Crisis de la industria del gas natural en Argentina

Incluye Bibliografía

Situación y perspectivas del gas natural licuado en América del Sur

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Estudio de suministro de gas natural desde Venezuela y Colombia a Costa Rica y Panamá

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La industria del gas natural y su regulación en América Latina

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The manufacture of basic industrial equipment in Argentina: II: The production, transport and refining of petroleum and natural gas: the petrochemical industries = Estudio sobre la fabricación de equipos industriales de base en la Argentina: II: Producción, transporte y refinación de petróleo y gas natural: industrias petroquímicas

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La Argentina y el Estado Plurinacional de Bolivia, más que partícipes de una frontera común: Desarrollo sostenible, inversiones y política en torno a los recursos del gas natural

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Dimensionamiento del proceso de licuación de una planta de gas natural Offshore

Este proyecto consiste en el dimensionamiento del proceso de licuación de una planta offshore para la producción de gas natural licuado, usando únicamente N2 como refrigerante, evitando de este modo riesgos potenciales que podrían surgir con el uso de refrigerantes mixtos compuestos de hidrocarburos. El proceso ha sido diseñado para acomodar 35,23 kg/s (aproximadamente un millón de toneladas por año) de gas natural seco, sin separación de gases licuados de petróleo (GLP) y ajustarlo dentro de los parámetros requeridos en las especificaciones del proceso. Para proceder al dimensionamiento del proceso de licuación de gas natural de la planta se ha empleado el programa Aspen Plus. Los sistemas floating production, storage and offloading para licuar el gas natural (LNG-FPSO), es una nueva unidad conceptual y un modo realista y efectivo para la explotación, recuperación, almacenamiento, transporte y agotamiento de los campos marginales de gas y las fuentes de gas asociadas offshore. En el proyecto se detalla el proceso, equipos necesarios y costes estimados, potencia aproximada requerida y un breve análisis económico. ABSTRACT This project consist of the dimensioning of a liquefaction process in an offshore plant to produce liquefied natural, using only N2 as refrigerant in the cooling cycles to avoid potential hazards of mixed hydrocarbon refrigerants. The process was designed to accommodate 35.23 kg/s (roughly 1 MTPA) of raw natural gas feed without separation of LPG, and fits within all parameters required in the process specifications. The plant has been designed with the computer tool Aspen Plus. The floating production, storage and offloading system for liquefied natural gas (LNGFPSO), is a new conceptual unit and an effective and realistic way for exploitation, recovery, storage, transportation and end-use applications of marginal gas fields and offshore associated-gas resources. The following report details the process, equipment needs and estimated costs, approximated power requirements, and a brief economic analysis.

Recuperación secundaria en campos de petróleo y su conversión en almacenamientos subterráneos de gas natural

El objetivo de este proyecto es estudiar la recuperación secundaria de petróleo de la capa sureste Ayoluengo del campo Ayoluengo, Burgos (España), y su conversión en un almacenamiento subterráneo de gas. La capa Ayoluengo se ha considerado como una capa inclinada de 60 km por 10 km de superficie por 30 m de espesor en el que se han perforado 20 pozos, y en donde la recuperación primaria ha sido de un 19%. Se ha realizado el ajuste histórico de la recuperación primaria de gas, petróleo y agua de la capa desde el año 1965 al 2011. La conversión a almacenamiento subterráneo de gas se ha realizado mediante ciclos de inyección de gas, de marzo a octubre, y extracción de gas, de noviembre a febrero, de forma que se incrementa la presión del campo hasta alcanzar la presión inicial. El gas se ha inyectado y extraído por 5 pozos situados en la zona superior de la capa. Al mismo tiempo, se ha realizado una recuperación secundaria debido a la inyección de gas natural de 20 años de duración en donde la producción de petróleo se realiza por 14 pozos situados en la parte inferior de la capa. Para proceder a la simulación del ajuste histórico, conversión en almacenamiento y recuperación secundaria se utilizó el simulador Eclipse100. Los resultados obtenidos fueron una recuperación secundaria de petróleo de un 9% más comparada con la primaria. En cuanto al almacenamiento de gas natural, se alcanzó la presión inicial consiguiendo un gas útil de 300 Mm3 y un gas colchón de 217,3 Mm3. ABSTRACT The aim of this project is to study the secondary recovery of oil from the southeast Ayoluengo layer at the oil field Ayoluengo, Burgos (Spain), and its conversion into an underground gas storage. The Ayoluengo layer is an inclined layer of 60 km by 10km of area by 30 m gross and with 20 wells, which its primary recovery is of 19%. The history matching of the production of oil, gas and water has been carried out from the year 1965 until 2011. The conversion into an underground gas storage has been done in cycles of gas injection from March to October, and gas extraction from November to February, so that the reservoir pressure increases until it gets to the initial pressure. The gas has been injected and extracted through five well situated in the top part of the layer. At the same time, the secondary recovery has occurred due to de injection of natural gas during 20 years where the production of oil has been done through 14 wells situated in the lowest part of the layer. To proceed to the simulation of the history match, the conversion into an underground gas storage and its secondary recovery, the simulator used was Eclipse100. The results were a secondary recovery of oil of 9% more, compared to the primary recovery and concerning the underground gas storage, the initial reservoir pressure was achieved with a working gas of 300 Mm3 and a cushion gas of 217,3 Mm3.

Criterios de selección de una estructura favorable para un almacenamiento de gas natural : Aplicación a escala de cuenca en la Península Ibérica

RESUMEN Este proyecto ha tenido por objetivo el estudio de la viabilidad de instalar un nuevo almacenamiento subterráneo de gas natural en España. Dentro de las diferentes posibilidades para emplazar el almacenamiento de gas natural se escogió el domo salino por ser la estructura geológica más favorable desde el punto de vista técnico y económico. Una vez escogido el domo salino, el estudio se centró en localizar una ubicación lo más favorable posible siendo el domo salino de Salinas de Añana el elegido. Una vez elegido el domo se procedió al estudio de la viabilidad técnica de la instalación; para ello se utilizaron estudios geológicos, gavimétricos y sondeos. Tras estos estudios se concluyó que en el domo salino de Salinas de Añana es posible la instalación de un almacenamiento subterráneo de gas natural y se procedió a la caracterización del almacenamiento. ABSTRACT This project has considered of installing a new underground natural gas storage in Spain. Among the different possibilities to place a natural gas storage, the salt dome was chosen because it was the geological strucutrure where the project was easier and more interesting economically. After that the study focused on looking for the location as favorable as possible. The best place was the salt dome of Salinas de Añana. Before the salt dome of Salinas de Añana was chosen this project tried to know if the setting-up of a natural gas storage is technical feasibility. For that were used geological studies, gravity studies and drillings. These studies concluded that is possible the setting-up and the study tried to describe technically this storage.

Tanque aéreo de almacenamiento de gas natural licuado de tipo membrana y 200.000 m3 de volumen

El presente proyecto consiste en el diseño básico de ingeniería de un tanque aéreo de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) de integridad total con tecnología de membrana y con una capacidad neta de almacenamiento de 200 000 m3 a una temperatura de -162ºC y una presión máxima de 15 kPa. El proyecto desarrolla los siguientes puntos: el diseño del tanque interno con tecnología de membrana, dimensionamiento del aislante, diseño del techo suspendido, tanque externo, cúpula de hormigón, cimentación, dimensionamiento de los equipos, Ensayos, puesta en frío, puesta en servicio, planificación de la ejecución del proyecto, recursos empleados, control de la presión, prevención del rollover, coste del tanque y análisis económico del proyecto

Estación de servicio de gas natural licuado y comprimido para vehículos

Se propone la construcción de una planta satélite de gas natural anexa a una estación de servicio de carburante. El interés del proyecto se centra en el ahorro económico que supone el uso de este combustible para el transporte por carretera (hasta 50 %). Además el gas natural es, en relación al petróleo, más limpio y la relación reservas/producción es mayor. En España la infraestructura de esta tecnología es una de las mayores y mejor consolidadas de Europa. Se ha elegido la E.S. localizada en el km 26 de la autopista A1 con sentido Burgos (San Sebastián de los Reyes, Madrid). Esta autopista es una de las principales vías de conexión entre España y el resto de Europa, resultando interesante pensando en el sector trasportista. La planta dispondrá de un tanque criogénico de 60 m3 para almacenar gas natural licuado (GNL) a una temperatura de -163 ºC. Parte de éste será comprimido a 290 bar y después conducido a un vaporizador ambiental de alta presión que lo gasificará. Finalmente el gas resultante se odorizará obteniendo gas natural comprimido (GNC) que quedará preparado para su almacenaje en vasijas. El tanque criogénico (GNL) y las botellas (GNC) se conectarán a sus respectivos surtidores para el suministro de combustible. La planta incluirá un surtidor de GNC y otro de GNL para vehículos pesados. Se realizará el montaje e instalación de los equipos y líneas necesarios para el almacenaje, manipulación y suministro de gas natural vehicular.

Diseño del Tren de Licuación Conoco Phillips de 5 MTPA de Capacidad en Planta Bidireccional de Gas Natural

Diseño de un tren de licuación Conoco Phillips de 5 MTPA, mediante el software de simulación Aspen Plus. Incluye planificación y análisis económico del proyecto.

Análisis de las tecnologías de accionamiento en la compresión del gas natural y su aplicación a una estación de compresión

Este proyecto consiste en el análisis de las técnicas de compresión de gas natural, tanto técnica como económicamente, así como el diseño de la estación de compresión localizada en Irún, provincia de Guipúzcoa, con la mejor opción. El proyecto define el interés de este tipo de instalaciones, su funcionamiento, detalla los distintos sistemas de los que consta la estación de compresión y estudia la rentabilidad económica en base al presupuesto de la instalación y a la retribución de las actividades reguladas del sector gasista. Los distintos sistemas de los que consta la estación de compresión, y que forman parte del contenido del proyecto son, todos los necesarios para el funcionamiento de la estación: sistemas mecánicos, instrumentación y control, obra civil y sistemas auxiliares (sistemas eléctricos, de seguridad y antiintrusión).

Tuberías de Gas Natural para alimentación de la planta Gorgon LNG a partir del yacimiento Gorgon

Este trabajo tiene como objetivo el diseño y dimensionamiento del gasoducto de alimentación a la planta de producción de GNL del proyecto Gorgon LNG, el cual consiste en la explotación de varios yacimientos de gas natural offshore al oeste de Australia y la producción de GNL en la planta situada en la Isla Barrow. Se han considerado dos fases de desarrollo, una inicial con ocho pozos, y otra de madurez con doce. El dimensionamiento se ha realizado mediante simulaciones con el programa Aspen Hysys, mediante el cual se han obtenido los diámetros internos mínimos y los perfiles de presiones y temperaturas, así como el caudal de MEG requerido para evitar la formación de hidratos. Posteriormente, mediante cálculo matemático se ha calculado el espesor teniendo en cuenta las tensiones mecánicas a las que estará sometida la tubería. Finalmente, a partir de los resultados del cálculo técnico se ha realizado el estudio económico, estimando costes e ingresos, en el cual se ha realizado un estudio de la rentabilidad del proyecto y un análisis de sensibilidad, resultando un proyecto técnica y económicamente viable.