el proceso de FT tenemos las siguientes posibilidades:
Catalizador de hierro
Catalizador de Cobalto
Catalizador de Niquel
Catalizador de Rutenio
Mientras que según la relación H2/CO tenemos:
-Relación H2/CO
H2/CO < 2
Se incrementa la cantidad de hidrógeno, por lo cual se utilizan los catalizadores de hierro
H2/CO = 2
Se utilizan los catalizadores de cobalto, los cuales, no poseen actividad en presencia de esta
reacción.
40
5.4 Análisis del Proceso por Etapas
Como ya se adelantó en pasajes anteriores del presente informe, el proceso Fischer-Tropsch
consta de cuatro etapas principales y una serie de sistemas adicionales. En la primera etapa el
gas natural previamente purificado (en algunos casos no se considera a la purificación del gas
natural como el primer paso del proceso, sin embargo si se considera de esa manera en este
trabajo) reacciona con oxígeno y/o vapor, dependiendo de la reacción utilizada, para obtener
una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono.
En la segunda etapa el syngas (mezcla de O2 y CH4) es convertido por medio de un
catalizador de cobalto, a crudo sintético siguiendo principalmente la reacción de Fischer-
Tropsch. Los productos obtenidos dependen en gran medida de la composición del gas de
síntesis (fracción H2/CO), tipo de catalizador utilizado, tipo de reactor, condiciones de
operación (presión y temperatura) y del procesamiento final de la mezcla obtenida en esta
etapa.
41
El resultado de esta reacción de FT es una mezcla de moléculas que contiene de 1 a 50 o
más átomos de carbono, que posteriormente (en el último paso) son convertidas en
productos comerciales, por medio de técnicas convencionales de refinación “upgrading”.
Una vista del proceso integrado es:
42
Como podemos observar en los gráficos, el producto deseado del proceso de FT es el diesel
limpio, es decir, sin contenido de azufre, que puede ser utilizado para el blending
correspondiente con el diesel producido en una refinería de petróleo, para así reducir el
contenido de azufre y cumplir con las especificaciones que requiere el mercado local e
internacional.
En cuanto a la etapa de mejora del producto, se utiliza un hidrocraqueador, a un costo menor
comparado con una refinería de crudo, mientras que se consume una pequeña cantidad de H2 y
se produce una pequeña cantidad de gas, que es independiente de las unidades de todo el
proceso.
Las ceras obtenidas se convierten en productos finales como: nafta, diesel y lubricantes y
además los productos tienen menor cantidad de aromáticos, no contienen azufre, nitrógeno y
metales, y son principalmente parafinas.
5.5 Diagrama de Flujo del Proceso
Se tiene el diagrama de flujo en Chemcad 5.2 pudiéndose visualizar el proceso GTL para la
producción de Diesel Sintético a partir del gas natural de Camisea
43
Y en Hysys 3.1:
Layout o Distribución de la planta
Al intervenir un ingeniero de procesos en la definición de un “layout” de una planta de procesos
piensa, primordialmente, en aspectos de economía y seguridad. El trabajo tiene dos niveles de
apreciación con diferentes decisiones en cada caso. Y además tiene dos niveles de tratamiento:
el problema de la implantación completa del complejo y la planta de proceso en sí. Las
consideraciones de las variables de decisión y las restricciones, en cada caso, por supuesto son
necesariamente distintas. Nuestra planta GTL, haciendo caso a este hecho y a la forma
secuencial de este diseño, basada en el acercamiento usual al problema, desarrolla un marco
conceptual para descomponer y resolver los pasos en el “layout”. La primera cuestión se
relaciona con los códigos, leyes y normas que gobiernan la construcción, porque son
mandatarias en aspectos básicos y con los requerimientos y/o exigencias en temas de medio
ambiente, seguridad y salud de los operarios, cosas que deben ser evaluadas en primera
instancia. El próximo paso está relacionado con la decisión acerca del tipo de construcción, que
define el conjunto.
44
El segundo nivel de este tratamiento es el diseño de la planta en sí (battery limits), en dónde las
consideraciones esenciales de diseño actúan como restricciones a la función objetivo,
representada por el costo total anual de operación, que debe minimizarse. Subsecuentemente, se
vuelve a iterar para minimizar las distancias entre los sectores de planta involucrados. El
procedimiento resultó adecuado para todo tipo de plantas, porque atiende a las cuestiones
específicas que estas plantean.
Durante la ejecución de la Ingeniería Básica, aparece el diseño de la planta de nuestro proceso
como un hecho relevante de esta fase de la evolución del proyecto. La economía alcanzada y el
futuro desempeño de la instalación son el resultado del estado del arte en la materia y de las
decisiones tomadas por el ingeniero de proceso en esta etapa; lo que indica que hay un continuo
aprendizaje en este sentido.
Por otro lado, un procedimiento es más conveniente porque puede incorporar metas cualitativas
y cuantitativas en el proceso de diseño, lo que da lugar a la consideración de regulaciones o
normas taxativas que se aplican a este caso.
Es secuencial por naturaleza debido a las restricciones tan diversas que imponen las
consideraciones de seguridad, por un lado y las económicas por otro. Nadie puede reducir los
costos anuales sin antes no dar cumplimiento a la legislación vigente en la construcción de
plantas, o a consideraciones relacionadas con el riesgo eléctrico inherente a cada sector de
planta, en cada caso específico.
Las consideraciones económicas, de suma importancia, son las referidas a aspectos como:
mantenimiento, operatividad, construcción, control, expansiones futuras, etc.
5.6 Discusión de la Propuesta
En un primer nivel de análisis se deben definir todos los sectores de la industria, esto es, las
plantas auxiliares, los depósitos, plantas de tratamiento, etc.
En un segundo nivel, el diseño de la planta en sí (“battery limits”) es la meta más interesante
desde un punto de vista económico.
45
En este paso es necesario contar con las hojas de especificaciones de todos los equipos de
proceso, los P&ID’s, y los isométricos de cañerías o los CAD elaborados a tal fin.
El criterio es obtener nuestra planta de proceso con un costo total anual mínimo, y que sea
compatible con las condiciones de seguridad, confiabilidad y operatividad.
La aplicación de las restricciones, en algún orden determinado, no es la práctica usual. Se
analizan alrededor de cada equipo o de un área particular; y los criterios son:
Mantenimiento
Operatividad
Futuras Expansiones
Seguridad y Confiabilidad
Requerimientos de la Construcción y el Montaje
Cañerías y flujos de materiales
Consecuentemente, este procedimiento sugiere la aplicación de los mismos siguiendo un orden
de prioridad, para lograr la verificación que los convalide.
Dicha prioridad se impondrá de acuerdo a la industria considerada. Esto es: Plantas de
commodity o pseudo-commodity químicos y/o petroquímicos:
Una vez concluido el primer nivel de análisis, basado en la clasificación de áreas y medidas de
seguridad, se centra el trabajo en las conexiones, esencialmente cañerías, entre equipos, teniendo
presente un diagrama de flujos dado con una distribución del tipo lineal, en L, etc. Con la
consideración de los caños, tanto de proceso como auxiliares, se definen los parrales y se prevén
los espacios necesarios, entre equipos, para construcción y mantenimiento, preferentemente en
este orden. La operatividad no se ve restringida, en general, en estas plantas por la forma en que
son controladas y operadas.
Como se mencionó, el procedimiento es secuencial, basado en las definiciones preliminares y en
las restricciones que imponen las distintas regulaciones, en cada caso. En el momento de hacer
el trabajo se cuenta con la información desarrollada durante la Ingeniería Básica, que
comprende:
46
Necesidad de instalaciones y servicios auxiliares
Edificios
Tratamiento de efluentes
Áreas de servicio y de almacenamiento
Consideraciones de la planta de proceso.
Características del sitio y del suelo
Condiciones del clima
Vientos prevalecientes
Con todos estos datos es posible formular las definiciones del plot plan (implantación general)
preliminar. El paso siguiente es la definición y el diseño de la planta propiamente dicha (“battery
limits”). En este caso, el espacio total considerado en al análisis es el correspondiente al sector
de proceso o de manufactura.
Finalmente, una minimización de las distancias se lleva a cabo para satisfacer el objetivo de
costos.
5.7 Análisis del Procedimiento
Las definiciones preliminares son las más importantes porque deben tener en cuenta las
regulaciones y toda la información inicial. Este procedimiento asume que la seguridad, en todo
sentido, es el primer nivel y todas las consideraciones acerca del diseño de la implantación
(“plot plan”) se relacionan directamente con esta cuestión. La elección del tipo de edificio o
construcción, los materiales, los pisos, la terminación de paredes y techos, cuando los hubiera,
es la decisión siguiente, y las restricciones son las imposiciones de las diferentes normas
específicas en cada caso.
El siguiente paso, que es el más importante desde el punto de vista del diseño, define los
tamaños de las diferentes zonas de la planta, según las hojas de especificaciones y las
características de los servicios auxiliares, como caldera, torre de enfriamiento, tratamiento de
efluentes, antorcha, etc. El conocimiento de la estructura de la organización es, también,
necesario en este paso para resolver las comodidades requeridas en la obra civil que resulte.
47
Luego, la tarea más puntillosa es el diseño de la distribución de equipos en el área de proceso.
Se explicitan todas las consideraciones concernientes a aspectos económicos, de una manera
directa o indirecta.
Así, cuestiones de operatividad y mantenimiento fueron evaluadas en una forma directa y
confiabilidad o disponibilidad son buenos ejemplos de los aspectos denominados en segundo
lugar.
Por esta razón, este trabajo define un orden de prioridad en la aplicación de los criterios para
resolver el diseño de la planta propiamente dicha. De este modo, se consideran los parámetros
relevantes en cada caso específico, desde el punto de vista económico, principalmente.
48
Algunas de las metas posibles a fijar, para aplicar el procedimiento son:
Minimizar el tiempo total de producción
Proveer a los empleados confort y seguridad
Minimizar los costos de acarreos de materiales
Toda otra que cada situación amerite.
La ubicación, la distancia entre equipos y su posición relativa, sujetas a las restricciones fijadas
son el resultado final del diseño.
Con la definición total de los tamaños de las áreas, incluyendo la planta, el procedimiento sigue
con la determinación de la posición relativa entre ellas. En necesario tener en cuenta la
circulación y las conexiones existentes entre ellas; siendo la distancia y el costo asociado a esta
la variable de diseño a manipular.
Teniendo todas estas considerado, el layout de nuestra planta GTL es el siguiente:
49
50
5.8 Instrumentación P&ID
Los instrumentos de medición y control de procesos son partes esenciales de cualquier planta,
desde la industria alimenticia hasta la que fabrica aviones los avances en los dispositivos de
medición en la calidad y la cantidad de servicios y beneficios para la sociedad actual.
La instrumentación es la tecnología del uso de instrumentos para medición para medir y
controlar las propiedades físicas y químicas de los materiales. Los instrumentos no siempre
pueden medir y controlar directamente algunas variables como: la temperatura, la presión, el
nivel de flujo, la humedad, la densidad, la viscosidad, etcétera, y estas variables se llaman
variables medidas o controladas y se puede hacer con instrumentos indicadores, registradores y
monitores, que deben tener lecturas que deben ser correctamente interpretadas y eventualmente,
cuando tengan errores, requerirán de ajuste. Por esta razón, la lectura y ajuste de los
instrumentos de medición resulta un tema importante en nuestra planta GTL.
51
Características estáticas y características dinámicas. Las características estáticas son aquellas a
las cuales se refieren las variables cuando no están cambiando, en cambio, las características
dinámicas son aquellas que se aplican cuando las variables están cambiando.
Las características estáticas de los instrumentos son: precisión, reproducibilidad y sensibilidad.
La precisión es la capacidad del instrumento para indicar o registrar el valor real de la variable
medida. La reproducibilidad en un instrumento de medición, es la capacidad del instrumento
para indicar o registrar valores idénticos de la variable medida, cada vez que las condiciones
sean las mismas. La sensibilidad en un instrumento de medición es el menor cambio en el valor
de la variable medida a la cual los instrumentos responden.
Las características dinámicas de los instrumentos son su capacidad de respuesta a los cambios de
la variable medida y la fidelidad, que es la capacidad de los instrumentos para indicar
correctamente o registrar un cambio en el valor de la variable medida.
Se tiene los diagramas de instrumentación para nuestros equipos:
5.8.1 Absorbedor y Regeneradora
52
5.8.2 Intercambiadores de calor
5.8.3 Reactor y Fraccionadora
53
CAPITULO 6
ESTUDIO LEGAL
Cada nación tiene un ordenamiento jurídico fijados por su constitución, leyes, reglamentos,
decretos y costumbres, que expresan normas permisivas, prohibitivas e imperativas que pueden
afectar a un proyecto. En el presente proyecto de GTL para producir Diesel
Todo proyecto en Hidrocarburos en el Perú conlleva a cumplir determinadas leyes, reglamentos,
permisos y procedimientos con el Estado Peruano a través de sus entidades y también con
instituciones y/o corporaciones extranjeras. Este ordenamiento jurídico expresan mediante sus
legislaciones normas permisivas, prohibitivas e imperativas que pueden afectar el proyecto.
El presente estudio desarrolla determinados puntos necesarios para el correcto desarrollo del
proyecto, estos puntos son:
Forma societaria.
Legislación municipal.
Legislación laboral.
Legislación tributaria.
Legislación ambiental.
Otros aspectos legales.
6.1 Marco Legal
El proyecto de “GTL para producción de diesel” se encuentra presente en el marco de las leyes y
disposiciones que el gobierno peruano viene dando. Estos son:
Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural – Ley No. 27133,
publicada el 04-07-99, se establecen las condiciones específicas para la promoción del
desarrollo de la industria del gas natural. Asimismo, declara de interés nacional y
necesidad pública el fomento y desarrollo de la industria del gas natural.
Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley No 26221).
Ley General del Ambiente.
54
El Código del Medio Ambiente y los Recursos Naturales - D. Leg. No. 613, en su
artículo 9º.
La planta de GTL tiene que estar sujeta al Reglamento de Ley de Plantas de
procesamiento de Gas Natural (Ley No 28176).
La Ley General de Aguas – Ley No. 17752 (25-07-69).
El Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (Ley No.27446)
Reglamento de Participación Ciudadana para la Realización de Actividades Energéticas
dentro de los Procedimientos Administrativos de Evaluación de los Estudios
Ambientales, entre otras.
6.2 Legislación Ambiental
Ley General del Ambiente
La Ley 28611 “Ley General del Ambiente” recientemente publicada el 13 de octubre de 2005,
incorpora en sus cuatro títulos y 154 artículos, elementos de política nacional del ambiente y
gestión ambiental, de los sujetos de gestión ambiental, de la integración de la legislación
ambiental y de la responsabilidad por daño ambiental. Todos estos elemento en la nueva Ley
coadyuvarán al desarrollo del Sistema Nacional de Gestión Ambiental (promulgado por la Ley
No.28245 y su Reglamento) y al Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental
(promulgado por la Ley No.27446, aun sin Reglamento). Asimismo, esta Ley convoca a realizar
una revisión de funciones y atribuciones legales de las entidades nacionales, sectoriales,
regionales y locales que suelen generar actuaciones concurrentes del Estado y proponer las
acciones correctivas o legislativas pertinentes para el desarrollo de una adecuada gestión
ambiental.
A continuación detallamos algunos de los aspectos relevantes que modifican disposiciones
específicas de la legislación ambiental peruana:
a. El Consejo Nacional del Ambiente (CONAM) adquiere facultades de fiscalización (antes sólo
actuaba como entidad coordinadora). Esto modifica el sistema actual en el que cada Ministerio
es la única autoridad ambiental del sector correspondiente.
55
Sin embargo, la actividad de fiscalización del CONAM no incluye la imposición de sanciones a
la actividad privada. Todo el aspecto relacionado a la fiscalización será definido por el nuevo
“Régimen Común de Fiscalización y Control Ambiental” que será establecido por la Presidencia
del Consejo de Ministros (PCM).
b. El monto máximo de la multa por daños ambientales ha sido establecido en US$ 10 000,000
aproximadamente. Anteriormente, la multa máxima era de US$ 1 000,000 aproximadamente.
c. Se reconoce el derecho de las comunidades nativas y campesinas a recursos naturales.
d. El CONAM podrá proponer el establecimiento de garantías financieras que cubran
indemnizaciones por daños ambientales en el caso de actividades “ambientalmente riesgosas o
peligrosas” (dentro de las cuales se incluyen las actividades de hidrocarburos, entre otras).
6.3 El Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental
El procedimiento de aprobación de los EIA será modificado luego de ser aprobado el reglamento
de la Ley del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (Ley No.27446).
La Ley No. 27446 establece que éste es un sistema único y coordinado de identificación,
prevención, supervisión, control y corrección anticipada de los impactos ambientales negativos
derivados de las acciones humanas expresadas por medio del proyecto de inversión. La Ley del
SEIA establece que todo proyecto de inversión que implique actividades, construcciones u obras
que puedan causar impactos ambientales negativos deberá contar con una Certificación
Ambiental, previa a su ejecución. La Certificación Ambiental es la resolución que emite la
autoridad competente luego de la revisión del estudio ambiental correspondiente (la Ley
establece tres opciones - véase más adelante) y mediante la cual certifica que el proyecto no
involucra riesgos significativos de daño al ambiente si se aplican correctamente las medidas de
prevención y mitigación propuestas en el estudio de impacto ambiental.
La Ley establece tres categorías para los estudios ambientales. Las categorías consideradas son
las siguientes:
56
· Categoría I: Declaración de Impacto Ambiental (DIA).- Se aplica a los proyectos cuya
ejecución no origina impactos ambientales negativos de carácter significativo.
· Categoría II: Estudio de Impacto Ambiental Semi-detallado (EIA-sd).- Se aplica a los
proyectos cuya ejecución puede originar impactos ambientales moderados y cuyos efectos
negativos pueden ser eliminados o minimizados mediante la adopción de medidas fácilmente
aplicables.
· Categoría III: Estudio de Impacto Ambiental Detallado (EIA-d).- Incluye aquellos proyectos
cuyas características, envergadura y/o relocalización, pueden producir impactos ambientales
negativos, cuantitativa o cualitativamente, significativos requiriendo un análisis profundo para
revisar sus impactos y proponer la estrategia de manejo.
Dado que la clasificación se realiza en función a la magnitud de los impactos ambientales
esperados y no en función a la magnitud o extensión de las actividades, se requiere de una
primera aproximación a los impactos ambientales del proyecto para decidir la clasificación
apropiada. Esta primera aproximación se realiza mediante la presentación de un documento
denominado Evaluación Preliminar, en la que se presenta la información disponible sobre el
proyecto, una primera estimación de los impactos ambientales y la propuesta de clasificación del
proyecto. La autoridad ambiental debe aprobar la clasificación y proceder con la siguiente etapa
según corresponda. Si el proyecto es clasificado en la Categoría I, la Evaluación Preliminar se
convierte en la Declaración de Impacto Ambiental y la autoridad aprobará, observará o
rechazará el estudio, según corresponda. Si la clasificación corresponde a las categorías II o III,
el titular deberá acompañar una propuesta de términos de referencia para la elaboración de
estudio de impacto ambiental, la cual deberá ser aprobada por la autoridad antes de proseguir
con el estudio.
De esta manera, el SEIA introduce un sistema de estudios de impacto ambiental personalizado
en función de las características de cada proyecto, de modo que los contenidos, nivel de detalle y
profundidad de los estudios variarán en función a las características propias del proyecto y del
lugar propuesto.
La disposición transitoria de la Ley establece que, en tanto no se apruebe el reglamento, se
mantendrán vigentes las normas sectoriales correspondientes. Hasta la fecha solamente se
conocen versiones en borrador del reglamento. También, el artículo 24 de la nueva Ley General
del Ambiente indican que la ley y su reglamento desarrollarán los componentes del Sistema
Nacional de Evaluación Ambiental.
57
6.4 Legislación Relevante y Reglamentos aplicables al Proyecto
58
59
6.5 Relación de Permisos
Actualmente no existe una normativa acerca de plantas de producción de Diesel, es por eso que
tomamos como base para los requerimientos para nuestro proyecto el DS-01-94-EM que hace
referencia al GLP. Estos requisitos son los siguientes:
PARA CONSTRUIR Y OPERAR PLANTAS DE PRODUCCIÓN, PLANTAS DE
ABASTECIMIENTO, PLANTAS ENVASADORAS, REDES DE DISTRIBUCIÓN Y
LOCALES DE VENTA
60
6.6 Libertad de Operación y Construcción de Plantas
Artículo 9°.- Cualquier persona natural o jurídica, nacional o extranjera, puede construir y
operar Plantas de Abastecimiento, Plantas Envasadoras, Redes de Distribución y Locales de
Ventas, en cualquier lugar del territorio nacional, con las aprobaciones de las entidades
responsables conforme a lo establecido en el presente Reglamento.
6.7 Construcción de Plantas Requisitos
Artículo 10°.- Para iniciar la construcción de Plantas de Producción, Plantas de Abastecimiento,
Plantas Envasadoras, Redes de Distribución y Locales de Ventas, se requiere obtener de la
Municipalidad Provincial de la jurisdicción que corresponda, el Certificado de Compatibilidad
de Uso, el Certificado de Alineamiento y la Licencia de Construcción. Para ello la persona
natural o jurídica interesada deberá cumplir con los requisitos administrativos y técnicos que a
continuación se describen:
1. Para obtener el Certificado de Compatibilidad de Uso y el Certificado de Alineamiento, el
interesado deberá presentar a la Municipalidad Provincial de la jurisdicción donde esté
localizado el terreno, lo siguiente:
a) Plano de ubicación del terreno a la escala 1: 10,000
b) Plano de zonificación general vigente.
c) Plano de distribución general del proyecto, señalando las partes más importantes tales
como, según sea el caso, zonas de equipos de proceso, zona de tanques, cercos, accesos,
estacionamientos, oficinas, etc.
d) Memoria descriptiva del proyecto.
e) Para el caso de Redes de Distribución, además de lo anterior, la ubicación de las tuberías
con respecto a viviendas y/o edificios y demás instalaciones anexas.
La Municipalidad Provincial expedirá el Certificado de Compatibilidad de Uso y el
Certificado de Alineamiento en un plazo no mayor de veinte (20) días calendarios contados
desde la fecha de recepción de los antecedentes.
61
2. El interesado deberá presentar a la DGH un informe favorable de una Empresa de Auditoría
Técnica que certifique que la documentación contenida en el informe cumple con los
Reglamentos de Seguridad y Construcciones vigentes para Plantas de Abastecimiento,
Plantas Envasadoras, Redes de Distribución y Locales de Ventas, según sea el caso, y con
los demás requerimientos de información y antecedentes solicitados. En el mismo acto, en
que la DGH recepcione el informe favorable de la Empresa de Auditoría, deberá entregar al
interesado un Certificado de Recepción del mismo.
2.1 Plantas de Abastecimiento y Plantas de Envasadoras.
a) Copia certificada del título de propiedad del terreno o minuta de compra legalizada, o
del contrato de arrendamiento del terreno o contrato de cesión de uso del terreno,
según sea el caso.
b) Certificado de Compatibilidad de uso y Certificado de Alineamiento, otorgados por
la Municipalidad Provincial respectiva.
c) Memoria descriptiva del proyecto.
d) Especificaciones técnicas de materiales de construcción.
e) Estudio de impacto ambiental.
f) Cronograma de ejecución del proyecto.
g) Relación de profesionales responsables del proyecto.
h) Descripción del sistema de seguridad y protección contra incendios.
i) Planos.
- Plano de ubicación, con indicación de distancias a vías de ferrocarril, carreteras, edificios,
instalaciones, lugares públicos u otros donde pueda existir fuegos abiertos.
- Plano de situación en escala 1/5000 con indicación de centros asistenciales, religiosos,
educacionales, mercados, cines, teatros, locales y zonas reservadas para fines militares y
policiales, en un área tal que demuestre que la ubicación propuesta no infringe las disposiciones
del respectivo Reglamento de Seguridad.
62
- Planos de distribución en planta señalando las partes integrantes que sean aplicables al
proyecto tales como zona de tanques, zona de envasado, talleres de prueba y reparación de
cilindros, cercos, acceso, estacionamiento, oficinas, estaciones de bombas, etc.
- Diagramas de proceso de los sistemas requeridos para las instalaciones de almacenamiento
como: sistema de transferencia, sistema de recuperación y procesamiento de gases y vapores,
sistema contraincendios y sistema de automatización.
- Planos de las obras civiles, que sean aplicables al proyecto como: explanaciones, pistas,
veredas, drenaje pluvial, fundaciones de tanques y equipos, edificaciones, accesos, drenaje
industrial y sanitario.
- Planos de las obras metalmecánicas que sean aplicables al proyecto como: fabricación de
tanques de almacenamiento de líquidos, tuberías para transferencia de líquidos, montaje de
equipos de bombeo, y otros planos de obras especiales.
- Planos de obras eléctricas, e instrumentación que sean aplicables al proyecto, como: diagramas
unifilares eléctricos, sistema de protección atmosférica y puesta a tierra, red de cables de
energía, red de iluminación exterior, sistema de generación eléctrica.
- En general, todo otro plano que sea necesario para definir el proyecto y confirmar que el
mismo cumple con los requisitos mínimos de seguridad del reglamento que le sea aplicable.
a) Plano de situación en escala 1/5000 con indicación de centros asistenciales, religiosos,
educacionales, mercados, cines, teatros, locales y zonas reservadas para fines militares y
policiales, en un área tal que demuestre que la ubicación propuesta no infringe las
disposiciones del respectivo Reglamento de Seguridad.
b) Plano de distribución del establecimiento en escala 1/100, señalando las áreas de
almacenamiento de cilindros, lugares de atención al público, oficinas y otros contemplados
en los diferentes servicios.
c) Plano de instalaciones eléctricas y mecánicas.
d) Planos de las obras civiles, que sean aplicables al proyecto como: edificaciones, accesos,
sanitarios y otros de obras especiales.
63
6.8 Caducidad de la Licencia de Construcción
Artículo 11°.- Si dentro de ciento ochenta (180) días calendario, no se hubieran iniciado las
obras correspondientes, la Licencia de Construcción a que se refiere el artículo anterior, quedará
sin efecto. Dicho plazo podrá ser prorrogado por la Municipalidad, hasta un máximo de ciento
ochenta (180) días calendario, adicionales, previa justificación documentada ante la DGH bajo
Declaración Jurada.
6.9 Auditoria Técnica
Artículo 12°.- Durante la etapa de construcción la persona natural o jurídica propietaria de las
instalaciones deberá contratar a una Empresa de Auditoría Técnica, con el fin de efectuar la
revisión detallada de las instalaciones y edificaciones de acuerdo con los requisitos de los
reglamentos de seguridad y construcción que correspondan, así como presenciar las pruebas de
tanques, tuberías y demás equipos, las que se realizarán de acuerdo a las normas de diseño y
construcción dadas por el Reglamento de Seguridad. Terminada cada inspección, el
representante de la empresa de auditoría técnica preparará un acta, donde constará los resultados
de la inspección y pruebas realizadas.
6.10 Operación de Plantas. Requisitos
Artículo 13°.- Para iniciar la operación de Plantas de abastecimiento, Plantas Envasadoras,
Redes de Distribución y Locales de Ventas en el territorio nacional, la persona natural o jurídica
interesada deberá cumplir con los requisitos administrativos y técnicos que a continuación se
describen:
1. Presentar a la DGH un informe favorable de uso y funcionamiento expedido por una
empresa de auditoría técnica que certifique que la documentación contenida en el informe
cumple con los reglamentos de seguridad y construcciones vigente para Plantas de
Abastecimiento, Plantas Envasadoras, Redes de Distribución y Locales de Ventas, según sea
el caso, y con los demás requerimientos de información y antecedentes solicitados.
64
Para el caso de Plantas Envasadoras, Redes de Distribución y Locales de Ventas que no
estén ubicados en Lima y Callao, este informe podrá ser presentado a las Direcciones
Regionales de Energía y Minas. En el mismo acto en que la DGH, o una Dirección Regional
de Energía y Minas, de ser el caso, recepcione el informe favorable de Uso y
Funcionamiento de las instalaciones, elaborado por la Empresa de Auditoría Técnica,
deberá entregar al interesado un certificado de recepción del mismo. El informe favorable
de Uso y Funcionamiento de las instalaciones preparado por la Empresa de auditoría técnica
deberá contener lo siguiente:
a) Planos definitivos de las instalaciones y obras civiles.
b) Actas de todas las inspecciones, pruebas y revisiones que la empresa de auditoría técnica
realizó a las instalaciones y edificaciones durante la etapa de construcción.
2. La Conformidad de obras civiles será otorgada por la Municipalidad Provincial para el caso
de Plantas de Abastecimiento, y por la Municipalidad Distrital para el caso de Plantas
Envasadoras, Redes de Distribución y Locales de Ventas. Para ello la persona natural o
jurídica interesada deberá presentar a la Municipalidad que corresponda los planos
definitivos de las instalaciones y obras civiles.
3. Obtener de la Municipalidad Distrital la Licencia de Apertura. Para ello se deberá presentar:
a) El certificado de recepción por parte de la DGH o de una Dirección Regional de Energía
y Minas, según corresponda, del informe que se estipula en el punto 1. anterior.
b) Conformidad de Obras Civiles.
La Municipalidad Distrital deberá expedir la Licencia de Apertura en un plazo no mayor a
veinte (20) días calendarios contados desde la fecha de recepción de los antecedentes.
6.11 Ampliación y Modificación
Artículo 14°.- Las Plantas de Abastecimiento, Plantas Envasadoras, Redes de Distribución y
Locales de Ventas que amplíen y/o modifiquen sus instalaciones deberán cumplir con los
requisitos del presente Reglamento que le sean aplicables.
65
Inspectores Representantes. DGH
Artículo 15°.- La DGH podrá designar a representantes que inspeccionen las instalaciones de
Plantas de Producción, Plantas de Abastecimiento, Plantas Envasadoras, Redes de Distribución
y Locales de Ventas durante la etapa de construcción y operación, en los aspectos relacionados
con la aplicación del Reglamento de Seguridad que corresponda.
Revocación de Licencia de Apertura
Artículo 16°.- La DGH podrá solicitar a la Municipalidad que emitió la Licencia de Apertura su
revocación, si se detectara cualquier violación de las normas indicadas en el Reglamento, o en
caso que exista falsedad en los reportes o informes sobre los que se ha basado el otorgamiento
de dicha Licencia.
Laboratorio
Artículo 17°.- Cada Planta de Abastecimiento y Planta Envasadora deberá tener un laboratorio
para el análisis, dotado, como mínimo, de equipos para verificar el cumplimiento de las normas
de calidad vigentes para dicho producto.
Protección ambiental
Artículo 20°.- Las disposiciones del Reglamento para la Protección Ambiental en las
Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo N° 046-93-EM, involucran
también a las actividades a que se contrae el presente Reglamento en lo que fuere de aplicación.
DE LA SEGURIDAD DE LAS PLANTAS DE PRODUCCIÓN, PLANTAS DE
ABASTECIMIENTO, PLANTAS ENVASADORAS, MEDIOS DE TRANSPORTE Y
LOCALES DE VENTA
Normas de Seguridad
Artículo 28°.- Las Plantas de Producción, Plantas de Abastecimiento, Plantas Envasadoras,
Medios de Transporte, Redes de Distribución y Locales de Ventas deberán cumplir las normas
de seguridad establecida en los siguientes Reglamentos de la Ley N° 26221:
66
1. ``Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de GLP''.
2. ``Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos''.
3. ``Reglamento de Seguridad para Actividades por Hidrocarburos''.
4. ``Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos''.
Responsabilidades. Supervisión
Artículo 29°.- La responsabilidad del cumplimiento de las condiciones de seguridad es del
Propietario/Operador, debiendo cumplir con las reglamentaciones establecidas que le sean
aplicables. Asimismo, mientras el establecimiento se encuentre abierto al público, por lo menos
un supervisor, entrenado en operaciones y seguridad, debe permanecer en él y hacer cumplir las
normas reglamentarias que le sean aplicables.
Negación de venta. Motivos
Artículo 30°.- Las Plantas de Producción, Plantas de Abastecimiento y Plantas Envasadoras
negarán la venta a Plantas Envasadoras, Distribuidores en Cilindros y/o Distribuidores a Granel,
según corresponda, que, aunque estando autorizado a operar, el estado de sus instalaciones o
medios de transporte, según sea el caso, están manifiestamente trasgrediendo las normas de
seguridad vigentes que le son aplicables. La empresa que niega la venta informará de tal
situación, por escrito, a la DGH, la misma que suspenderá al infractor, la autorización y Registro
correspondientes.
Póliza de Seguros. Responsabilidad Civil
Artículo 31°.- Los Propietarios/Operadores de Plantas de Producción, Plantas de
Abastecimiento, Plantas Envasadoras, Medios de Transporte, Redes de Distribución y Locales
de Ventas deberán mantener vigente una póliza de seguro de responsabilidad civil
extracontractual, que cubra los daños a terceros, en sus bienes y personas, por siniestros que
pueden ocurrir en sus instalaciones o medios de transporte, según corresponda, expedida por una
compañía de seguros establecida legalmente en el país; sin perjuicio de otras pólizas que tenga
el propietario, para cubrir sus instalaciones y/o activos, lucro cesante, mercadería en tránsito,
robo, etc.
67
Negación de venta. Caso específico
Artículo 33°.- Las Plantas de Producción negarán la venta de GLP a las Plantas de
Abastecimiento y Plantas Envasadoras que, al momento de la compra, no acrediten tener vigente
el seguro obligatorio establecido en el presente capítulo. De igual forma, las Plantas de
Abastecimiento y Plantas Envasadoras negarán la venta a Distribuidores en Cilindros y/o
Distribuidores a Granel que no acrediten tener vigente el referido seguro.
En caso de ocurrir un siniestro en una instalación o medio de transporte y ésta no tuviera vigente
el seguro obligatorio, la compañía que ha expendido el GLP a la empresa propietaria de la
instalación o medio de transporte, será solidariamente responsable por daños a terceros, hasta un
monto equivalente al del seguro que la instalación siniestrada debería haber tenido vigente.
También se debe de tener en cuenta LAS NORMAS DE CALIDAD Y METROLOGÍA Y
PROCEDIMIENTOS DE CONTROL.
Participación Ciudadana
La Resolución Ministerial 535-2004-MEM-DM, publicada el 30 de Diciembre de 2004,
Reglamento de Participación Ciudadana para la Realización de Actividades Energéticas dentro
de los Procedimientos Administrativos de Evaluación de los Estudios Ambientales, que
modificó a la Resolución Ministerial No. 596-2002-EM/DM del 12 de diciembre de 2002,
regula la participación ciudadana como parte del procedimiento de revisión en el trámite de
aprobación de un EIA.
Este Reglamento establece que los Estudios de Impacto Ambiental deben contar con un proceso
de consulta, el cual consta de dos etapas, denominadas Talleres Informativos y Audiencia
Pública, respectivamente.
Los talleres Informativos consisten en un conjunto de actividades (sic: talleres) destinadas a
informar a la comunidad sobre los alcances e impactos del proyecto y el marco jurídico en el
que se basan, y están a cargo de la DGAAE, la Autoridad Regional (i.e., el órgano
correspondiente del Gobierno Regional) y el titular, del siguiente modo:
68
a. Antes de la elaboración del EIA, los talleres informativos se realizarán en las zonas de
influencia más próximas del proyecto, el Estado podrá convocar y realizar los talleres dirigidos a
la ciudadanía, informando acerca de sus derechos y deberes, normatividad ambiental y de las
nuevas tecnologías a desarrollar en los proyectos.
b. Antes de la elaboración del ElA, el responsable del proyecto explicará a las autoridades, que
evaluarán el Estudio, los componentes del mismo, especialmente los posibles impactos sociales,
culturales y ambientales, así como los planes de manejo ambiental y social para el control de
tales impactos, recogiendo los aportes e interrogantes de los mismos.
c. Durante la elaboración del ElA, el responsable conjuntamente con el Estado a través de la
DGAAE y la respectiva DREM difundirá la información sobre el proyecto y los avances en la
elaboración del ElA, recogiendo los aportes e interrogantes de la ciudadanía.
d. Presentado el ElA o al Ministerio de Energía y Minas, el responsable del proyecto a pedido de
la DGAAE, realizará Talleres Informativos, con el objeto de difundir los alcances del Estudio
Ambiental a las autoridades sectoriales, regionales y a la ciudadanía en general, dentro del
proceso de participación ciudadana y transparencia.
La DGAAE en coordinación con la DREM respectiva determinará el número de talleres, en
función de la envergadura del proyecto energético y de su incidencia territorial. Los talleres
podrán estar a cargo de la Autoridad Regional, de la DGAAE o responsable del proyecto, así
como por la entidad que elaboró el ElA.
La Audiencia Pública consiste en la presentación formal del EIA ante la comunidad y se realiza
en una localidad cercana al área del proyecto. El público puede presentar sus observaciones al
proyecto durante la audiencia y hasta quince (15) días después de la misma. Todas las
observaciones presentadas se adjuntan al expediente y forman parte de la evaluación.
Además de las reglamentaciones antes mencionadas para consulta pública, el MEM ha
publicado una guía para relaciones comunitarias (MEM, 2000), que destina un capítulo a la
consulta pública y a la divulgación. Estas pautas forman un conjunto de recomendaciones que
no son obligatorias sino más bien recomendadas por la autoridad.
69
CAPITULO 7
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
7.1. Introducción
El Proyecto consiste en instalar una Planta de GTL para producir diesel a partir del gas Natural
seco principalmente para el consumo automotor, cuya ubicación exacta será en la ciudad de
Pisco, Departamento de Ica, situado en la playa Lobería que está sobre el nivel del mar. La
posible ubicación de la planta seria a cercanías de la empresa Pluspetrol (Planta de
Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural de Camisea).
En este proyecto se desarrollan las medidas a implementar en las distintas etapas de la ejecución
del Proyecto GTL, con el fin de mitigar, prevenir o reducir los impactos ambientales que fueron
evaluados e identificados.
Este Plan de Manejo Ambiental está en un todo de acuerdo con el “Reglamento para la
Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos”, tal como lo establece en el Decreto
Legislativo Nº 613, Código del Medio Ambiente y los Recursos Naturales.
El presente proyecto contiene un Plan de Monitoreo Ambiental, métodos y medidas a utilizarse
así como los limites permisibles, los parámetros ambientales a evaluar y los estándares
(procedimientos) aplicables al monitoreo de emisiones gaseosas y calidad del aire, monitoreo
para aguas residuales, monitoreos de suelos y monitoreo del ruido ambiental.
La ejecución de las actividades de construcción, operación serán realizadas respetando todas las
disposiciones aplicables del “Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de
Hidrocarburos” y toda otra reglamentación aplicable vigente.
70
7.2 MEDIDAS GENÉRICAS DE PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN – PLANTA DE GTL
Propone implementar para el proyecto de la Planta de GTL para la producción de DIESEL.
CAPACITACIÓN Y MANEJO DEL PERSONAL
Al iniciar las actividades propias de cada trabajo específico, se deberá proporcionar a todos los
trabajadores el entrenamiento necesario sobre las medidas de atenuación de impactos que
constan en el presente Plan de Manejo Ambiental.
Se deberán llevar a cabo reuniones sobre temas relacionados con el medio ambiente, la salud y
la seguridad al inicio de las actividades, con una frecuencia mensual y cada vez que sea
necesario. Estas reuniones serán de tipo informativo, a la vez que una oportunidad para que el
personal recomiende algunas medidas de mitigación o prevención adicionales o las que
considere más apropiadas para el efecto.
Estará prohibido para los empleados y trabajadores del Proyecto GTL:
· Perturbar a la fauna nativa, dañar o destruir intencionalmente hábitats sensibles.
· Recolección de especies de la fauna silvestre o de interés económico y/o social.
· Actividades de caza y pesca.
· Recolección de muestras arqueológicas o la alteración de los sitios identificados como lugares
arqueológicos.
· Consumo de bebidas alcohólicas o estar bajo la influencia del alcohol durante el tiempo de
servicio, constituye base legal para un despido inmediato.
· Posesión, la utilización o el hecho de estar bajo los efectos de drogas ilegales será prohibido y
se tomarán medidas disciplinarias contra cualquier individuo que no cumpla con esta política.
Debe considerarse además que:
· Se informará al Gerente Ambiental (EHS y CCNN) sobre todos los sitios y objetos
arqueológicos encontrados.
· Se deberá respetar, en todo momento, la tranquilidad de la vida comunitaria.
· Respeto a los valores, normas, costumbres y tradiciones locales.
· Para todas aquellas labores que no exijan mano de obra calificada, se deberá dar prioridad a la
contratación de trabajadores locales, previa coordinación con la Gerencia Ambiental (EHS y
CCNN).
71
7.3 LINEAMIENTOS GENERALES PARA EL TRÁFICO VEHICULAR
La construcción de caminos para las tareas de transporte de materiales, equipos y personal a las
distintas áreas de trabajo debido a la preexistencia de los mismos, como una medida de
protección general a los distintos recursos ambientales que puedan ser afectados debido al
tráfico vehicular, se dan los siguientes lineamientos generales:
· Debe contarse con señalización apropiada de límite de máxima velocidad, para evitar las
partículas en suspensión o polvo excesivo en los caminos y áreas de trabajo. Así mismo se podrá
regar con cisternas de agua los caminos y áreas de trabajo para mitigar el polvo, producto de la
movilización vehicular.
· Deberá restringirse el movimiento de maquinaria pesada y vehículos a los sectores de trabajo
así como la utilización de las rutas y caminos previstas, de manera de no sólo evitar la
generación de polvo en suspensión, ruido innecesarios y emisiones gaseosas (gases de
combustión), sino que evitar la circulación por sectores y/o caminos no autorizados así como
evitar accidentes personales de trabajadores y la población en general.
· Se deberá implementar un Plan de Manejo Responsable de forma tal de capacitar a los
conductores de camiones y maquinaria pesada acerca de los recaudos a tomar principalmente
durante el tránsito por la Reserva Nacional de Paracas.
· Deberá implementarse un Plan de Mantenimiento de Vehículos (en general) de forma tal de
reducir las emisiones gaseosas y ruido.
· En cada área con riesgo de incendio deben existir letreros legibles visibles adecuadamente
ubicados de: NO FUMAR, PELIGRO-EXPLOSIVO O INFLAMABLE.
7.4 GEOLOGÍA Y GEOMORFOLOGÍA
Se han diferenciado cuatro depósitos recientes: aluviales, marinos, eólicos e industriales:
Depósitos Aluviales (Qr-al): Constituidos por suelos gravosos de clastos redondeados y bien
graduados. La matriz es arenosa, medianamente densa y posee una litología muy heterogénea
con 15 a 20% de cantos y bolos de hasta 30 cm.
Depósitos Marinos (Qr-m): Constituidos por conglomerados calcáreos, conformados por
suelos gravosos de clastos redondeados. La matriz está constituida por arena limosa y
cementante calcáreo. Estos depósitos se ubican en el borde del litoral y son retrabajados por
acción marina.
72
En el área de estudio estos depósitos pueden abarcar los bordes próximos a la carretera Pisco-
Paracas. Su contacto con el aluvial no es visible por la cobertura de depósitos eólicos e
industriales.
Depósitos Eólicos (Qr-e): Constituidos por suelos en cursos de grano grueso a fino, mal
graduados, de color marrón claro y gris. Están dispuestos en una amplia faja que va en dirección
S-W a N-E. En el sector tienen un grosor de 0,2 a 0,8 m con estratificación cruzada.
Depósitos Industriales (Qr-i): Constituidos en su mayor parte por residuos de conchas de
abanico y caparazones de otras especies marinas. Se encuentran depositadas en rumas sueltas en
casi toda el área de construcción con grosores de 0,5 a 2 m. Estos desechos fueron dispuestos en
forma caótica por pescadores artesanales e industrias informales. Dentro de esta unidad se ha
incluido otros depósitos de desmonte y desechos industriales de diverso origen.
7.5 EVALUACIÓN PRELIMINAR DEL SITIO
Como se describe anteriormente, actualmente esta zona es de facto de uso industrial compatible
con la planta que se propone instalar. Si bien hay planes para adecuar esta zona para ecoturismo,
se considera que la planta de GTL no sería incompatible con este uso.
Con respecto al hecho de que este sitio se encuentra en la zona de amortiguamiento de la
Reserva Nacional Paracas, se prevé extremar precauciones en las etapas de construcción y
operación de la Planta. Sin embargo, se considera que el proyecto no es incompatible con los
usos previstos en el Plan Maestro de la Reserva sino que, por el contrario, la presencia de la
planta GTL en la zona, traerá la posibilidad económica cuyo fin seria el mejoramiento de la
calidad vida de los lugareños y apoyo social del área.
En cuanto a riesgos naturales, estudios específicos han demostrado que el riesgo sísmico que
presenta esta área es aceptable y que no existe peligro sobre la planta GTL a construir.
Actualmente esta zona es de facto de uso industrial compatible con la planta que se propone
instalar. En la cercanía de este sitio se ubican las principales industrias pesqueras de Pisco,
teniendo también en la zona de amortiguamiento de la reserva una planta de acero, unas plantas
de ácido sulfúrico, una industria de curtiembre, zona de almacenamiento y distribución de
hidrocarburos y puerto de desembarque entre otros.
73
En la cercanía de Paracas existen industrias contaminantes como las fábricas de harina y
conservas de pescado, la industria siderúrgica y las Salinas de Otuma. Casi la totalidad de
colectores o desagües no son tratados y los desechos van directamente al mar. Existen indicios
de contaminación producida por la actividad minera desarrollada en las cuencas de los ríos Pisco
y Nazca, al norte y sur respectivamente del área protegida. También debe considerarse los
asentamientos humanos, el Puerto San Martín y la presencia de poblados de pescadores.
La presión demográfica en el distrito de Paracas, no es muy significativa y propende expandir la
zona urbana del distrito hacia la zona de amortiguamiento de la Reserva.
En el puerto San Martín se realiza diariamente descarga de acido sulfúrico, representando un
peligro constante para el ambiente marino.
La proyectada implementación de la zona franca industrial de Pisco constituye una seria
amenaza tanto por las industrias que se establecerían allí como por la presión humana que se
produciría.
7.6 ESTUDIO Y MOVIMIENTO DE SUELOS – NIVELACIÓN - INSTALACIÓN DE
EQUIPOS Y ESTRUCTURAS
Las perturbaciones ambientales, tales como la mezcla mecánica, la deposición del aire, los
derrames líquidos y el almacenamiento de residuos sólidos, pueden introducir una variación
adicional a los paisajes naturales y por consiguiente a la calidad de los suelos en el área de
operación.
De acuerdo a los estudios de campo y a los resultados del análisis en laboratorio se definen dos
fases de suelos en el área localizada, entre ellas se puede citar la fase aluvial con influencia
eólica y la fase aluvial con influencia marina.
Fase de Suelos Aluviales con Influencia Marina. Constituye un área aproximada de
90 hectáreas los cuales se distinguen superficialmente por presentar pedregosidad, desde los
estratos superficiales del perfil. La pedregosidad principalmente está constituida por cantos
rodados heteromorfométricos de origen aluvial y de contenidos diferentes. Están ubicados cerca
de la línea de playa y muestran mayor influencia marina. La clase textural de los suelos
corresponde a arenas que por granulometría se les puede calificar de gruesas a finas, ello permite
afirmar que el drenaje de los suelos es excesivo.
74
Se observan capas endurecidas a diferentes profundidades por los ciclos de deposición y
precipitación de sales, resultado de la salinización cíclica generada por la brisa marina. En
cuanto al PH presenta valores en un rango de 7,3 a 9,1 calificados desde ligeramente alcalino a
extremadamente alcalino, debido a la presencia de sales alcalinas, cuyos valores extremos
inciden negativamente en la nutrición mineral de las plantas.
Fase de Suelos Aluviales con Influencia Eólica. Constituye un área aproximada de
135 hectáreas los cuales se distinguen superficialmente por un manto arenoso con un espesor
variable de acuerdo a su ubicación pudiendo ser de 15 hasta 75 cm.
Las partículas de arena acumuladas tienen un mayor espesor en las zonas cóncavas de la
superficie ligeramente ondulada. Presentan costras endurecidas, a diferentes profundidades por
los ciclos de deposición y precipitación de sales, resultado de la salinización cíclica generada
por la brisa marina. La clase textural de la mayoría de las muestras de suelos es Arena, lo cual
permite afirmar que tienen un drenaje excesivo.
En cuanto al PH presenta valores en un rango de 7,4 a 7,9 calificados como ligeramente alcalino
a moderadamente alcalino, cuyos valores son aceptables para el crecimiento de las plantas.
Se evitará la erosión mediante la restauración de la topografía de las áreas donde se produjeron
movimientos de suelos o donde se realizaron nivelaciones del terreno. Así mismo se buscará
aplicar medidas técnicas de control de erosión.
Se evitará el movimiento de cantidades mayores de suelo de lo necesario para las actividades de
nivelación, compactación, etc.
· Se buscará realizar el acopio de materiales en sectores dentro del predio destinado a la Planta
GTL que hayan sido adecuadamente impermeabilizados a partir de arcilla compactada o bien
que sean provistos de una platea de cemento/hormigón, etc. Asimismo se proveerá de
contención secundaria a los sectores de almacenamiento de productos químicos, combustibles,
etc. Por otro lado el acopio de materiales se realizará de forma tal que no se sobrepase una
determinada altura y de esta forma evitar un impacto visual;
· Se restringirá el movimiento de vehículos y maquinaria pesada durante las tareas de instalación
de equipos y estructuras a los sectores necesarios a fin de evitar el tránsito de los mismos por
sectores no autorizados.
75
7.7 HIDROLOGÍA
Del análisis de la información revisada y lo observado en el campo, se infiere que el reservorio
acuífero a estudiar, está constituido por sedimentos aluviales no consolidados depositados por el
río Pisco.
7.8 MANEJO DE LÍQUIDOS DE DESECHO
La Planta de GTL será prevista de un sistema de conducción y drenaje de líquidos contaminados
con hidrocarburos originados en áreas de proceso.
Se prevé la construcción de canaletas, declives, diques y sumideros desde donde se bombeará o
transferirá periódicamente estos líquidos a un tanque de separación de agua con hidrocarburos.
Esta agua contiene muchos materiales tóxicos, principalmente ácido clorhídrico, Mercurio (Hg),
Plomo (Pb), ácido sulfúrico H2SO4, H2S, COS y amoníaco (NH3).
Se establecerán e implementarán los procedimientos operativos necesarios para la adecuada
conducción, tratamiento y disposición de los residuos líquidos generados en la Planta GTL.
Los líquidos del drenaje frío se bombearán a los tanques de redestilación para su
reprocesamiento.
7.9 MANEJO DE LOS RESIDUOS SÓLIDOS Y SEMISÓLIDOS
Se clasificarán y manejarán de acuerdo con las siguientes disposiciones:
· Estos residuos domésticos se almacenarán en recipientes plástico o metálicos provistos de tapa
que serán identificados adecuadamente (pintados y/o etiquetados) para aclarar qué residuos
contienen y que se distribuirán en toda la planta.
. Los residuos domésticos serán recolectados periódicamente por la empresa encargada de
realizar la recolección de residuos domésticos en Pisco y/o Paracas y serán transportados al
relleno sanitario municipal de Pisco y/o Paracas.
. Durante la fase de construcción, todos los contratistas y subcontratistas aplicarán el sistema de
manejo antes citado y asignarán un área dedicada para su adecuado almacenamiento.
76
· Los residuos no peligrosos se almacenarán en recipientes plásticos o metálicos provistos con
tapa y con la correspondiente identificación (pintada y/o etiquetada) para aclarar qué residuos
contienen y se serán distribuidos en todos los sectores de la planta donde se puedan generar
estos residuos. Los residuos no peligrosos se recogerán con frecuencia y se llevarán al sitio de
almacenamiento de material de desecho designado.
. Los residuos no peligrosos se volverán a usar y/o se reciclarán en la Planta GTL tanto como
sea posible y los restantes se enviarán (mediante transportistas debida mente autorizados por las
autoridades ambientales peruanas) para su eliminación o reciclado en un lugar fuera de la Planta
GTL. Estos operadores deberán estar correctamente autorizados y aprobados por las autoridades
ambientales peruanas.
· Durante la fase de construcción, todos los subcontratistas que generen residuos no peligrosos
aplicarán el sistema de manejo antes citado y asignarán un área dedicada para su adecuado
almacenamiento.
· Los residuos peligrosos se almacenarán en recipientes (tambores) metálicos de tamaño
adecuado, provistos de tapa y zuncho y que se encuentren debidamente identificados (pintada
y/o etiquetada) para aclarar qué residuos contienen.
. Los recipientes para recolección de residuos peligrosos serán distribuidos en toda la planta.
Periódicamente, los residuos peligrosos se recogerán y se llevarán al lugar de almacenamiento
temporario de residuos peligrosos.
. La instalación para almacenamiento temporario de residuos peligrosos tendrá piso de
hormigón y una barrera continua de hormigón de aproximadamente 15 cm de altura alrededor
del perímetro del piso, una canaleta de recolección de posibles derrame de líquidos y/o agua y
un sumidero de capacidad adecuada para el almacenamiento de estos líquidos.
. El lugar de almacenamiento tendrá un techo para proteger a los tambores de las inclemencias
naturales, iluminación y ventilación adecuada, así como contará con una cantidad adecuada de
elementos de lucha contra incendios. Los transportistas y operadores de residuos peligrosos
debidamente autorizados por las autoridades ambientales peruanas llevarán a cabo el tratamiento
y eliminación definitiva de estos residuos peligrosos en una planta de tratamiento externa a la
Planta GTL.
· Durante la fase de construcción, todos los subcontratistas que generen residuos peligrosos
deberán aplicar el sistema de manejo apropiado para estos residuos. Esto incluye a los residuos
generados en tierra y en los buques marinos de construcción.
77
· Periódicamente se extraerán los lodos (residuos semisólidos) proveniente de los tanques de
agua de desecho y se almacenará en tambores metálicos con la correspondiente identificación
(pintada y/o etiquetada para saber qué residuos contienen) que serán provistos de tapa y zunco.
. Los residuos semisólidos se almacenarán temporariamente en el mismo sitio que los residuos
peligrosos, donde se designará un sector especial para el almacenamiento de estos residuos.
Existe la posibilidad que estos residuos sean directamente extraídos por camiones de aspiración
y vacío.
Los transportistas y operadores de residuos debidamente autorizados por las autoridades
ambientales peruanas llevarán a cabo el tratamiento y la eliminación definitiva de estos residuos
semisólidos en una planta de tratamiento externa a la Planta GTL.
· Los subcontratistas involucrados durante la fase de construcción (de tierra y para la terminal
marina) del proyecto periódicamente removerán y almacenarán apropiadamente en un área
dedicada los sólidos y semisólidos provenientes del tanque séptico, así como la grasa de la
cámara de retención de grasa que se hubiese generado. El tratamiento y eliminación definitiva
de estos residuos se hará fuera de la planta a través de transportistas y operadores de residuos
debidamente autorizados y aprobados.
7.10 GENERACIÓN DE EMISIONES GASEOSAS Y CALIDAD DEL AIRE
Las emisiones de gases y material particulado de fuentes estacionarias son las principales
fuentes de emisión en la Planta de GTL.
Dentro de las emisiones gaseosas encontramos al CO2, S y el NO, NO2 que tienen un efecto
irritante y contribuyen en la contaminación del medio ambiente.
El Reglamento de la Protección Ambiental para el subsector Hidrocarburos establece el
monitoreo de fuentes de emisión gaseosas y calidad de aire a requerimiento de la DGAA y
cuando sea necesario, para demostrar el cumplimiento de los niveles máximos permisibles (D.S.
046-93-EM).
El Plan de Manejo Ambiental de la Planta de GTL y el Protocolo de Monitoreo de Calidad de
Aire y Emisiones emitido por la DGAA constituyen la base de referencia del programa de
monitoreo de calidad de aire y emisiones gaseosas a ser implementado.
Los resultados de este monitoreo serán comparados con la legislación ambiental peruana vigente
y los estándares del Banco Mundial para calidad de aire.
· Durante la etapa de puesta en marcha se buscará minimizar la necesidad de venteo o quema de
gas a través de la antorcha elevada.
78
· Se avisará y advertirá a las comunidades cercanas sobre los días de ocurrencia y duración
aproximada de las tareas de prueba de equipos y puesta en marcha de la Planta que puedan
generar emisiones de humos, venteos y/o quema de gases, etc.
. Durante la etapa de construcción, se restringirá la circulación de maquinarias y vehículos a las
áreas de trabajo correspondientes, caminos y carreteras especificadas, de forma tal de evitar la
generación de polvo en suspensión y emisiones gaseosas (gases de combustión).
. Se buscará regar estos lugares a los efectos de mitigar el polvo en suspensión.
· Se implementará un Programa de Mantenimiento de Vehículos Terrestres de forma tal de
reducir las emisiones gaseosas (gases de combustión).
· El sistema de antorcha en la Planta GTL y en la Terminal Marina constará de un colector de
alivio/purga de alta presión, un colector de alivio/purga de baja presión, un depurador de
alivio/purga y una de antorcha terrestre para cada sistema;
· La antorcha terrestre destinada a la Planta GTL manipularán y quemarán todo el gas ventilado
desde las válvulas de seguridad de alivio de la presión y las válvulas de purga en la planta y en
la terminal marina.
· Se operará la Planta GTL de la forma más eficiente posible de manera tal que se reduzca al
mínimo la ocurrencia de eventos que deriven en la necesidad de venteo y/o quema de corrientes
gaseosas de proceso.
· Se buscará controlar las variables operativas críticas del proceso que estén relacionadas con la
generación de emisiones gaseosas, de forma tal de mantener estas variables dentro un rango
previsto de operación y que las emisiones gaseosas se ubiquen dentro del rango de variación
establecido por diseño.
· Establecer un Programa de Mantenimiento de equipos y procesos que generen emisiones
gaseosas de manera tal que éstas se encuentren dentro de los parámetros permisibles
establecidos.
· Se buscará reducir las emisiones que se generarán en Planta GTL a través de la aplicación de la
mejor tecnología aplicable para el diseño y funcionamiento de los equipos que formarán parte de
la Planta y los procesos productivos que en ella se lleven a cabo. Las especificaciones técnicas
entregadas a los proveedores de equipos están basadas en los estándares de emisión del Banco
Mundial.
79
7.11 RUIDO AMBIENTAL
La utilización de maquinaria pesada y operación de equipos es fuente de ruidos localizados,
aunque por períodos de tiempo limitados.
La generación de ruido por fuentes móviles, proviene principalmente del tránsito de vehículos
que abastecerán de materiales a la Planta, actividad que será limitada.
. Se prevé la implementación de un Plan de Monitoreo de Ruido Ambiental Externo así como
monitoreos periódicos de los niveles de ruido en ambiente de trabajo de modo de requerir la
obligatoriedad del uso de protección auditiva en los sitios donde se excedan los límites
establecidos.
. Se implementará un Programa de Mantenimiento Periódico de Vehículos de forma tal de
disminuir la generación de ruido.
. Se implementarán medidas tendientes a la utilización de silenciadores adecuados en los
equipos pesados y vehículos.
· Se restringirá el movimiento de vehículos y maquinaria pesada a los sectores estrictamente
necesarios a fin de evitar el tránsito de los mismos por sectores no autorizados y la generación
de ruidos innecesarios.
· Se buscará adoptar medidas de atenuación de ruidos para los equipos, procesos y/o
instalaciones (aislamiento o encapsulamiento de fuentes de emisión, ubicación alejada de las
fuentes de emisión, uso de silenciadores, etc).
· No se realizarán trabajos nocturnos durante la etapa de construcción de forma tal de no generar
emisiones lumínicas que afecten a la población.
· Se prevé la instalación de un sistema de antorcha que permitirá reducir el impacto visual
generado por la luminosidad de la llama de la antorcha. Aquí cabe destacar que únicamente se
prevé la operación de la antorcha en casos de emergencia (por ejemplo incendio).
· Se operará la Planta GTL lo más eficientemente posible de manera tal de reducir al máximo la
ocurrencia de eventos de utilización de la antorcha. Cabe aclarar que ocasionalmente, se podrá
registrar actividad en el sistema de antorcha debido a alguna normalidad en el proceso
(desviación de alguna variable de proceso) que requiera el venteo y quema de una corriente de
gases.
· Se buscará reducir las emisiones de ruido en los equipos (compresores, motores, bombas, etc.)
que formarán parte de la Planta y los procesos productivos que en ella se lleven a cabo a partir
de la aplicación de medidas de atenuación de ruidos, tales como silenciadores, aislaciones
acústicas, etc.
80
· Implementar un Programa de Mantenimiento periódico de los principales equipos y procesos
que se prevé generarán emisión de ruidos.
. Se avisará y advertirá a las comunidades cercanas sobre los días de ocurrencia y duración
aproximada de las tareas de prueba de equipos y puesta en marcha de la Planta que puedan
generar aumento de la presión sonora.
· Se practicará un Estudio de Ruido en Planta a los efectos de determinar el nivel de ruido
general en Planta GTL. Constará de dos etapas principales: Estudio Preliminar de Ruido (a partir
de la ubicación tentativa de las maquinarias y de valores de ruidos teóricos obtenidos de bases
de datos) y Estudio Final de Ruido (a partir de ubicación definitiva de la maquinaria y datos de
ruido provistos por proveedores de equipos, mediciones reales, etc.).
· Monitoreo periódico de ruidos en ambiente laboral de acuerdo a la normativa vigente.
7.12 MANEJO DE AGUAS DE CONSUMO
. La extracción y el tratamiento de agua salobre de pozos de agua poco profundos en el sitio
brindarán una fuente adecuada de agua dulce. Si el agua de pozo es salobre, se usará un sistema
de filtración por ósmosis inversa (OI) o filtrado similar para tratar el agua y adecuarla a las
normas de potabilidad.
· La calidad físico, química y microbiológica del agua será monitoreada periódicamente de
modo tal de asegurarse los controles sanitarios apropiados.
· Periódicamente se realizarán ensayos de bombeo de los pozos de suministro de agua de forma
tal de monitorear que no se esté sobreexplotando el recurso hídrico subterráneo aprovechable.
7.13 RELACIONES COMUNITARIAS
A fin de fortalecer la imagen de la Empresa en el consenso social, se implementará un Plan de
Relaciones Comunitarias. Este plan podría incluir padrinazgo de escuelas, instituciones de bien
público, museos, etc., auspicio de eventos artísticos, culturales, deportivos, etc., programas de
integración y comunicación con la comunidad, entre otros. Asimismo se buscará favorecer la
contratación de mano de obra local, priorizar el consumo de productos locales, etc.
81
7.14 RIESGOS Y CONDICIONES DE SEGURIDAD
Se realizará un Análisis de Riesgo de Planta PISCO con respecto a pérdida o ruptura de
dispositivos continentes de vapores y gases contaminantes, derrames, incendio, explosión,
sismos, inundación, etc. Este estudio tendrá como resultado un Plan de Contingencias en el que
se expondrán las medidas a tomar en caso de ocurrencia de cada una de las situaciones
analizadas y evaluadas.
En este estudio también se incluirá un Análisis de Riesgo Ambiental que permita la
identificación de potenciales fuentes de contaminación de suelos, agua superficial, agua
subterránea, etc., para cada fase del proyecto.
7.15 NEOTECTÓNICA
En el área de influencia del proyecto la actividad sísmica está asociada principalmente al
fenómeno de subducción de la placa de Nazca. La actividad sismo-tectónica en la zona de la
corteza continental también tiene influencia en el proyecto, aunque en menor proporción
respecto a la actividad sísmica debido al fenómeno de subducción.
Las principales fallas neotéctonicas de influencia en el proyecto son: Falla de Ica,
Falla Huamaní y Falla Condoray.
Las fallas son estructuras de mayor importancia y están expuestas hacia al oeste de la península
de Paracas. Aquí, en similares niveles topográficos, afloran rocas intrusitas paleozoicas,
volcánicas jurásicas y sedimentitas terciarias con fallamiento en bloques.
Este tipo de fallas es predominante en toda la zona costera al sur desde la península de Paracas
hasta las proximidades del río Ica.
Las evidencias de falla en el área son los altos acantilados verticales, la interrupción en
estratificación de rocas sedimentarias y la desaparición brusca de estructuras.
Además, es característico el cambio litológico no concordante a niveles similares de cota en
rocas de edad muy distante, así como otras evidencias geomorfológicas y estructurales.
Muchas de las fallas observadas presentan un salto relativamente corto. Sin embargo, algunas
fallas regionales inferidas paralelas al borde litoral pueden tener saltos significativos. Existen
evidencias de la existencia de una antigua prolongación del borde litoral llamada “Cordillera de
la Costa”. Existen dos pruebas de este hundimiento.
82
La primera es la existencia en las islas Ballestas de depósitos aluviales, rellenado una hendidura
o surco excavado por erosión fluvial. El material está desplegado en dirección E-W; es decir,
como si hubiese sido depositado en la prolongación de un río hacia la costa. Los fragmentos son
bastante redondeados, poco densos y sin cementante, muy diferentes a los conglomerados de las
formaciones del Terciario. Mas bien, son similares a los depósitos aluviales antiguos del río
Pisco. Esto conlleva a que las islas Ballestas estuvieron ligadas al continente y que existió una
gran falla regional que produjo el hundimiento de la zona occidental de la antigua cordillera de
la costa. Este movimiento debe haber sido bastante reciente y probablemente neocuaternario
(Werner Ruegg, 1953).
Una segunda prueba de esta falla regional es la brusca discontinuidad de las entidades
estratigráficas. El empalme de las estructuras en su correlación longitudinal, así como la falta de
partes estructurales en la actual orilla occidental no concuerdan. Estos hechos no pueden
atribuirse a una fuerte erosión sub - aérea - intramarina combinadas, sino que se relaciona con el
hundimiento antes mencionado de la Cordillera de la Costa.
7.16 SÍSMICA
Para las estructuras del puerto, el sismo de diseño se considera aquel que tiene un periodo de
retorno de 475 años, periodo que corresponde a estructuras que tienen una vida útil de 50 años.
De acuerdo a los resultados del peligro sísmico, el sismo de diseño tendrá aceleraciones entre
0,44 y 0,60 (% g) en el área del proyecto. Estos valores de aceleraciones máximas deben
considerarse como valores medios esperados en suelo firme o roca, donde no se considera la
influencia de las condiciones locales del suelo, ni los efectos de la interacción suelo-estructura.
7.17 EVALUACIÓN DEL PELIGRO SÍSMICO Y OCURRENCIA DE TSUNAMIS
Estudios específicos han demostrado que el riesgo sísmico que presenta esta área es aceptable y
que no existe peligro de licuefacción.
Los estudios de tsunami hechos en esta zona determinaron un nivel máximo de inundación de 8
m.s.n.m., significativamente más por debajo del nivel del terreno donde se construiría la planta.
Además el sitio no presentaría problemas para las fundaciones de la planta.
83
7.18 REQUISITOS PORTUARIOS
En la zona de playa Lobería, el fondo marino es bastante más empinado y se puede conseguir la
profundidad necesaria de 15 m con un muelle de 3000 m. Los estudios geofísicos que se
llevaron a cabo indican también que el proceso de deposición y transporte de sedimentos en la
bahía es sumamente lento por lo que no sería necesaria ninguna operación de dragado durante la
vida útil del puerto.
7.19 REQUISTOS DE COMPATIBILIDAD
Elevación del Terreno de la Planta. No presenta problemas ya que la planta se encontraría entre
8 y 10 metros sobre el nivel del mar debido a la pendiente natural de la zona.
Distancia entre los tanques de almacenamiento de gases refrigerados y los Brazos de
Carga del Puerto. La distancia será la longitud del muelle y la distancia de los tanques de
almacenamiento a la costa según la ingeniería de detalle que se evaluará con posterioridad, pero
siempre dentro de las condiciones termodinámicas limitantes.
7.20 CARACTERÍSTICAS DEL AGUA DE MAR Y SEDIMENTOS
En Noviembre de 2001, la empresa H&O fue convocada por PLUSPETROL PERU
CORP. para realizar un muestreo de agua de mar dentro del contexto de análisis de alternativas
de sitios para la planta de fraccionamiento y terminal marina del proyecto
Camisea. Los resultados obtenidos para el sitio Playa Lobería se detallan a continuación.
Características Físico-químicas del agua superficial
Trasparencia (m): 4.3
Temperatura (ºC): 15.55
Oxígeno disuelto (ppm): 7.5
Demanda Bioquímica de Oxigeno DBO (ppm): 6.7
Fosfato (PO4 – ug-at/l): 2.3
Nitrato (NO3 – ug-at/l): 1.91
Nitrito (NO2 – ug-at/l): 0.44
Salinidad (ppt): 35.00
Hidrocarburo en sedimento (mg/kg): 374.5 – 1083.8
84
CAPITULO 8
ESTUDIO ECONÓMICO
8.1 INTRODUCCION
El objetivo de este estudio es de presentar en forma tabulada la información relevante
de precios y costos que se extrae del estudio de ingeniería y de esta manera poder afirmar
si el proyecto es rentable.
Se debe mencionar que todo análisis y enfoque realizado en este sector, es sencillamente una
estimación económica y financiera sobre el monto de inversión que representará
la implementación de la planta de GTL (Gas a Líquidos), asimismo se pretende dar
orientación sobre el punto de equilibrio y la tasa interna de retorno, antes que
resultados exactos y definitivos.
8.2 DETERMINACION DEL MONTO DE INVERSION
El monto de la inversión total se encuentra tabulado en los cuadros adjuntos.
.
85
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
1. El procedimiento para la obtención de gas de síntesis y petróleo sintético a
escala convencional por el método Fischer-Tropsch, ha sido desarrollado con el
propósito de tener conocimiento de las nuevas tecnologías que permitan la
transformación de hidrocarburos gaseosos en hidrocarburos líquidos y de este modo
poder contribuir a una mejor comprensión de estos procesos.
2. El mercado objetivo actual, no es suficiente para un gran proyecto GTL, por lo tanto se
contempla como posibilidad la obtención de co-productos que aumenten la rentabilidad
del proyecto, tales como el amoniaco y algunos fertilizantes.
3. El Diesel obtenido por el Proceso GTL presenta mejores características técnicas para su
uso como carburante y es menos contaminante.
4. En nuestro país la demanda de Diesel se ve fuertemente relacionada con PBI del Sector
extractivo y el Parque automotor de Diesel.
5. Se concluye que la demanda, en cada caso tiene una fuerte correlación con las
respectivas variables encontradas.
6. Existe capacidad para incrementar la oferta de Diesel, pero esto aún no es suficiente para
cubrir la demanda que actualmente cubren las importaciones.
7. Según los resultados existe una demanda insatisfecha de diesel. Un Proyecto GTL, para
la producción de destilados medios es capaz de cubrir, en el orden de los 10,000-13,000
MBBL/día, equivalente aproximadamente 34,000 BPD, al año 2015.
8. Es importante hacer un estudio de impacto ambiental para tener las referencias
adecuadas como es el estudio de los suelos, tratamiento de las aguas, el ruido, las
emisiones gaseosas, los aspectos socioeconómicos, etc. Teniendo los resultados
necesarios decidir que problemas ocasionara la planta en la zona y tratar de resolverlos
cumpliendo las leyes establecidas por el Estado.
9. La planta que se establecerá en Pisco esta en la obligación de darle seguridad y apoyo
socioeconómico para las poblaciones aledañas como es Paracas, San Andrés y Pisco.
86
10. Como se sabe, la torre de absorción tiene por objetivo fundamental absorber
componentes como CO2 para lo cual se emplean diferentes solventes como: MEA,
DEA, MDEA entre otros. Después de realizar investigaciones en bibliografía y
proyectos de Grado se concluye que el MDEA tiene mayor ventaja en cuanto a
recuperación de CO2 comparado con los otros solventes.
11. Se pretende recuperar la mayor cantidad de CO2 para su posterior recirculación
al reformador de metano con vapor y de este modo se obtenga una relación adecuada de
H2 a CO en el gas de síntesis, el cual será alimentado posteriormente al reactor de
Fischer- Tropsch.
12. En cuanto a la evaluación económica del proyecto, como se ha podido observar,
se obtuvo una TIR de 40.7 % y un VAN de 139.4 Millones $us al 15 % de
tasa de interés, lo que demuestra que el proyecto es económicamente rentable y
recomendable.
13. De la evaluación financiera se concluye que el proyecto genera utilidades por volumen
de producción y por precio de venta de los productos (diesel, gasolina y otros), y es muy
sensible a estas dos variables; en este caso específico se consideró la variación del
precio, dado que el volumen de producción fue establecido en el estudio de mercado.
14. Según el análisis de sensibilidad, el proyecto puede ser considerado aún
económicamente rentable para decrementos alrededor de 18% en el precio de venta de
los combustibles, con referencia a los precios proyectados de hidrocarburos para el año
2012.
87
BIBLIOGRAFÍA
PAGS. WEB.
http://www.minem.gob.pe/hidrocarburos/pub_planreferen_2006.asp
http://www.inei.gob.pe/
http://biblioteca.iapg.org.ar/iapg/ArchivosAdjuntos/Ingepet/EXPL-7-GC-08.PDF
http://www.univalle.edu/publicaciones/journal/journal11/pagina02.htm
http://www.icem.org.br/Projetos/Energia/matrizenergetica.pdf
http://www.icem.org.br/Projetos/Energia/matrizenergetica.pdf
http://www.icem.org.br/Projetos/Energia/matrizenergetica.pdf
http://www.minem.gob.pe/archivos/dgaae/publicaciones/estudios_impacto/melchorita/
modi/1.pdf
Decreto Supremo Nº 01-94-EM
