www.gasenergy.com.co I No. 2 I Abril - Mayo 2014
Energy ® 3
La revista de los gases combustibles en Colombia
NUEVAS APLICACIONES
DEL GAS NATURAL Y EL GLP
NACIONAL
GNV
Planta de regasificación comenzará operaciones en 2015
Mitos y verdades sobre los buses a gas
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GAS Energy I Abril-Mayo 2014
Energy ®
CONTENIDO
La revista de los gases combustibles en Colombia
ISSN: 2357-4879
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“
Una nación que destruye su suelo se destruye a sí misma. Los bosques son los pulmones de la tierra, purifican el aire y dan fuerza pura a nuestra gente
”
Franklin D. Roosavelt
Editor: GRUPO COMUNICAR Director: MARTÍN ROSAS
Oportunidades de Colombia en GMAC 12
Estación de GNV con gasoducto móvil
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Diseño y Diagramación: STUDIO GRIEGOZ DESING edwcru@gmail.com
INTERNACIONAL A finales de 2014, Perla entrará en producción
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Una Publicación de: GRUPO COMUNICAR Calle 59 # 13-52, Of. 401 Tels: (1) 5410053, 318-6232944 Bogotá, D.C. - Colombia
NO CONVENCIONALES Ronda Colombia 2014 abrió puerta a los No Convencionales
Redacción: MAURICIO VELOZA
Comercialización: MYRIAM JANETH AVELLANEDA myriamavellaneda@ rocketmail.com Teléfono: 321-3215288
INFOGRAFÍA
GNV INTERNACIONAL En los próximos diez años, mercado del GNV se duplicará
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CIFRAS Producción gravable de gas por campos
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NOVEDADES Ya está en circulación la edición 2014 del Mapa del Gas de Colombia
EDITORIAL
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GAS Energy I Abril-Mayo 2014
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EDITORIAL
Gas Natural y GLP, nuevas tecnologías y aplicaciones
G
Aunque las turbinas de gas para generación tienen racias a nuevos y grandes yacimientos que se han encontrado en el presente siglo en Asia una historia de varias décadas, en los últimos años vie(Turkmenistán) y América Latina (Perú y Vene- nen creciendo en número, capacidad y eficiencia. Al igual zuela), el gas natural ha aumentado las reservas de lo ocurrido en la aviación, los motores darán paso a la turbinas. Aquí también se vislumbra un futuro brillante. mundiales con un horizonte para más de cien años. En consonancia con el tema del Congreso de NaturAdemás, el desarrollo simultáneo de las tecnologías de perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico gas, en esta edición le dedicamos la portada a las nuevas (fraking), realizado por los Estados Unidos, permitieron tecnologías y aplicaciones del gas natural. Por ahora desque las reservas del gas de esquisto se pudieran extraer tacamos algunas de ellas, como el GNL, pero en adelante de las entrañas de la tierra, contribuyendo así a una mayor estos temas serán invitados frecuentes de estas páginas, producción y dando lugar a la denominada ‘Revolución es- pues como se puede apreciar, el gas natural se consolida como el combustible del siglo XXI. tadounidense del shale gas’. ***** Los astros se le terminaron de alinear al gas natural PEÑALOSA PRESIDENTE. Si no comete el mismo cuando, gracias a su bajo precio (en contraste con las elevadas cotizaciones del petróleo), la tecnología de la licue- error de la anterior campaña a la Alcaldía, cuando aceptó facción originó un nuevo y creciente comercio mundial el respaldo de Alvaro Uribe, Enrique Peñalosa tiene una del energético, esta vez independiente de los gasoductos, oportunidad de oro para convertirse en el próximo prelo que está llevando a una nueva residente de Colombia. Si se mantiene como independiente, al margen de configuración del planeta, no solo en materia energética sino geopolítica. Los astros se le terminaron la pelea entre uribistas y santistas, Peñalosa puede catalizar el inconEn consecuencia, el gas natural de alinear al gas natural ha comenzado a tener nuevas y dicuando, gracias a su bajo formismo de la mayoría del país y convertirse en el candidato con maversas aplicaciones. Primero fue el precio (en contraste con gas comprimido para uso automotor yor opción. las elevadas cotizaciones y en generación de energía eléctrica, Peñalosa puede arrastrar al en sustitución de los combustibles del petróleo), la tecnología voto inconforme, al indeciso y al apálíquidos por razones de precio o del tico, si decide deslindarse de los pode la licuefacción originó carbón por razones ambientales. líticos tradicionales y no acepta sus un nuevo y creciente El gas natural licuado (GNL) apoyos. Especialmente debe ser clacomercio mundial del como combustible de locomoción ro en que no acepta ningún respaldo energético. ha tenido un inusitado auge en el de Uribe, pues en Macondo, donde la presente siglo, bien sea dedicado o política es tan dinámica, en este caso en combinación con el diesel, para el remplazo de este en sí aplica el segundo postulado del gran filósofo criollo Pael transporte pesado por carretera, buques y maquinaria cho Maturana, según el cual más es menos y menos es más. minera, especialmente. Sin duda, este será un segmento Los uribistas odian tanto a Santos que votarán por que se impondrá en la presente década. su contrincante con tal de truncarle la reelección al prePor el lado de la generación de electricidad distribui- sidente. Pero todo depende de que Peñalosa no acepte el da, el gas licuado del petróleo (GLP) tiene un campo de ac- apoyo de Uribe, pues si lo acepta restará los votos indeción interesante en plantas de hasta 100 Mw, ideales para pendientes, pero si lo rechaza sumará los de los uribistas. las zonas no interconectadas del país. Para proyectos de Para Santos, por su parte, la mermelada ya no le mayor envergadura, indudablemente el gas natural es el será suficiente para adherir votos, pues esta fue eficienúnico que puede acercarse al carbón en precio, pero se lo te cuando los políticos regionales querían salir elegidos, lleva de lejos en términos de emisiones y de eficiencia. En- pero una vez logrados sus objetivos no pondrán el mishorabuena el Gobierno dio vía libre a la construcción de la mo empeño en la reelección. Así las cosas, las opciones primera terminal de regasificación del país, con destino a que le quedan al candidato presidente para mantenerse las plantas de generación de la Costa, que entrará a operar en el poder serían: pactar el respaldo de las Farc-Marcha en casos de baja hidrología. Patriótica, un gran fraude o una combinación de ambas. GAS Energy I Abril-Mayo 2014
PANORAMA
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Todos por Casanare
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a Alta Consejería Presidencial para las Regiones, la Asociación Nacional de Empresarios (ANDI) y Pacific Rubiales implementaron un paquete de apoyo para mitigar la difícil situación ecológica que vive Paz de Ariporo, Casanare. Una situación que se vive año a año en la región, pues el verano es largo y los casanareños ven cómo es afectado su ecosistema de fauna y flora por las prolongadas sequías. La plan de emergencia contempla las siguientes medidas: La disposición de 100 viajes de carro tanques al día con una capacidad total de 320.000 galones de agua por día para llevarlos a los sitios afectados; la disposición de 20 viajes adicionales, para que una vez llevada el agua a Paz de Ariporo, se pueda distribuir en los distintos jagüeyes y reservorios del municipio donde están ubi-
cados los animales; la disposición de 3 tanques flexibles de almacenamiento, 2 tanques de 5.000 galones y 1 de 20.000 galones que podrán hacer sostenible la operación; la disposición de 2 equipos para perforación de pozos profundos; dos retroexcavadoras y un buldócer para la construcción de dos reservorios de agua adicionales en los sitios crí-
ticos de la emergencia; y la creación de un Fondo de Emergencia para alimentación, medicamentos, insumos, y maquinaria para el transporte de animales. La ayuda se suma a otras medidas ya ejecutadas por las compañías del sector de hidrocarburos que operan en la región como Pacific y Ecopetrol.
CARROTANQUES llevan agua a las praderas para mitigar el impacto de la sequía.
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PORTADA
VOLVO FM, con motor mixto GNL-Diesel
Gas Natural Licuado, el diesel del siglo XXI
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Una de las nuevas tecnologías que tiene más auge en el mundo es la del gas natural licuado (GNL), que es el mismo gas natural que fluye por las tuberías de nuestras ciudades y utilizamos en nuestras casas, pero en fase líquida. Una vez licuado, su volumen se reduce 600 veces, lo que representa una enorme ventaja tanto para su transporte y comercialización como para su utilización en diferentes aplicaciones. Una de ellas es en el sector transporte.
as principales aplicaciones del GNL están tanto en el ámbito industrial y doméstico como en el vehicular. Se utiliza cuando la red de gas natural no llega al punto de consumo y en aquellos casos en que se necesita en forma líquida como combustible para vehículos terrestres (buses y camiones), marinos (barcos) y mineros (maquinaria amarilla). Para los sectores industrial y doméstico, el GNL se almacena y luego se regasifica en plantas especiales para, como su nombre indica, volver a conseguir gas a partir del líquido. En vehículos, el GNL se utiliza desde hace más de veinte años en países como Italia, Alemania y Estados Unidos, entre otros. El GNL con destino vehicular se puede expedir en forma comprimida GAS Energy I Abril-Mayo 2014
o en forma líquida (ver diagrama). El uso comprimido es característico de vehículos ligeros, mientras que su versión licuada es la alternativa más fuerte frente al diesel para el transporte pesado por carretera, pues ofrece ventajas económicas y medioambientales. El mercado potencial del GNL es enorme y la velocidad de desarrollo está directamente vinculada al desarrollo de puntos de repostaje en estaciones de servicio y al incremento de la oferta de vehículos por parte de los fabricantes. Actualmente existen marcas que comercializan camiones de GNL de fábrica, como Iveco, Volvo, Renault y Mercedes Benz, entre otras. El líder del GNL vehicular es el mercado chino, con más de 60.000 vehículos; seguido del
GAS PROPANO
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Soluciones vehiculares del GNL
Ilustración tomada de: Indox CryoEnergy
sudeste asiático, con 30.000; Estados Unidos, con 4.000 camiones, y Japón, con algo más de 2.000 unidades. Pero en Europa está empezando a tomar fuerza y ya existen dos proyectos paneuropeos concretos: desarrollar corredores azules con estaciones para el transporte de carga por carretera y dotar los principales puertos para el cargue de buques (bunkering), todo bajo la sombrilla de las cada vez más exigentes normas de emisiones y con el apoyo de los gobiernos en cuanto a la rebaja impositiva. Con este combustible, los vehículos adquieren autonomías superiores a los 600 kilómetros con una sola tanqueda, razón por la que actualmente el GNL se usa principalmente en vehículos con alto consumo que cubren largos recorridos, como camiones, buques y ferrys. Los vehículos que usan GNL suelen llevar sistemas de tipo dual, para que puedan moverse con diesel convencional, pero también existe una tecnología mixta, que utiliza una mezcla de ACPM, en un porcentaje que oscila entre 20% y 30%, y GNL entre 70% y 80%. Los usuarios del GNL en Europa aseguran que el ahorro económico en combustible supera el 30 por ciento frente al diesel y los costos de mantenimiento de los camiones también son inferiores, además de la mejora medioambiental. Un vehículo que use GNL tiene entre 75 y 90 por ciento menos de emisiones de
óxidos de nitrógeno (NOx) y material particulado que un camión con motor diesel convencional. También un ciento por ciento menos emisiones de óxidos de azufre (SOx) y un 30 por ciento menos de emisiones gases de efecto invernadero, todo ello debido a que en el proceso de convertir gas natural a su estado líquido se eliminan el oxígeno, el dióxido de carbono, azufre y agua, resultando un metano (CH4) con más del 90 por ciento de pureza. Además, la combustión del GNL es mucho más limpia, por lo que generalmente estos motores cumplen con las normas Euro 5 o Euro 6. A largo plazo, el objetivo es obtener GNL a partir de biogás. El biogás se obtiene de los centros de reciclaje, fruto de la descomposición de la materia orgánica. Desde este enfoque, la emisión de gases de efecto invernadero no sólo es cero sino que puede llegar a considerarse negativa, pues la descomposición de desechos produce metano, que al liberarse tiene un efecto en la capa de ozono unas 100 veces superior al CO2. Por ese motivo, el poder almacenar ese metano y utilizarlo como combustible en vehículo en lugar de dejarlo fluir a la atmósfera, hace que el balance final sea beneficioso para el medio ambiente. Por todo lo anterior es que el GNL para uso en transporte pesado se está imponiendo en el mundo, ganándose el merecido apelativo de ‘el diesel del futuro’. GAS Energy I Abril-Mayo 2014
10 PORTADA
Generación con GLP
El desarrollo tecnológico, una mayor economía en los costos del combustible y un menor impacto sobre el medio ambiente, son las tres razones principales por las que la generación de electricidad con motores o turbinas a gas licuado del petróleo (GLP) está tomando auge en el mundo.
E
n el caso de los motores, donde la energía eléctrica es generada mediante la utilización de un alternador movido por la combustión interna, el uso del gas propano como combustible presenta ventajas como: Alto poder calorífico, combustión limpia y por lo tanto baja contaminación, mantenimiento de equipos sencillo y económico, fácil GAS Energy I Abril-Mayo 2014
regulación y control de parámetros, vida prolongada de los equipos, sencilla intercambiabilidad propanogas natural y facilidad de suministro del combustible. Una de las características que más se resalta para el empleo de gas en un motor de combustión interna es el poder antidetonante del combustible. Esto se valora por medio del llamado índice de metano. El propano tiene un bajo índice de metano, lo cual obliga a dimensionar los motores para trabajar con presiones menores que si se utilizara gas natural, ya que una presión alta podría provocar la autodetonación del propano. Por ese motivo, para una misma potencia, el rendimiento de un motor alimentado con propano es menor que alimentándolo con gas natural o biogás.
La generación con propano es ideal para bajas potencias en aplicaciones que precisan suministro eléctrico y que no disponen de conexión a la red, o bien en las que se necesita una generación alternativa al suministro desde la red para casos de emergencia. Cuando la demanda eléctrica es muy pequeña, los motores a GLP son adecuados como generadores de emergencia en industrias, construcción, obras públicas, canteras, agrícola, ganadera, hoteles, hospitales, discotecas y polideportivos, entre otros. Las ventajas más significativas del uso del propano en estos motores son: • Mezcla del propano (gaseoso) con el aire más homogénea que la de la gasolina (líquido) con el aire.
11 • Combustión más completa, traduciéndose en una ganancia de rendimiento del motor y un menor consumo de energía por kW producido. • Reducción de los depósitos de carbón provocados por combustiones incompletas. • Menor deterioro de los aceites lubricantes, ya que con gasolina o diesel los componentes minerales de los combustibles atacan al lubricante. • Mejor repartición de la carga en los cilindros, mejor regularidad en el par de arranque y mejor ralentí. • Mejor calidad de humos de escape frente a los combustibles líquidos: reducciones de entre 48 al 83% en emisiones de gas carbónico y del 10% de los óxidos de nitrógeno. • Ausencia de componentes ácidos de azufre.
Media-alta potencia
Para demandas eléctricas superiores a 50 MW, y sobre todo cuando se precisa una producción eléctrica en régimen continuo, los grupos electrógenos a GLP deben poseer unas cualidades semejantes a los motores diesel, a partir de los cuales se transforman algunos de los motores a propano. Las características principales de estos grupos electrógenos a propano son: Robustez, elevada vida útil para soportar muchas horas de funcionamiento (generalmente continuo), bajo régimen de giro (1500 r.p.m.), generación eléctrica y térmica (cogeneración), Cuando se trata de cogeneración con gas propano, el grupo cogenerador se compone de un motor de combustión interna, un generador de energía eléctrica, un equipo de recuperación de la energía térmica procedente de los gases de escape o del agua caliente de refrigeración y un sistema de evacuación de gases residuales. El rango de potencia de estos
equipos es bastante amplio, adaptándose muy bien a cargas variables mediante la colocación de varios módulos, de los que funcionan en cada momento los necesarios.
Turbinas de Gas
Una turbina de gas es una máquina capaz de producir por un lado potencia mecánica y por otro lado aportar una elevada cantidad de calor en forma de gases calientes con un alto porcentaje de oxígeno, lo cual permite utilizarlos como aire de combustión en un quemador adicional y así elevar el nivel térmico de los gases. Frecuentemente se necesita un compresor de gas para introducir éste a presión adecuada. Debido a las altas temperaturas que pueden alcanzarse en la combustión y para no reducir demasiado la vida útil de los elementos componentes de la cámara, se trabaja con exceso de aire, con lo que se consigue por un lado reducir la temperatura de la llama y por otro lado refrigerar las partes más calientes de la cámara. El compresor de aire tiene la misión elevar la presión del aire de combustión (una vez filtrado) antes de que entre en la cámara de combustión. En la cámara de combustión tiene lugar la combustión a presión del gas junto con el aire. El generador es el elemento que consume la energía mecánica aportada por la turbina y el que genera la corriente eléctrica. Las turbina a gas son muy eficientes en medianas y altas potencias, en rangos que van entre los 50 y los 120 MW. En conclusión, los generadores de turbina a GLP presentan ventajas por ser una tecnología probada, pero además porque la combustión de este combustible es más eficiente y confiable que el diesel; el GLP es más barato; tienen varias aplicaciones, como centrales de ciclo simple, cogeneración y trigeneración, entre otras. GAS Energy I Abril-Mayo 2014
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INFORMACIÓN COMERCIAL
Cómo aumentar la producción de petróleo y gas HOERBIGER COMPRESSOR TECHNOLOGY puede ayudar a incrementar la producción de petróleo y gas, vendiendo, rentando u operando compresores de cabeza de pozo, diseñados especialmente para manejar grandes cantidades de condensados y golpes y de líquido en la boca misma del pozo. Están equipados con medidor de caudal de gas. Los líquidos que separa el compresor son soplados a la misma línea de descarga. Los compresores pueden transmitir por telemetría todos los datos de producción y dar aviso de todas las alarmas y protecciones con las que cuenta. Las RPM de los motores son variables, manejando el caudal de gas que el pozo o los pozos son capaces de entregar. Pueden trabajar en la cabeza o en un manifold trabajando solo o paralelo con otros compresores. Los compresores son fácilmente
transportables. No requieren preparación del suelo para su instalación y las conexiones se realizan muy rápidamente. Se instalan y dejan operativos en aproximadamente una hora. Atienden un alto rango de condiciones de trabajo, sin ningún cambio en el paquete. Presentan igualmente diferentes modelos en función de los caudales y potencia requeridos. Los compresores pueden ser manejados con motores a gas como combustible, utilizando el mismo gas de la formación, o con motores eléctricos con variador de frecuencia. HOERBIGER empezó operaciones en octubre del 2008 con un primer compresor de prueba. Los resultados fueron tan sobresalientes que a diciembre de 2013 contaba con la operación de 340 compresores, solo en Latinoamérica. Durante estos años, HOERBIGER ha ganado gran experiencia de campo, ma-
nejando grandes cantidades condensados y de golpes de líquido, niebla fina de vapor de agua y sales, presencia de CO2, de H2S y de arena, entre otras sustancias y materiales. Las soluciones técnicas a los inconvenientes se incorporaron a su paquete estándar. Eso hace que sus compresores sean, sin lugar a duda, los más confiables del mercado de cabeza de pozo, trabajando con alto factor de disponibilidad incluso en condiciones extremas. HOERBIGER es responsable de realizar los mantenimientos, tener stock de partes, llevar indicadores de mantenimiento y junto con el cliente buscar la mejora continua, prestando un servicio de excelencia.
Aplicaciones
Puede trabajar en pozos de PRODUCCIÓN DE GAS maduros o depletados, ya sea solo o en combinación con otros métodos artificiales como plunger lift o espumantes. Pero también puede utilizarse para incrementar la PRODUCCIÓN DE PETROLEO en todos aquellos países o compañías donde ventear gas a la atmósfera no sea permitido. En ese caso, puede trabajar en pozos nuevos surgentes o bien en combinación con otros sistemas de levantamiento artificial como puede ser equipos de bombeo, bombas electrosumergibles, bombas progresivas, gas lift, etcétera. Las mejoras en producción se pueden constatar en forma inmediata. El compresor de cabeza de pozo se ha convertido hoy día en una herramienta de trabajo para la gerencia de producción de las empresas, para determinar y constatar en qué lugar conviene utilizarse. Para más información puede dirigirse a la Sucursal HOERBIGER más cercana a su domicilio.
Mayor producción de gas y petróleo mediante aplicaciones en cabeza de pozo
Compresor móvil, versátil de muy fácil instalación
Reducción de la presión en cabeza de pozo Carga de líquido o liquid loading Aumento de la producción de petróleo reduciendo la presión en el casing Recuperación de vapor de gas o gas recovery Recuperación de gas a baja presión Combinación con plunger lift y espumantes Gas gathering o recolección de gas
HOERBIGER de Colombia Ltda. Cra.85D No. 46A-65 • Bodega 19 Complejo Logistico San Cayetano • Bogotá, Colombia Tel.: (57-1) 430 4425 • Fax: (57-1) 430 7158 info-americas@hoerbiger.com • www.hoerbiger.com
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14 INFOGRAFÍA
Estación de GNV con gasoducto móvil
y booster oleodinámico Zona de carga
Compresor
110-250 kw
6.000-12.000 m3 250 bar
Enfriador
ESTACIÓN MADRE
300.000 m3 / mes
ESTACIÓN TRADICIONAL
60.00080.000 m3 / mes El compresor reciprocante se envía a una estación madre y se sustituye por un booster oleodinámico.
Costo de energía con compresor reciprocante por m3=$70-80
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Costo de energía con booster oleodinámico por m3=$20
15 Debido a la baja en los volúmenes de ventas, las estaciones de GNV pueden adaptarse para manejar menores volúmenes pero con menores costos de mantenimiento y bajo consumo de energía, que mejora la rentabilidad. Almacenamiento
4.000 m3
Zona de descarga
Transporte de gas natural comprimido en SKID JUMBO Suministro de equipos para la industria del GAS NATURAL COMPRIMIDO GNC: Compresores, Surtidores, Almacenamientos, Trailers, Skids Jumbo 40" y 20", Descompresoras, ERM Soluciones llave en mano de GNC, vehicular, industrial, petrolero Generadores a gas natural
Tablero de control
Booster oleodinámico
36 kw
Sistemas de Gas Natural Líquido y Gas Natural Líquido Comprimido Equipos para estaciones de Gas Licuado del Petróleo: Tanques, Surtidores y Bombas
Dry cooler
ESTACIÓN HIJA
Calle 6A # 32A-33 Tels: (1) 3004327, 301-5708478 gerencia@compressorcolombia.com Bogotá D.C. - Colombia GAS Energy I Abril-Mayo 2014
www.compressorcolombia.com
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NO CONVENCIONALES
La Ronda Colombia 2014 abrió puerta a los No Convencionales Con el Decreto 3004 del 26 de diciembre de 2013 del Ministerio de Minas y Energía, se dejaron sentadas las directrices para que el país avance en el desarrollo de hidrocarburos en yacimientos no convencionales.
E
n el decreto se establecen los criterios y procedimientos para la exploración y explotación de gas y petróleo en este tipo de yacimientos, caracterizados por formaciones rocosas que exigen métodos especiales de perforación y desarrollo. “Con la tecnología de estimulación hidráulica que se aplica a los yacimientos no convencionales, se amplía la frontera en la búsqueda y el hallazgo de nuevas reservas de hidrocarburos. Esta será la gran apuesta de la política petrolera del país”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta Medina, quien destacó que Colombia, junto con Argentina, se sitúa a la vanguardia en la región para el desarrollo de estos recursos. De acuerdo con Acosta, “a los recursos en yacimientos no convencionales se vendrá a sumar también el aprovechamiento del gas metano asociado a los mantos de carbón, donde Colombia tiene un enorme potencial”. De ahí la gran expectativa que ha generado en la industria la Ronda Colombia 2014 que adelanta la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). La Ronda Colombia 2014 ofrecerá un total de 97 bloques, de los cuales 57 corresponden a bloques convencionales continentales, 13 costa afuera, 19 no convencionales de petróleo y gas de esquistos, y 8 bloques no convencionales de gas asociado a mantos de carbón. Sobre los bloques costa afuera, el viceministro de Energía Orlando Cabrales explicó que existe un nuevo componente en esta ronda relacionado con ajustes y mejoras en los términos económicos y fiscales para aguas profundas y ultraprofundas. “Identificamos que Colombia debía tener mayor competitividad y debía mejorar algunos aspectos para estar a la vanguardia en materia de costa afuera”, afirmó el funcionario. GAS Energy I Abril-Mayo 2014
Por su parte, la ANH presentó el cronograma de actividades de la Ronda Colombia 2014, que dividió en dos partes: • Primer Semestre de 2014: Proceso Competitivo para la asignación de bloques con prospectividad para recursos convencionales, no convencionales y costa afuera. • Segundo Semestre de 2014: Proceso Competitivo para la asignación de bloques con prospectividad para recursos no convencionales de gas metano asociado a mantos de carbón. Según especialistas, el gas metano asociado a los mantos de carbón marcará la pauta del boom minero en el mediano y largo plazo.
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Oportunidades de Colombia en GMAC
C
olombia tiene un enorme potencial de gas metano asociado a los mantos de carbón (GMAC), toda vez que el país cuenta con abundancia de este recurso aún si explotar, y en las explotaciones existentes se está desaprovechando la oportunidad de extraer el metano, un energético muy puro y de bajo costo. El GMAC es una fuente no-convencional de gas natural contenida en los mantos de carbón, y constituida principalmente por metano y cantidades menores de etano, butano, CO2 y N2. El metano contenido en los mantos de carbón puede estar libre, disuelto en agua o, en mayor proporción, adherido a
la superficie del carbón. El GMAC generalmente registra un alto contenido de CH4 debido principalmente a su falta de contacto con el aire, lo que permite utilizarlo directamente en sustitución del gas natural convencional, como combustible para plantas de generación eléctrica, uso vehicular y en la industria química. Durante la pasada Colombian Coal Conference, el ingeniero Carlos Soto presentó las oportunidades que tiene el país en materia de GMAC e hizo algunas recomendaciones. En primer lugar, Soto señaló que el GMAC debe removerse con anticipación a la minería por dos razones fundamentales: reducir el riesgo de explo-
sión y recuperar un producto valioso, aunque luego no todo el carbón sea extraído. No obstante, entre los posibles impactos a tener en cuenta en este tipo de recursos están: El abatimiento del nivel freático, la disposición final del agua bombeada, los potenciales impactos sobre el suelo y sobre fuentes superficiales de agua, las emisiones de metano, la contaminación auditiva y la alteración de la superficie, entre otros. No obstante, por el lado de los beneficios se tendría: Un notable incremento de la seguridad minera, un gas de alta calidad, una fuente competitiva de energía, un recurso abundante y de amplia distribución, bajos costos de exploración, aprove-
chamiento de carbones atrapados y no afectar la calidad del carbón a minar en el futuro. Para que Colombia entre de lleno en la explotación del GMAC requiere aclarar los derechos de explotación del gas y de carbón, además de generar una reglamentación para su explotación, pero ya está dando los pasos necesarios en ese sentido. En la Ronda Colombia 2014 se ofrecieron ocho bloques en La Guajira y Cesar para el aprovechamiento del GMAC. Según el Ministerio Minas y Energía, las reservas de gas de este tipo podrían ser de unos cuarenta terapiés cúbicos; es decir unas seis veces las reservas actuales de gas natural convencional.
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NACIONAL
Planta de regasificación comenzará operaciones en 2015 Finalmente hubo humo blanco para la construcción de la primera terminal de regasificación en Colombia, que atenderá las plantas de generación eléctrica de la Costa en casos de baja hidrología.
E
l primero de diciembre de 2015 entrará a operar la primera planta de regasificación en Colombia. Se trata de una planta localizada en la zona industrial de Mamonal (Cartagena) que atenderá ─ en caso de un fenómeno de El Niño o de baja hidrología en el país─ las termoeléctricas del Grupo Térmico, conformado por las empresas Termobarranquilla (Tebsa), Termocandelaria, Emgesa y Zona Franca Celsia S.A. La planta tendrá una capacidad de regasificación de 348 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), con un almacenamiento de 171.000 metros cúbicos, con base en la tecnología tipo Floating Storage Regasification Unit (FSRU), que consiste en atracar en puerto un barco que cuenta con un sistema de regasificación a través de vaporizadores, que
convierte el gas líquido en combustible gaseoso. La construcción del proyecto fue adjudicada a la Sociedad Portuaria El Cayao, conformada por Promigás, con una participación del 49,99 por ciento, y los fondos de inversión Barú Investments y TAM LNG Holdings, cada uno con una participación del 24,9 por ciento. Esta sociedad será la encargada de construir, administrar, operar y mantener la infraestructura que prestará los servicios para el recibo de importaciones de GNL, almacenamiento, regasificación y colocación en un punto de entrada al sistema nacional de transporte de gas. El otro proponente que participó en la selección fue Pacific Infrastructure, filial de Pacific Rubiales Energy, pero por presentar dos propuestas en el mismo sobre fue descalificado.
Para la financiación de la planta, a través de ingreso regulado se le reconocerá al proyecto un ingreso anual de 40,75 millones de dólares durante diez años, que corresponden al 50 por ciento del valor total de la inversión. Al hacer el anuncio, el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta Medina, dijo que “el país se encuentra preparado para enfrentar una época de sequía, pues dispone de plantas de generación en condiciones de suministrar energía eléctrica, incluso en condiciones críticas como las de un fenómeno de El Niño. Sin embargo, la planta de regasificación aportaría mayor confiabilidad y reduce los costos pues permitirá garantizar el suministro de gas natural a plantas que utilizan este combustible para la generación de energía eléctrica.” La planta de regasificación garantiza a las plantas térmicas de la costa Caribe contar con un combustible más competitivo para la generación de energía eléctrica y representa un menor impacto tarifario a los usuarios finales de energía.
Sector minero energético a reducir emisiones El Ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta Medina, firmó a finales de marzo una resolución que compromete al sector minero energético con la reducción de la huella de carbono. El titular de la cartera afirmó que el país desarrolla acciones en ese sentido, teniendo en cuenta el ritmo al cual aumentan actualmente las emisiones de gases de efecto invernadero. “Con esta decisión estamos comprometiendo a todo el sector minero energético en GAS Energy I Abril-Mayo 2014
una serie de acciones, con el fin de contrarrestar las emisiones de gases de efecto invernadero y tratar de reducir la huella de carbono. Lo que preocupa es que las emisiones de gases de efecto invernadero en América Latina están creciendo al 2,6 por ciento anual, por eso es la necesidad de ver de qué manera se frena la contaminación a la atmósfera”, dijo Acosta. Precisó que la resolución adopta los planes de mitigación en los sectores de energía eléctrica, minería e hidrocarburos,
con base en líneas de política como las siguientes: Hidrocarburos: Fomento de la gestión integral de la energía con el objetivo de reducir emisiones vía eficiencia energética. Asimismo, fomento a la reducción de emisiones por medio de la captura, almacenamiento y uso de CO2; y, finalmente, fomento del uso del gas natural y el GLP como alternativa a los combustibles líquidos (diesel y gasolina). Minería: Fomento del uso del gas metano proveniente de
las operaciones mineras, con fines de autogeneración. Energía Eléctrica: Promoción y desarrollo de la política de eficiencia energética en la operación del Sistema Interconectado Nacional y promoción de fuentes no convencionales de energía en las Zonas No Interconectadas. La resolución llegó a su fin gracias al trabajo conjunto con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y la Estrategia Colombiana de Desarrollo Bajo en Carbono.
INTERNACIONAL
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A finales de 2014, Perla entrará en producción Con un año de retraso, finalmente entrará en producción el campo gasífero Perla, ubicado a 30 kilómetros de la costa occidental de la península de Paria, en el Golfo de Venezuela, frente a las costas colombianas de La Guajira.
P
erla es uno de los mayores yacimientos de gas no asociado descubiertos en Sudamérica, y se espera que contribuya tanto a satisfacer buena parte del consumo interno venezolano como de generación de electricidad, lo cual contribuirá a diversificar la matriz energética del vecino país. Este yacimiento, descubierto en 2009 por el consorcio Repsol, de España, y la Empresa Nacional Italiana (ENI), representa uno de los mayores hitos gasíferos, no solo en Latinoamérica sino en el mundo. Junto con Camisea, en Perú, son los dos campos con las mayores reservas de gas natural del subcontinente. Aunque existe una larga discusión sobre las verdaderas cifras de reservas de esos yacimientos, para Camisea se estiman entre 13,6 y 18,5 trillones de pies cúbicos (TCF, por su sigla en inglés), mientras que para Perla, las estimaciones oscilan entre 10,3 y 17 TCF, el doble de las reservas actuales de Colombia. Lo cierto es que cuando termine este año, el campo Perla comenzará con una producción inicial de 300 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), que aumentará a 800 MPCD en 2016 y
a 1.200 MPCD en 2019, la actual producción de toda Colombia. Ya en la etapa de desarrollo y producción, la participación del campo, ubicado en el bloque Cardón IV, quedó así: Petróleos de Venezuela (PDVSA) con el 35%; Repsol con el 32.5% y ENI con el 32,5%. El contrato expirará en 2036. El megacampo Perla contará con por lo menos cinco pozos de producción, mediante plataformas y conexione submarinas que llevarán el gas a la costa para ser procesado y enviado a la red de gas venezolana. Con la entrada en operación de Perla, finalizará el envío de gas desde Colombia a través del gasoducto binacional Antonio Ricaurte y se espera que Venezuela, de acuerdo con el contrato, comience a enviar gas hacia Colombia a partir de 2015. Este proyecto se suma a otro conjunto firmado en septiembre de 2013 entre Venezuela y Trinidad & Tobago, donde la estatal PDVSA y la estadounidense Chevron conformaron una empresa mixta para explotar un bloque
ubicado en la frontera marítima de ambos países. Estas dos naciones comparten tres campos de gas natural. El más grande de ellos, Loran-Manatee, tiene reservas probadas de 10,25 TCF, de las cuales el país sudamericano posee el 73,75 por ciento y el 26,25 por ciento restante pertenece a la nación caribeña. Este es el campo que explotará la empresa mixta. Además, Trinidad y Tobago cuenta con un 84 por ciento del campo Dorado-Kapot, con 0,31 TCF, y a Venezuela le corresponde un 64 por ciento del campo Cocuina Manakin, con 0,74 TCF. Venezuela cuenta con reservas de gas natural que ascienden a 195,1 TCF, las mayores de Sudamérica y la octava en el mundo. Venezuela y Trinidad y Tobago forman parte del Foro de los Países Exportadores de Gas (GECF, por su sigla en inglés) que agrupa además a Argelia, Bolivia, Egipto, Guinea Ecuatorial, Irán, Libia, Nigeria, Omán, Catar, Rusia y Emiratos Árabes Unidos. GAS Energy I Abril-Mayo 2014
Con motivo del lanzamiento del primer bus con motor Euro 6 a gas en Colombia, el gerente general de Scania en el país, Enrique Enrich, escribió un artículo sobre los mitos y verdades de los motores dedicados a gas para el transporte público de pasajeros. El vehículo de Scania, con motor hecho especialmente para el uso del gas como combustible, es también el primer bus de 15 metros en Colombia. En Bogotá, Transmilenio y la Universidad Nacional le realizaron varias pruebas de desempeño, con excelentes resultados en arranque, performance en altitud, bajo consumo y nivel de emisiones, entre otros. Entre las características principales del nuevo motor de 9.000 centímetros cúbicos se cuentan sus cinco cilindros en línea con culatas individuales por cilindro, niveles de emisión Euro 6, la más limpia en el mercado, garantizando cero emisiones de material particulado.
GAS Energy I Abril-Mayo 2014
Mitos y verdad
sobre los buses a
S
iendo un éxito en Europa, Norte América, Asia y Australia, los motores a gas llevan décadas de estar disponibles en el mundo y en los últimos tres años han tenido un salto tecnológico increíble. Tantos cambios en tan poco tiempo es la razón por la que muchos prejuicios del pasado perduran, y en Colombia, particularmente en Bogotá, generen sentimientos encontrados.
Primer mito: “Los buses a gas no funcionan en altitud” Esto era cierto hasta hace un par de años. Los antiguos motores a gas eran muy sensibles a la baja densidad del aire cuando se pasaban los 1.500 metros sobre el nivel del mar (msnm) y perdían bastante potencia. Eso ya no es así, las nuevas generaciones de motores a gas están preparadas para trabajar hasta los 3.000 msnm sin perder desempeño. Por ejemplo, hace días se llevó una prueba acompañada por Transmilenio y la Universidad Nacional, de un nuevo modelo que ha subido sin problemas la más fuerte pendiente en la localidad del 20 de Julio en Bogotá, cosa que era
imposible de imaginar hace un par de años.
Segundo mito: “Los buses a gas no son ecológicos” Algunos críticos de esta solución comentan que el gas natural utilizado para abastecer estos vehículos es de origen fósil y por lo tanto no serían ambientalmente buenos. Eso no es correcto. Aunque el gas natural no sea renovable, es ambientalmente bastante superior al diesel, empezando por el hecho que las emisiones de Material Particulado (PM) son mínimas, muy próximas a cero. El Material Particulado es el gran enemigo de la salud pública de ciudades como Bogotá, afecta directamente a las vías respiratorias de la población, siendo particularmente nocivo para la tercera edad y la infancia. En las mismas pruebas mencionadas, las mediciones de PM del bus a gas de nueva generación daban menos presencia de este elemento en la salida del escape que en las muestras del aire de la ciudad, o sea que se puede decir que era más limpio en partículas el aire que sale del motor que el que entra.
des
a gas Para efecto comparativo, la emisión, medida en número de partículas por cm3 de gases de escape, es 1.000 veces menor que un bus diesel con 5 años, 100 veces menos que bus diesel nuevo (Euro 5) o aproximadamente 70 veces menos que un hibrido (DieselEléctrico). Tan ecológicos son los nuevos buses a gas que los mismos alcanzan la tecnología de emisiones Euro 6, la más reciente y exigente norma que regula los vehículos a combustión. Como otro ejemplo, podemos mencionar que los buses híbridos que la ciudad está recibiendo, famosos por ser limpios, están en niveles bastante menos ecológicos al gas a pesar de sus costos de operación y manutención bastante más altos. A esto se le debe agregar que estos buses pueden funcionar además de con gas natural, con biogás o con una mezcla de ambos. El biogás es proveniente de la descomposición de material orgánico, siendo entonces un combustible renovable y de esta forma también contribuye al ciclo de carbono. Tercer mito: “Los buses a gas son carísimos” Nada más lejos de la realidad. Los
NOVEDADES
ENRIQUE ENRICH, Gerente general de Scania Colombia.
proveedores de chasises para buses a gas de distintas marcas ofrecen hoy alternativas que cuestan aproximadamente entre 10 a 15% más que los chasises similares en sus versiones diesel del producto. Esta diferencia se elimina una vez que las versiones a gas están exentas de IVA y tienen aranceles de importación reducidos. A esta diferencia se le debe agregar el valor de los tanques, pero los costos de operación son similares a los de una versión en diesel. Además, el suministro de gas natural en Colombia está garantizado por más de 15 años, según informaciones de Naturgas, y de la reciente resolución 72 472 del Ministerio de Minas y Energía se sabe que este país tiene reservas de gas en cantidad y calidad para poder proveer sistemas de transporte público y también de carga en los centros urbanos. En fin, suponemos que el diesel seguirá siendo la más económica de las alternativas de transporte urbano durante los próximos años, pero no queda duda de que el gas ya lo está siguiendo cada vez más de cerca, como una excelente alternativa desde el punto de vista económico y ambiental, dejando las demás tecnologías bastante lejos en esta emocionante carrera. Estamos seguros de que desde ya los motores dedicados a gas pueden contribuir mucho para la salud y las finanzas de nuestras ciudades.
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GNV INTERNACIONAL
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La cementera Argos USA adquiere camiones a GNV
En los próximos diez años, mercado del GNV se duplicará La disponibilidad del gas natural, junto con la expansión de la infraestructura de carga y una cada vez mayor conciencia ambiental, están impulsando un fuerte crecimiento del GNV.
S
egún un informe de Navigant Research, el número total de automóviles a GNV en el mundo crecerá de 17,5 millones en 2013 hasta 39,8 millones en 2023, un crecimiento del 125 por ciento en los próximos diez años. El crecimiento del GNV se está produciendo en los países donde ya existe un fuerte mercado de vehículos a gas, como la India, China, Tailandia y Brasil, y en países donde aún es un nicho relativamente pequeño, como Estados Unidos y Alemania. No obstante, el informe señala que el mercado de vehículos livianos a gas no es homogéneo en todo el mundo, o incluso dentro de las regiones. En Norteamérica, el mercado está muy centrado en las flo-
tas de transporte, mientras que en algunas partes de Europa Occidental, América Latina y Asia Pacífico, el mercado particular juega un papel más importante. Se espera que el número de vehículos a gas natural de trabajo liviano (LD) crezca de manera espectacular durante los próximos 10 años en los principales mercados de China, India, Tailandia y los Estados Unidos. Si bien, en los mercados maduros, como Italia y Ucrania, se prevé un crecimiento, la demanda de vehículos a gas natural de LD en los países europeos se mantendrá relativamente desigual de un país a otro. Navigant Research prevé que las ventas mundiales de GNV LD anuales crecerán de 2,3 millones de vehículos en 2014 para 3,8 millones en 2023.
McNeilus, subsidiaria de Oshkosh Corporation, vendió una flota verde a la compañía colombiana Argos, dedicada a la producción de cemento y concreto con base en Houston, Texas. Los vehículos cuentan con la configuración de gas natural comprimido, que es diseñada y testeada completamente en el campus de McNeilus. “Estos 40 camiones McNeilus Bridgemaster son los primeros a GNV adquiridos por Argos en todo el mundo y la compra refleja el compromiso de nuestro equipo directivo con la ecología”, dijo Daryl Mizell, gerente de abastecimiento de Argos USA. Veinte de los vehículos serán destinados a las operaciones de Argos en Houston, mientras que los restantes 20 serán entregados a las instalaciones ubicadas fuera de Dallas. Argos está construyendo estaciones de abastecimiento de combustible dedicadas -cada una con 25 puntos de llenado- en ambos lugares. Los camiones cargarán al final de cada turno y durante la noche. “Argos USA posee una excelente reputación en lo que respecta al cemento de alta calidad y productos y servicios de concreto. Estamos encantados de ser elegidos para diseñar y fabricar sus primeros camiones mezcladores a GNV”, dijo Brad Nelson, vicepresidente senior de Oshkosh Corporation. “Hemos diseñado e instalado equipamiento de gas natural en más de 8.000 camiones y esa experiencia se traduce en sistemas de combustible alternativo que trabajan duro para nuestros clientes”, agregó Nelson.
En primer bimestre, Argentina convirtió casi 30 mil vehículos
La cantidad de equipos de GNV instalados durante enero y febrero en Argentina alcanzó a 28.338 vehículos. Un año antes, esa cifra había sido de 19.166, lo que arroja un aumento del 47,85 por ciento en las conversiones a gas natural. De acuerdo con la Gerencia de GNC del Enargas, en enero se realizaGAS Energy I Abril-Mayo 2014
ron 15.597 conversiones y en febrero, 12.741. El número de conversiones de febrero también permite observar un alza, esta vez del 49%, respecto al mismo mes del año pasado, cuando se habían registrado 8.554 cambios al gas natural. En 2013, hubo 157.801 conversio-
nes totales, 23.477 traspasos más que en 2012. Constituyó la cifra más alta en nueve años. Además, el promedio mensual de instalación de equipos a gas fue de 13.150, también el más alto desde 2004. El pico de actividad tuvo lugar en julio, con 16.630, la marca más alta conseguida en un solo mes desde 2006.
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GAS Energy I Abril-Mayo 2014
24 CIFRAS
El gas natural en Colombia Actualización de las cifras de producción de gas natural en Colombia por campos, las termoeléctricas que funcionan a gas y la conformación del actual Sistema Nacional de Transporte. SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE EMPRESA
LONGITUD (Km)
TGI
3.957
PROMIGAS 2.367
PRODUCCION GRAVABLE DE GAS* Millones de Pies Cúbicos por Día Calendario EMPRESA
CAMPO PRODUCCIÓN
CHEVRON
CHUCHUPA
464,11
EQUIÓN ENERGÍA
PAUTO SUR
150,95
EQUIÓN ENERGÍA
CUSIANA
118,59
ECOPETROL LLANOS
CUPIAGUA
80,82
EQUIÓN ENERGÍA
CUSIANA NORTE
78,32
CHEVRON
BALLENA
67,98
PACIFIC STRATUS ENERGY
LA CRECIENTE
46,85
CHEVRON
RIOHACHA 38,75
EQUIÓN ENERGÍA
FLOREÑA
21,46
GEOPRODUCTION
NELSON
17,40
PACIFIC STRATUS ENERGY
LA CRECIENTE-D
14,14
PROGASUR 330
EQUIÓN ENERGÍA
FLOREÑA MIRADOR
10,58
TRANSMETANO 189
INTEROIL
MANÁ 4,03
COINOBRAS 17
PETROLEOS DEL NORTE
SERAFÍN
TRANSOCCIDENTE 11
ECOPETROL
YARIGUÍ-CANTAGALLO 2,58
ECOPETROL
LLANITO 1,48
INTEROIL
TOQUI-TOQUI 1,18
PAREX RESOURCES
LA CASONA
PROMIORIENTE 333
TOTAL
7.204
TERMOELÉCTRICAS A GAS
3,14
1,17
PETROCOLOMBIA OPÓN 1,06 CEPCOLSA
RAMIRIQUÍ 0,88
HOCOL
LA HOCHA
63
PERENCO
MORICHAL 0,82
CARTAGENA 1
61
OMEGA ENERGY
CORRALES
0,76
CARTAGENA 2
60
WELL LOGGING
CERRO GORDO
0,72
CARTAGENA 3
66
FLORES 1
160
ECOPETROL
RÍO CEIBAS
0,67
FLORES 4 B
450
SIPETROL
GUADUAS 0,54
GUAJIRA 1
151
KAPPA RESOURCES
CERRITO
0,45
GUAJIRA 2
145
ECOPETROL ALTO MAGDALENA
SANTA CLARA
0,45
MERILÉCTRICA 1
167
PETROTESTING
LA PUNTA
0,42
PROELÉCTRICA 1
45
ECOPETROL
GALA 0,42
PROELÉCTRICA 2
45
ECOPETROL ALTO MAGDALENA
DINA TERCIARIO
0,32
TEBSA B
791
VETRA
SANTO DOMINGO
0,31
TERMOCANDELARIA 1
157
ECOPETROL ALTO MAGDALENA
PALERMO
0,29
TERMOCANDELARIA 2
157
PERENCO
TOCARÍA 0,21
TERMOCENTRO 1 C.C.
278
ECOPETROL
LISAMA 0,18
TERMODORADA 1
51
ECOPETROL
NUTRIA 0,17
TERMOSIERRA B
460
TERMOEMCALI 1
229
ECOPETROL
CHAPARRO 0,15
TERMOVALLE 1
205
INTEROIL
RÍO OPIRA
0,14
TERMOYOPAL 1
19,9
KAPPA RESOURCES
ABANICO
0,14
ECOPETROL
TESORO 0,10
GEOPRODUCTION
CAÑAFLECHA
GEOPRODUCTION
ARIANNA 0,04
VETRA
SANTO DOMINGO NORTE
0,04
ECOPETROL
LISAMA PROFUNDO
0,01
ECOPETROL
ESPINO 0,01
ECOPETROL
PEROLES 0,01
UNIDAD
CAPACIDAD (MW)
BARRANQUILLA 3
64
BARRANQUILLA 4
TERMOYOPAL 2
30
CIMARRÓN 1
19,9
EL MORRO I 1
19,9
EL MORRO II 1
19,9
PIEDRAS 1
3,75
TERMOCOA 40 TERMOSURIA 39 TOTAL
Fuentes: XM y Ecopetrol
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3.997,35
TOTAL *Promedio diario producción en diciembre de 2013 Fuente: ANH
0,85
0,05
1.133,72
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2014
2014
17 - 19 Septiembre Organiza:
www.alame.org
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