UNIVERSIDAD NACIONAL ABIERTA

ÁREA DE INGENIERÍA
CARRERA: INGENIERÍA INDUSTRIAL

TRABAJO PRÁCTICO

ASIGNATURA: INGENIERÍA DE PLANTA

CÓDIGO: 216

APELLIDOS Y NOMBRES DEL ESTUDIANTE:

PAULO HARRIZANDI ESCOBAR IGARZA

CORREO ELECTRÓNICO:

pauloharrizandi@gmail.com

CÉDULA DE IDENTIDAD:V-10.621.57

CENTRO LOCAL: APURE

CÓDIGO DEL CENTRO: 03

CODIGO DE LA UNIDAD DE PRESENTACION: 00

CÓDIGO DE LA CARRERA: 280

FIRMA DEL ESTUDIANTE:

LAPSO: 2020-1
 INDICE
(Pág.)
Caratula…………………………………………………………………………. 1
Índice……………………………………………………………………………. 2
Introducción……………………………………………………………………. 3
Titulo, planteamiento del problema………………………………………. 4
……
Justificación, objetivos…………………………………………………..……… 5-6
Reseña histórica………………………………………………………………… 6-10
Análisis del gas de la planta…………………………………………………. 11-15
Procesamiento del gas……………………………………………………….. 15-33
Estudio de mercado…………………………………………………………… 33-35
Plantas de llenados del mercado interno venezolano……………………. 36-38
Arquitectura…………………………………………………………………….. 38-40
Estudio del impacto ambiental……………………………………………….. 41-54
Programa de monitoreo………………………………………………………. 54-58
Estudio de los riesgos………………………………………………………… 58-69
Descripción de equipos y accesorios…………………………………………. 69-75
Plantas de llenados del mercado interno venezolano……………………. 75-80
Evaluación económica financiera…………………………………………… 80-98
Cálculos………………………………………………………………………… 98-111
Conclusiones…………………………………………………………………… 120
Recomendaciones…………………………………………………………….. 121
Bibliografía……………………………………………………………………… 122
 INTRODUCCION

El norte de los gobiernos conservacionista en la utilización de energías

limpias para evitar las contaminaciones del medio ambiente y a su vez aprovechar

recursos que beneficien a la población y los sistemas duales de gas y gasolina

para vehículos es un proyecto nacional a largo plazo.

El presente trabajo tiene como finalidad mostrar el estudio de los

problemas operativos en las plantas de proceso y la corrección de defectos y

modernizaciones de las instalaciones es una práctica permanente. Esto requiere

del trabajo del personal de Planta. Se citan algunos casos ocurridos en la planta y

de cómo se resuelve situaciones dificultosas, incorporando a través de las

soluciones, modernizaciones en los equipos. Se podrá observar de una forma

específica la aplicación de ingeniería de planta en un casos particulares y como

puede dar una posible solución.

Se presenta una descripción de cómo está organizado actualmente el

departamento de mantenimiento en contraste de cómo será proporcionado este

servicio por ingeniería de planta, los tipos de mantenimiento y programas con se

cuenta en la planta, de igual manera haremos mención de las funciones

especificas de las diferentes áreas con las que cuenta la empresa como son: área

compras, Las funciones generales del área, aseguramiento de la calidad,

Estructura organizativa, Ubicación en la estructura organizativa integral, gerencia

de operaciones, gerencia administrativa.

 La prevención de riesgos laborales, como actuación a desarrollar en el seno

de la empresa, deberá integrarse en el conjunto de sus actividades y decisiones,

tanto en los procesos técnicos, en la organización del trabajo y en las condiciones

en que éste se preste, como en la línea jerárquica de la empresa, incluidos todos

los niveles de la misma. La integración de la prevención en todos los niveles

jerárquicos de la empresa implica la atribución a todos ellos y la asunción por

éstos de la obligación de incluir la prevención de riesgos en cualquier actividad

que realicen u ordenen y en todas las decisiones que adopten.

a-) TITULO
Planta de gas de la estación la Victoria.

b-) PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

Esta planta de gas tiene más de 15 años de construida, su objetivo principal

era la de alimentar dos turbinas de Generación eléctrica que están diseñadas para
trabajar con el sistema dual (gasoil - gas), pero hasta la actualidad no se ha
puesto a funcionar el sistema de compresores, por lo que solamente han trabado
trabajado con gasoil lo que aumenta el costo producción de un barril de petróleo
mientras que el gas se quema las 24 horas del día en el me churrio sin que este
sea aprovechado para un fin útil ¿CUALES SERAN LAS CAUSAS POR LAS QUE
NUNCAS EL SISTEMA DE COMPRESORES DE ESTA PLANTA DE GAS NO HA
FUNCIONADO DESDE SU CONSTRUCION.

Múltiple sistema de separadores de gas y fluido planta de gas.

Fin fan cooler Alcenamientos Sistemas de compresores Mechurrio

c-) JUSTIFICACION DEL TRABAJO
El consumo diario de gasoil de las turbinas es de aproximadamente 48000
litros diarios para producir la generación eléctrica necesaria y suficiente en
mantener las bombas electro sumergibles operativas para mantenerla continuidad
en la producción, lo que encarece la producción de un barril de petróleo, como la
dependencia de este producto que llega por transporte terrestre, lo que se expone
a muchas causas naturales y humanas por donde transita, lo que podría causar
cualquier retardo en el suministro. Si este gas es aprovechado bien sea para su
objetivo inicial o p ara beneficiar la comunidad aledañas a la planta u otra actividad
útil .El gas natural se transporta generalmente utilizando gasoductos pero, para
grandes distancias, resulta más económico usar buques. Para transportarlo así es
necesario licuarlo, dado que a la temperatura ambiente y a la presión atmosférica
ocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción reduce el volumen del
gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Aproximadamente la
mitad de las reservas de hidrocarburos conocidas hoy son yacimientos de gas
natural. Con frecuencia se encuentran ubicadas en regiones con poca demanda
de gas. Sin embargo, al licuarlo, puede transportarse con total seguridad hasta su
mercado de destino utilizando buques, de manera similar al petróleo crudo.

OBJETIVOS GENERALES
Analizar las causas por las que el sistema de compresores de la planta de
gas de la estación la victoria no han funcionado desde sus instalación
OBJETIVOS ESPECIFICOS
 Analizar la cantidad de gas que llega a diario a la planta y es quemado en el
me churrio
 Alizar el consumo diario de gas de las dos turbinas
 Analizar la distribución de los equipos pertinente en la separación del gas
 Verificar si los equipos instalados son los más eficientes para buena
separación del gas.
  Los equipos instalados son los necesarios para realizar una buena
separación.

DESARROLLO DEL TRABAJO.

RESEÑA HISTORICA DEL GAS GLP EN VENEZUELA
1953: El Ministerio de Minas e Hidrocarburos crea la Dirección de Petroquímica
Nacional, para contribuir a impulsar el desarrollo económico, mediante la
industrialización del gas natural.
1970: Se concluye el gasoducto Anaco – Pto. Ordaz, con una longitud de 228 km.
Este gasoducto suplirá de gas natural a la Orinoco Mining CO., Siderúrgica del
Orinoco y otras industrias instaladas en la zona industrial de Puerto Ordaz.
Comienza la Construcción del gasoducto Central del Lago.
1974: Es inaugurado en el Complejo Petroquímico de El Tablazo, Estado Zulia, la
planta de procesamiento de gas (GLP) con una capacidad de procesamiento de
165 MMPCD.
1975: Se construyó parte del gasoducto Morón – Barquisimeto, lo que constituye
la primera esta en la ampliación de este importante gasoducto. El 29 de agosto de
1975, en acto solemne efectuado en el Salón Elíptico del Capitolio Federal, el
Presidente de la República de la época, puso el “Cúmplase” a la Ley Orgánica que
reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos.
1982: Se iniciaron las obras de construcción del Complejo Criogénico de Oriente,
compuesto por una Planta de Extracción en San Joaquín, Poliducto de 96 km (16”)
y una Planta de Fraccionamiento en José, Estado Anzoátegui. Cuenta, además
con un poliducto de 8” y 56 km entre José y la Refinería de Pto. La Cruz.
1983: Se termina la construcción del gasoducto Quiriquire – Maturín, con una
longitud de 49.1 km (diámetro 20”) y capacidad de 200 MMPCD. Suministrará gas
a la zona industrial de Maturín, La Toscana y Jusepín.
1985: Inicia actividades el Complejo Criogénico de Oriente. La Planta de
Extractora de San Joaquín tiene una capacidad de 23 MMPCD de gas y la Planta
Fraccionadora de 70000 BPD.
1986: Se reestructura la Gerencia General de Gas incorporando dentro de sus
funciones la operación del Complejo Criogénico de Oriente y transfiriendo a
Lagoven y Maraven las actividades de gas a venta realizadas hasta la fecha por
Corpoven en el Occidente del país.
1992: En las Plantas de Extracción San Joaquín y Fraccionamiento Jose se elevó
la capacidad de procesamiento de 800 a 1000 MMPCD y de 70 a 100 Mil Barriles
diarios respectivamente. Durante el año se incorporaron a la red nacional de
gasoductos 10 estaciones de medición con el propósito de optimar los procesos
de transmisión y distribución de gas.
1993: Las reservas probadas remanentes de gas asociado se colocaron en 85
billones 568 mil millones de pies cúbicos, 11,6% por encima de las de 1992. Se
culminó la primera fase de la ampliación del Complejo Criogénico de Oriente
(ACCRO) que incrementa la capacidad de procesamiento a 1000 MMPCD y 100
mil barriles diarios de LGN, con un financiamiento externo de 442 MM$ y una
inversión total de 46758 MMBs.
1997: En el segundo semestre de 1997, PDVSA inicia un proceso de
transformación mediante el cual se estima crear valor y se emprende una
reestructuración organizacional con impacto en la gerencia de los procesos del
negocio.
1998: El 1ero. De enero inicia operaciones PDVSA GAS, empresa filial de
Petróleos de Venezuela integrada a la División de Manufactura y Mercadeo. Su
responsabilidad es impulsar el negocio del gas natural en el país, para lo cual
desarrolla las actividades de procesamiento, transporte, y distribución con otras
empresas para la colocación y ventas de los mismos, lográndose la integración
armónica de las culturas, y equipos de trabajo entre Oriente y Occidente.
1999: Se promulga la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, la cual define el
marco legal requerido para sustentar el negocio en toda la cadena de valor.
Asimismo se obtuvo la aprobación por parte del MEM de los campos del Area de
Anaco, a ser desarrollados por gas, convirtiendo a Anaco en el distrito gasífero de
Venezuela.
2000: Se continuó con la incorporación del Marco Legal de la industria del gas a
través de la aprobación el 31 de mayo de 2000 del Reglamento de la Ley Orgánica
de Hidrocarburos Gaseosos (RLOHG), y la elaboración, conjuntamente con el
MEM, de la propuesta de organización del Ente Regulatorio de Gas.
2001: En este año se destaca la consolidación de PDVSA GAS, S.A como
empresa verticalmente integrada habiéndose concretado la transferencia de
personal, activos y campos operativos del Distrito Anaco y Bloque E Sur del Lago.
Se definió el portafolio de negocios alineado con el Plan Nacional de Gas y se
fortalecieron las relaciones con las filiales de PDVSA, Petróleo, para la concreción
de acuerdos de servicios.
El paro-sabotaje 2002: La situación de conflicto generada a partir del 02 de
diciembre de 2002 por un numeroso grupo de trabajadores de la industria
petrolera generó el cierre de pozos de petróleo y por consiguiente la producción
del gas asociado, esta situación coadyuvó a restringir el suministro de gas natural
o metano de nuestros sistemas de redes y del gas licuado de petróleo (GLP) o
Propano a las plantas de llenado de las bombonas para el sector residencial y
comercial / industrial que utiliza este tipo de envases.
Estos acontecimientos originaron importantes pérdidas para PDVSA Gas y
por ende para Venezuela. El llamado “paro petrolero” trajo como consecuencia la
afectación de dos grandes áreas de PDVSA GAS, como son la Operacional –
Comercial y la Administrativa. En la primera ocurrió una disminución significativa
en la disponibilidad de gas metano y de GLP doméstico y comercial debido al bajo
aporte de gas asociado por el cierre de la producción petrolera a consecuencia de
altos inventarios de crudo, también problemas operacionales en la Planta de
Extracción San Joaquín, que redujeron su capacidad en 50%, con la consiguiente
disminución e los volúmenes procesados de gas y LGN, esta situación, a su vez,
limitó las entregas de gas metano al mercado interno.
Estos hechos desencadenaron el incumplimiento de los compromisos
contractuales con los clientes, debido al poco gas disponible se distribuyó con
carácter prioritario a los sectores domésticos, eléctrico y empresas básicas de
Guayana. Por su parte, en el área administrativa se suspendieron los servicios de
telecomunicaciones, servidores, correo, soporte en sitio, SAP y demás sistemas
financieros, operacionales, comerciales y de apoyo administrativo. Asimismo, se
encontraban paralizados los procesos de facturación y cobranzas, lo que impidió
la recuperación del valor de las ventas de Gas metano y LGN. En la segunda
semana de diciembre, comenzó la afectación del El Palito, Bajo Grande y Ulé por
la paralización del Centro Refinador Paraguaná y de la Refinería El Palito,
afectando el suministro de GLP en bombonas para las comunidades y colectividad
en general. La tercera semana fue el período más crítico y los despachos de las
gandolas se efectuaron desde José para todo el país.
En la cuarta semana del mes de diciembre, comenzó a restablecerse
lentamente el suministro, al incorporarse Guatire y El Guamache (Isla de
Margarita). Como consecuencia de esta situación, la Producción de Gas bajó a
856 millones de pies cúbicos diarios; las entregas de Gas Metano al sistema de
ventas se ubicaron en 1.065 millones de pies cúbicos diarios; mientras que la
Producción y Ventas de LGN descendieron a 43 y 57 mil barriles diarios,
respectivamente.
La Recuperación.
2003: En enero se estabilizaron 5 fuentes de suministro de GLP: Jose, Guatire,
Bajo Grande, Puerto La Cruz y El Guamache. Sin embargo, no estaba
normalizado el suministro desde Ulé, Cardón y El Palito. Para el logro de ese
objetivo se definieron una serie de acciones entre las que se destacan:
Implantación de una organización transitoria que permitiera acometer las tareas
más prioritarias y establecer un sentido de dirección para el personal;
incorporación de personal temporal para reforzar las áreas más débiles y
establecimiento de planes de trabajo y de contingencias para darle continuidad a
las actividades neurálgicas del negocio, como son: Control Operacional,
Facturación y Cobranzas, Finanzas, Telecomunicaciones e Informática y Asuntos
Públicos. Producto de esas acciones y del gran esfuerzo realizado por todo el
personal, a la fecha, PDVSA Gas logró recuperar sus niveles operativos; con una
producción de gas ubicada en 1.379 millones de pies cúbicos promedio año y una
producción de LGN que alcanza la cifra de 126 mil barriles diarios; mientras que
las entregas de Gas Metano al sistema de ventas lograron un nivel de 1.344
millones de pies cúbicos diarios. Debido al paro - sabotaje de diciembre de 2002
se paralizó el proceso de pago de los grandes clientes de la industria (fallas en el
sistema de cobranza y facturación), sobre todo en el sector siderúrgico,
ferrominero y petroquímico, para crear congestionamiento y problemas en la
facturación. PDVSA GAS estaba para esta fecha funcionando en un 98 % todos
los procesos. Abasteciéndose plenamente el consumo interno, recibiendo del
sector producción 1700 MMPCD completando el 100% de la demanda del
mercado interno. Se registró récord de venta de gas en los sistemas que manejan
Anaco – Barquisimeto, Anaco – Pto. Ordaz y Anaco – Pto. La Cruz (Jose), con un
valor de 1696 MMPCSD (millones de pies cúbicos/ día), en el mes de abril
superando el récord anterior de 1690, establecido en diciembre de 2001.
2004: La Nueva PDVSA GAS firmó la buena pro de la Fase I del proyecto ICO
(Interconexión Centro Occidente) para el inicio de la construcción del tramo Quero
– Río Seco.
En abril, nuevamente se superó récord de ventas de Gas metano en el
mercado interno, al elevar de 1.797 MMPCD a 1.799 MMPCD (millones de pies
cúbicos/día), en relación al obtenido el mes de marzo de este año. PDVSA GAS
inició la construcción de la fase temprana del Proyecto de Interconexión Centro
Occidente (ICO), que consta de un gasoducto de 70 kilómetros de tubería de 36“
de diámetro.
2005: Por resolución de la Junta Directiva de Petróleos de Venezuela S. A., se
acordó la Integración de los Negocios de Gas, a nivel nacional, con base en un
plan de acción: La integración a PDVSA GAS del Distrito de producción Anaco y
de los procesos de Extracción y Fraccionamiento LGN Oriente y la integración de
los procesos de Producción de Gas Libre (Bloque E Sur del Lago) y de Extracción
y Fraccionamiento y LGN de Occidente y de las operaciones de transporte y
distribución de gas de Occidente. Para facilitar el proceso de integración,
Exploración y Producción, Refinación y PDVSA GAS conformarán un equipo de
trabajo multidisciplinario con la finalidad de garantizar un clima organizacional que
permita lograr la fusión de manera armónica. De esta manera, PDVSA GAS como
empresa integral en todos sus procesos; se expande y participa en función del
Desarrollo Endógeno y de las Líneas Generales del Plan de Desarrollo Económico
y Social de la Nación 2001 – 2007, con la finalidad de profundizar de manera
eficiente los planes de Negocio de la Corporación y específicamente los nuevos
desarrollos de GAS, a nivel nacional, dando de esta manera el Salto Hacia delante
propuesto por el Gobierno Bolivariano.

1.) ANALISIS DE LA CANTIDAD Y CALIDAD DE GAS QUE LLEGA A LA

PLANTA.
El gas llega a la estación de flujo mezclado con petróleo, agua y otros
componentes donde el gas es separado por un tren de separadores horizontales y
verticales seis en totales tres horizontales y tres verticales con una capacidad de
manejo de 45000 barriles los separadores verticales y 20000 barriles los
separadores horizontales y con un tiempo de residencia en cada separador de 25
segundos, luego el fluido pasa a un tanque de lavado y el gas pasa a la planta de
gas el siguiente orden: primero pasa con una presión de 16,12 psi al DP-01 que es
tanque vertical de aproximadamente de 500 barriles, después al FIN FAN
COOLER, este es un sistema de enfriamiento compuesto por serpentines y dos
ventiladores donde el gas es enfriado de 142.53ºF a 87.57ºF luego pasa al RP-05,
este es un tanque horizontal con una capacidad de unos 3000 barriles aquí la
entrada y la salida del gas es controlado por válvulas automatizadas, el
condensado pasa al RP – 06 que un tanque horizontal de aproximadamente 3000
barriles, a un nivel más alto que el PR – 05, el gas pasa Al sistema de
compresores o al mercurio para ser quemado. La cantidad de gas promedio diario
que pasa por planta es de (0.78 MMPCSD).
Sistema de monitoreo por consolas de los diferentes procesos.

1.1. GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP)

1.2. PROPIEDADES APROXIMADAS DEL GLP A 15,56 ºC

PROPANO BUTANO MEZCLA

Fórmula C2H6 C3H8
Punto inicial de ebullición (ºC) -42 -1 -42
Gravedad especifica del líquido (kg/litro) 0,504 0,582 0,519
Peso por metro cúbico de líquido (Kg.) 504 582 519
Calor especifico del líquido (kj/kg) 1,464 1,276 1,426
Metros cúbicos de vapor por litro 0,271 0,235 0,264
Metros cúbicos de vapor por kilogramo 0,539 0,410 0,513
Gravedad especifica de vapor (aire = 1,0) 1,50 2,01 1,60
Temperatura de ignición en aire 439-549 482-538 482-519
Temperatura máxima de llama en aire ºC 1980 2008 2000
Límites de flamabilidad en aire, % de vapor en mezcla de gas-aire
Bajo 2,15 1,55 1,55
Alto 9,60 8,60 9,60
Calor latente de vaporización en el punto de 428 388 426
ebullición (kj/kg)

Se denomina GLP a la mezcla de hidrocarburos ligeros derivados del

petróleo que normalmente son gaseosos a temperatura ambiente y presión
atmosférica y que para su comercialización, son llevados al estado líquido por
aplicación de una presión moderada a temperatura ambiente.
El término GLP es usado para referirnos a la mezcla de hidrocarburos
compuesto fundamentalmente por 56% de propano y propileno y 44% de butano y
butileno.
Las características principales de este producto a comercializar son:
 Más pesado que el aire
 No es tóxico ni venenoso

 Es inodoro e incoloro, por lo que para facilitar su detección se le agrega un

odorizante que puede ser Mercaptano o Tetrahidrotiofeno.

 Es altamente inflamable en mezclas con aire de 2-10%

 Es gaseoso en condiciones ambientales, pero se licua con facilidad al
incrementarse la presión.

 Su combustión es completa y no deja residuos.

El endulza miento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2
del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar
presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S,
ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que
removerlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles
exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como
gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural
que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.
Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en
un gas se pueden mencionar:
 Toxicidad del H2S.
 Corrosión por presencia de H2S y CO2.
 En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y
corrosivo.
 Disminución del poder calorífico del gas.
 Promoción de la formación de hidratos.
 Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario
remover el CO2 porque de lo contrario se solidifica.
 Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo
(SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables
y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de
gas; estos compuestos se deben remover antes de que los compuestos se
puedan usar.
 La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a
dar en diferentes unidades. La conversión de un sistema de unidades a otro
se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:
 1 grano = 0,064798 g
Peso molecular del H2S = 34.
ppm (V) = %(V)*104
Granos/100PCN = (5.1)
Miligramos/m3 = (5.2)
Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es la
concentración en partes por millón por volumen.
El tratamiento del gas natural, es el conjunto de operaciones que se
realizan al Gas Natural, con el objeto de retirar o eliminar las impurezas hasta
dejarlas.
Dentro de las especificaciones necesarias para que el fluido gaseoso
alcance las condiciones requeridas para que pueda entrar a la planta donde se
efectuará una Determinada transformación.
Luego, de acuerdo a las impurezas que se presenten, así como a su
magnitud, el Gas Natural debe someterse a los Procesos de Tratamiento
conocidos como:
PROCESAMIENTOS DEL GAS
Se entiende como procesamiento del gas, la obtención a partir de la mezcla
de hidrocarburos gaseosos producida en un campo, de componentes individuales
como etano, propano y butano. En el procesamiento del gas se obtiene los
siguientes productos:
 Gas Residual o Pobre. Compuesto por metano básicamente y en algunos
casos cuando no interesa el etano, habrá porcentajes apreciables de éste.
 Gases Licuados del Petróleo (LPG). Compuestos por C3 y C4; pueden ser
compuestos de un alto grado de pureza (propano y butano principalmente)
o mezclas de éstos.
 Líquidos del Gas Natural (NGL). Es la fracción del gas natural compuesta
por pentanos y componentes más pesados; conocida también como
 gasolina natural las especificaciones que típicamente se le exigen a la
gasolina natural en una planta de procesamientos del gas natural.

El caso más sencillo de procesamiento del gas natural es removerle a este sus
componentes recuperables en forma de líquidos del gas natural (NGL) y luego
esta mezcla líquida separarla en LPG y NGL. Cuando del proceso se obtiene con
un alto grado de pureza C2, C3 y C4 se conoce como fraccionamiento.
El procesamiento del gas natural se puede hacer por varias razones:
 Se necesitan para carga en la refinería o planta petroquímica materiales
como el etano, propano, butano.
 El contenido de componentes intermedios en el gas es apreciable y es más
económico removerlos para mejorar la calidad de los líquidos.
 El gas debe tener un poder calorífico determinado para garantizar una
combustión eficiente en los gasodomésticos, y con un contenido alto de
hidrocarburos intermedios el poder calorífico del gas puede estar bastante
por encima del límite exigido.
Se habla básicamente de tres métodos de procesamiento del gas natural:
Absorción, Refrigeración y Criogénico. El primero es el más antiguo y el menos
usado actualmente; consiste en poner en contacto el gas con un aceite, conocido
como aceite pobre, el cual remueve los componentes desde el C2 en adelante;
este aceite luego se separa de tales componentes. El método de refrigeración es
el más usado y separa los componentes de interés en el gas natural aplicando un
enfriamiento moderado; es más eficiente que el método de absorción para separar
del C3 en adelante. El proceso criogénico es el más eficiente de los tres, realiza
un enfriamiento criogénico (a temperaturas muy bajas, menores de -100°F) y se
aplica a gases donde el contenido de intermedios no es muy alto pero requiere un
gas residual que sea básicamente metano.
Proceso de Absorción
El esquema del proceso de absorción en el cual el gas se pone en contacto
en contracorriente con un aceite liviano a través de una torre absolvedora. El
contacto en la torre puede ser a través de platos o de un empaque. El gas debe
entrar a la torre frío para que se presente una mejor remoción de los componentes
de interés. El aceite usado para hacer la remoción entra a la torre por la parte
superior y se conoce como aceite pobre; cuando sale de la torre, por la parte
inferior, lleva los componentes removidos al gas y se conoce como aceite rico.
El gas que sale de la torre absolvedora es básicamente metano y se conoce
como gas residual. El aceite rico que sale de la absolvedora pasa a una columna
de estabilización que en este caso, libera al aceite rico del etano y el metano que
no pudo salir en la absolvedora; en este caso no se pretende obtener etano.
Cuando se necesita etano, el aceite rico pasa a una desmetanizadora y el fluido
que sale de esta pasa a una desetanizadora. El reflujo en la desentanizadora es
para mejorar la separación de metano y etano.
Proceso de Refrigeración.
En este caso la mezcla gaseosa se enfría a una temperatura tal que se
puedan condensar las fracciones de LPG y NGL. Los refrigerantes más usados en
este caso son freón o propano.
El gas inicialmente se hace pasar por un separador para removerle el agua
y los hidrocarburos líquidos. Al salir el gas del separador se le agrega glicol o
algún inhibidor de hidratos para evitar que estos se formen durante el
enfriamiento. Luego el gas pasa por un intercambiador donde se somete a pre-
enfriamiento antes de entrar al Chiller donde le aplica el enfriamiento definitivo
para llevarlo hasta aproximadamente -15°F.
Del Chiller el gas pasa a un separador de baja temperatura donde habrá
remoción del glicol y el agua, y los hidrocarburos, como mezcla bifásica, pasan a
una torre de fraccionamiento en la cual se le remueven los hidrocarburos livianos,
C1 básicamente, en forma gaseosa como gas residual que sale por la parte
superior; los hidrocarburos intermedios C2, C3, C4 y C5+ salen por la parte inferior
hacia almacenamiento si no se va hacer separación de, al menos, LPG y NGL, o
hacia fraccionamiento si es lo contrario.
 Parte de los gases que tratan de salir de la torre fraccionadora son
condensados y reciclados para reducir el arrastre de hidrocarburos intermedios en
el gas.
El calentamiento en el fondo de la torre se hace para evaporar el metano y
el etano; reduciendo la presión y aumentando la temperatura se puede conseguir
una mejor separación del metano y el etano de la fase líquida.
Los niveles típicos de remoción de C3, C4, C5+ por este proceso son: C3
98%. Es posible recuperar pequeños porcentajes de C2 en 94%; C5+ 85%; C4
este tipo de plantas, pero está limitado por el hecho de que no es posible, con las
refrigerantes actuales, bajar la temperatura del gas antes de entrar a la
absolvedora a valores por debajo de -40°F aproximadamente.
La mayoría de las plantas usan freón como refrigerante y limitan la
temperatura del gas de entrada a -20°F, porque a temperaturas por debajo de este
límite las propiedades mecánicas del acero de las tuberías se ven afectadas.
Procesos Criogénicos.
Se caracterizan porque el gas se enfría a temperaturas de -100 a -150°F
(Temperaturas Criogénicas); en este caso se requiere que el gas después de la
deshidratación tenga un contenido de agua de unas pocas ppm, además se
necesita que el gas se pueda despresurizar para poderlo enfriar. Las plantas
criogénicas son la de mayor rendimiento en líquidos recobrados, son más fáciles
de operar y más compactas aunque un poco más costosas que las de
refrigeración (1). La selección de una planta criogénica se recomienda cuando se
presenta una o más de las siguientes condiciones (4).
Diagrama del procesamiento del Gas por Refrigeración.
 Disponibilidad de caída de presión en la mezcla gaseosa
 Gas pobre.
 Se requiere un recobro alto de etano (mayor del 30%).
 Poca disponibilidad de espacio.
 Flexibilidad de operación (es decir fácilmente adaptable a variaciones
amplias en presión y productos).
 Como el gas se somete a caída de presión, el gas residual debe ser
recomprimido y por esta razón la expansión del gas, en lugar de hacerse a través
de una válvula, se hace a través de un turbo expandir para aprovechar parte de la
energía liberada en la expansión.
La figura 80, es el esquema de un proceso criogénico para remoción de líquidos
de un gas.
El gas inicialmente se hace pasar por un separador de alta presión para removerle
los líquidos (agua y condensados). Luego se pasa por una unidad de
deshidratación para bajarle el contenido de agua a valores de ppm; por esto la
unidad de deshidratación debe ser de adsorción y el disecante del tipo mallas
moleculares.
De la unidad de deshidratación el gas intercambia calor con el gas que sale
de las desmetanizadora a aproximadamente -150°F y luego pasa a un separador
de baja temperatura. De este separador el líquido y el gas salen aproximadamente
a -90°F y el líquido entra a la desmetanizadora por un punto donde la temperatura
de esta sea aproximadamente -90°F. El gas que sale de este separador pasa por
el turbo expande donde la presión cae a unos 225 IPC y la temperatura cae a
-150°F y a esas condiciones entra a la desmetanizadora.
En la desmetanizadora la temperatura varía desde uno 40°F en el fondo,
donde hay una zona de calentamiento, y -150°F en el tope.
El gas que sale del tope a -150°F y 225 LPC intercambia calor con el gas
que sale de la unidad de deshidratación y luego pasa a un compresor que es
activado por el turbo expander, aprovechando parte de la energía cedida por la
expansión del gas, y luego otro compresor termina de comprimir el gas para
llevarlo a la presión requerida.
Como el gas se calienta por la compresión al salir del último compresor,
parte de este gas se usa para mantener el fondo de la desmetanizadora a 40°F y
el resto se hace pasar por un enfriador para llevarlo a la temperatura adecuada.
Todo este es el gas residual, que en su composición es básicamente metano.
 El líquido que sale de la desmetanizadora son los componentes pesados
del gas y se envía a almacenamiento, o a fraccionamiento para obtener C2, C3 y
C4 (o LPG y NGL.
En una planta criogénica los rendimientos en componentes recuperados
son: C2 > 60%, C3 > 100% ≈ 90%.

 Características del Gas a Tratar.

Este factor es determinante en el diseño del proceso de endulza miento,
algunos procesos tienen desempeños muy pobres con algunos gases de entrada y
deben ser eliminados en la selección. En cuanto a la composición del gas el área
de mayor importancia es la cantidad relativa de hidrocarburos pesados
recuperables; algunos procesos tienen tendencia a absorber hidrocarburos, y esta
tendencia es mayor mientras más pesados sean los hidrocarburos, los cuales no
solo crean problemas de espumas sino que también afectan el proceso de
recuperación de azufre.
La presión del gas de entrada también es un factor importante en la selección
del proceso. Los procesos con carbonato y los de absorción física requieren
presiones de al menos unas 400 Lpc., normalmente de 800 Lpc., por lo tanto estos
procesos no se podrán aplicar cuando se va a trabajar a presiones bajas.
La temperatura del gas también es importante porque define la temperatura del
solvente; una buena recomendación es que la temperatura del solvente sea unos
15 – 20 °F por encima de la del gas de entrada; pues si el solvente está más frío
que el gas de entrada habrá condensación y los siguientes problemas de
formación de espumas.
La cantidad de gas a tratar define el tamaño del equipo y posiblemente el
número de plantas en paralelo cuando se manejan volúmenes grandes de gas.

• Consideraciones del Proceso.

La temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe evaluar
antes de hacer el diseño, esto es importante en los costos de equipo y operación.
 La disponibilidad del medio de enfriamiento también es importante por la
misma razón expuesta antes. Además la temperatura del medio de enfriamiento
define la temperatura de circulación del solvente. En zonas donde el agua es
escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio de enfriamiento el aire
pasaría a ser el medio de enfriamiento a usar y esto hace que las temperaturas del
solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 135 – 140 °F, lo
cual impedirá usar solventes físicos pues estos funcionan mejor a temperaturas
bajas.
• Dimensionamiento Apropiado.
El dimensionamiento, además de que afecta la tasa de circulación del
solvente es importante por los siguientes aspectos: se debe evitar velocidades
excesivas, agitación y turbulencia y debe haber espacio adecuado para la
liberación del vapor.
• Acondicionamiento del Gas de Entrada.
Especialmente es importante la filtración y remoción de líquidos presentes
en el gas de entrada; tanto las partículas sólidas como los líquidos presentes en el
gas ocasionan problemas en las plantas de aminas. Se deben remover partículas
de hasta 5 micrones.
• Selección de Materiales.
La mayoría de las plantas de aminas son construidas con aceros
inoxidables al carbono pero por las condiciones de corrosión, presión y
temperatura a las que tienen que trabajar es muy común operaciones de
reposición de piezas o partes por su estado de alteración por corrosión al cabo de
tiempos de operación relativamente cortos. Se recomienda el uso de aceros
resistentes a la corrosión con espesor de tolerancia para la misma de
aproximadamente 1/8 de pulgada para los recipientes y además monitoreo del
problema de corrosión.
• Filtrado de la Solución.
Es una de las claves más importantes para el funcionamiento adecuado de
una planta de aminas. Generalmente los operadores no usan filtros para evitar
problemas de taponamiento, pero el hecho de que este se presente es una prueba
de la necesidad de filtración. Los filtros remueven partículas de sulfuro de hierro y
otros materiales tipo lodo que tratan de depositarse en los sistemas de endulza
miento; si estos materiales no se remueven tienen tendencia a formar espumas y
crear problemas de corrosión.
Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la solución siendo el
promedio entre 20 y 25%; mientras mayor sea el porcentaje filtrado mejor será la
calidad de la solución, pero se requiere mayor mantenimiento de los filtros. La
caída de presión a través del filtro se toma como referencia para el cambio del
mismo. El tamaño de poro del filtro puede variar desde uno hasta micrones
dependiendo de las características de las partículas a remover pero una selección
de un filtro de 10 micras es típica y parece adecuada.
• Pérdidas y Degradación de las Aminas.
Este es un aspecto importante por varias razones, entre ellas: El solvente
perdido se debe reemplazar y esto representa una fracción apreciable de los
costos de operación.
El solvente degradado reduce la cantidad de solvente activo, acelera la
corrosión y contribuye a la formación de espumas.
Las pérdidas de solvente se pueden reducir usando ”reclaimers” y filtros,
instalando despojadores a la salida de contactora y el regenerador, teniendo
colchón de gas (Gas Blanketing) en el almacenamiento del solvente y diseñando
adecuadamente los sistemas intercambiadores de calor para reducir el flujo de
calor. Si el vapor es el medio de calentamiento no debe estar a temperaturas
mayores de 300°F a 50 Lpc. y cuando es aceite caliente su temperatura no puede
ser mayor de 350 °F.
• Formación de Espumas.
Las espumas pueden reducir la calidad del gas de salida porque reducen el
contacto gas – líquido y ocasionan un arrastre excesivo de aminas. Algunas veces
se hace necesario el uso de inhibidores de espumas y es necesario trabajo en el
laboratorio para determinar el tipo de inhibidor y la cantidad del mismo. Algunas
veces una pequeña cantidad de inhibidor puede resolver el problema, pero una
cantidad mayor del mismo lo puede reiniciar. Cuando se observa una caída de
presión alta en la contactora se debe realizar una inspección del antiespumante.
La formación de espumas se debe intentar controlar con el uso del
“reclaimer” y filtración, el uso de inhibidores será un último recurso pues ellos solo
controlan el problema no lo resuelven. Una causa de formación de espumas que a
menudo no se tiene en cuenta es la condensación de hidrocarburos en la
contactora, esto se puede controlar manteniendo la temperatura de la solución
pobre (la que está entrando a la contactora) a una temperatura 10 0 15°F por
encima de la temperatura del gas de entrada y para gases muy agrios se pueden
requerir diferencias aún mayores.
• Operación del Regenerador
Temperaturas altas de regeneración mejoran la capacidad de remoción de
gases ácidos pero también aumentan las posibilidades de corrosión y de
degradación del solvente. Las soluciones de amina pobre deben salir del
regenerador a temperaturas no mayores de 260 °F ( 280 °F para la DGA) y en
promedio entre 230 y 240°F para prevenir la degradación térmica. Cuando se tiene
planta recuperadora de azufre la presión del regenerador requerida para forzar el
gas a la unidad recuperadora puede resultar en temperaturas más altas.
El diseño del rehervidor también involucra consideraciones importantes.
Debe haber espacio adecuado entre tubos para permitir la liberación del vapor.
Los tubos siempre deben estar cubiertos con algunas pulgadas de líquido y se
debe garantizar un flujo estable de calor que no exceda los 12000 BTU/pie2/h.
• Operación del “Reclaimer”.
La función del reclaimer es reversar las reacciones de degradación de las
aminas destilando las aminas recuperables y el vapor de agua y dejando un
producto no regenerable, con aspecto de lodo, el cual hay que remover
periódicamente. El “reclaimer” maneja entre 1 y 2% de la tasa de circulación del
solvente y debe tener orificios de acceso para remover los residuos no
regenerables. Algunos “reclaimers” trabajan de forma intermitente, otros de forma
continua, algunos al vacío y otros a presiones ligeramente por encima de la
presión atmosférica.
• Corrosión
Esta es quizás la principal preocupación en la operación de una planta de
endulza miento y los procedimientos planteados antes para controlar problemas
de operación en las plantas de endulza miento también sirven para controlar la
corrosión. Una planta de aminas diseñada adecuadamente debe tener
posibilidades de instalación de cupones que permitan monitorear el problema de
corrosión. Algunas veces puede ser necesario el uso de inhibidores y en este caso
se debe garantizar la compatibilidad del inhibidor con la solución del solvente para
evitar problemas de espumas y degradación del solvente.
Tipos de procesos
i) Endulza miento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S
y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulza miento y de ella sale el
gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o
por debajo de los contenidos aceptables.
ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se
somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el
fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulza miento. Los gases que se
deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es
posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros
de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).
iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil
manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad
recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de
endulza miento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la
unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre
sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la
transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la
mayoría de las veces, para comercializarlo.
iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre
aún posee de un 3 a un 10% del H2S removido del gas natural y es necesario
removerlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones
ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la
remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad
recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe
contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas
de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.
v) Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola
sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable
descargarlo a la atmósfera por eso se envía a una unidad de incineración donde
mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos
contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulza
miento.
Concentración en el Aire Efectos Fisiológicos %(V) ppm (V) g/100 PCN mg/m3
0.000013 0.13 0.008 0.18 Olor perceptible y desagradable. Cuando la
concentración es mayor de 4.6 ppm el olfato no la detecta.
0.001 10 0.63 14.41 Concentración máxima ambiental permitida por la OSHA*.
0.005 50 3.15 72.07 Pico máximo aceptable por encima del nivel aceptado por la
OSHA, permitido durante 10 minutos en un intervalo de ocho horas.
0.01 100 6.3 144.14 Irritación de los ojos. Pérdida del sentido del olfato después
de 3 a 15 minutos. Respiración alterada y dolor en los ojos después de 15 – 30
minutos, seguido por irritación de la garganta después de 1 h
0.02 200 12.59 288.06 Pérdida del olfato rápidamente. Lesiones en los ojos y
garganta.
0.05 500 31.49 720.49 Mareos. Pérdida de la razón y el equilibrio. Problemas de
respiración en pocos minutos. Las víctimas necesitan respiración artificial.
0.07 700 44.08 1008.55 Inconsciencia rápidamente. La víctima deja de respirar y
muere si no es rescatada con prontitud, además requiere de respiración artificial.
0.10+ 1000+ 62.98+ 1440.98+ Inconsciencia inmediata. Daños permanentes en el
cerebro o muerte a menos que la víctima sea rescatada rápidamente y reciba
respiración artificial.
Procesos de Conversión Directa
Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre
elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos
utilizan reacciones de oxidación – reducción que involucran la absorción de H2S
en una solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford y el
proceso del Hierro Esponja.
• Proceso Stretford.
Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en el se usa
una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relación es una función del
contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es
afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el
poder calorífico del gas.
El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en
contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se pueden tener
valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM)
hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la contactora unos 10 minutos para que
haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo
se envía a un tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para
que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por el fondo del
tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se
puede remover.
Ventajas del Proceso
• Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos de
2PPM.
• Proceso Selectivo no remueve CO2.
• No requiere unidad recuperadora de azufre.
• Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansión para
evaporación
• El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor
calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.
Desventajas del Proceso
• Es complicado y requiere equipo que no es común en operaciones de manejo.
• El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso
es un problema; está en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho.
• Los químicos son costosos.
• El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 Lpca.
• Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es difícil.
• Proceso del Hierro Esponja.
Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300
ppm) y la presión también. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.
Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través de un lecho
de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada de
Fe2O3 que tiene alta afinidad por el H2S. La reacción química que ocurre es la
siguiente:
Fe2S3 + 3H2O (5.18) Fe2O3 + 3H2S
La temperatura se debe mantener por debajo de 120°F pues a
temperaturas superiores y en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de
cristalización del óxido férrico.
El lecho se regenera circulando aire a través de él, de acuerdo con la
siguiente reacción: 2Fe2O3 + 6S (5.19) 2Fe2S3 + 3O2
La regeneración no es continua sino que se hace periódicamente, es difícil
y costosa; además el azufre se va depositando en el lecho y lo va aislando del
gas.
El proceso de regeneración es exotérmico y se debe hacer con cuidado,
inyectando el aire lentamente, para evitar que se presente combustión.
Generalmente, después de 10 ciclos el empaque se debe cambiar.
En algunos diseños se hace regeneración continua inyectando O2 al gas agrio.
Las principales desventajas de este proceso son:
 Regeneración difícil y costosa
 Pérdidas altas de presión
 Incapacidad para manejar cantidades altas de S
 Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la calidad
adecuada para venderlo.
Una versión más reciente de adsorción química con óxido de hierro utiliza una
suspensión de este adsorbente, la cual satura un lecho de alta porosidad que se
utiliza para garantizar un contacto íntimo entre el gas agrio y la suspensión de
óxido de hierro (15). El proceso sigue siendo selectivo ya que solamente adsorbe
el H2S y no el CO2, por tanto se puede usar para remover H2S cuando hay
presencia de CO2; pero tiene la ventaja que en la reacción no produce SO2.
La Figura 69, muestra un esquema del proceso y una descripción un poco
más detallada de la contactora. El gas proveniente de un separador gas-líquido se
hace pasar por un despojador de entrada con el fin de hacerle una remoción
adicional de líquido que no se pudo retirar en el separador Gas-líquido; al salir del
despojador el gas está saturado con los componentes condensables y se hace
pasar por un sistema de calentamiento para que cuando entre a la torre esté
subsaturado con tales componentes y así evitar que en la contactora el gas pueda
llevar líquidos que afectarían el proceso; del sistema de calentamiento el gas entra
a la contactora por su parte inferior.
La figura 70 muestra un esquema de la contactora la cual por encima de la
entrada de gas posee un bafle distribuidor de flujo cuya función es hacer que el
gas se distribuya uniformemente por toda el área transversal de la contactora.
Luego se tiene un empaque con anillos de polipropileno de una alta porosidad,
sostenido en su parte inferior y superior por bafles horizontales de acero
perforados para permitir el paso del Gas. La porosidad de este empaque es de
más del 90% y su función es servir como medio para que la lechada de óxido de
hierro y el gas establezcan un contacto íntimo. La torre además dispone de
conexiones para inyección de químicos en caso de que sea necesario para
mejorar el proceso y válvulas de muestreo para verificar el nivel de lechada en el
empaque.
La lechada se prepara en el tanque de mezcla con agua fresca y polvo de
óxido de hierro en una proporción 4 a 1 por volumen; para garantizar una buena
suspensión del óxido en el agua ésta se recircula con la bomba por el fondo al
tanque a través de boquillas mientras se agrega el óxido por la parte superior. Una
vez lista la suspensión se inyecta al empaque de la torre y cuando el proceso está
en marcha el gas se encargará de mantener las partículas de óxido de hierro en
suspensión.
Además del H2S que se le remueve al gas durante el proceso en él también
se le retira parte del vapor de agua; de todas maneras el gas que sale de la
contactora generalmente pasa a una unidad de deshidratación. Cuando el gas
empieza a salir con un contenido alto de H2S, o sea cuando la suspensión ha
perdido efectividad para removerlo, se debe proceder al cambio de lechada de la
siguiente manera: se cierra la entrada de gas ácido al despojador de entrada, se
despresuriza la torre a unas 100 lpc., se remueve la lechada gastada de la
contactora a través de una válvula de drenaje para ello, manteniendo la torre
presurizada con un colchón de gas a 100 lpc., después de retirada la lechada
agotada se despresuriza completamente la torre y se inyecta la nueva suspensión
que ya se ha preparado en el tanque de mezcla. Esta operación dura unas dos
horas y para evitar parar el proceso se deberán tener dos contactoras.
Procesos de Absorción en Lecho Seco (Adsorción)
Equipo y Proceso del Endulza miento con Lechada de Óxido de Hierro.
Torre Contactora del Proceso de Endulza miento con Lechada de Óxido de
Hierro.
En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través de un filtro que tiene
afinidad por los gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en
el gas entre las que también se encuentra el agua. El más común de estos
procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos autores también
clasifican el proceso del hierro esponja en esta categoría
Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan algunas
ventajas importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven
H2S) y la eficiencia del proceso no depende de la presión. Se aplica a gases con
concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2.
• Proceso con Mallas Moleculares.
Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de
deshidratación por adsorción. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir
de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remoción de agua de tal
forma que queda un sólido poroso con un rango de tamaño de poros reducido y
además con puntos en su superficie con concentración de cargas; esto hace que
tenga afinidad por moléculas polares como las de H2S y H2O; además debido a
que sus tamaños de poro son bastante uniformes son selectivas en cuanto a las
moléculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran
número de cargas polares localizadas llamadas sitios activos. Las moléculas
polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces
iónicos débiles en los sitios activos, en cambio las moléculas no polares como las
parafinas no se ligarán a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares
podrán endulzar y deshidratar simultáneamente el gas.
Las mallas moleculares están disponibles en varios tamaños y se puede
tener una malla molecular que solo permita el paso de moléculas de H2S y H2O
pero no el paso de moléculas grandes como hidrocarburos parafínicos o
aromáticos. Sin embargo el CO2 es una molécula de tamaño similar a las de H2S
y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las
moléculas de H2S y agua, aunque en pequeñas cantidades, y bloqueará los
poros. El principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los
espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua.
Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas,
es común presiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas
dulce caliente a temperaturas entre 300 y 400 °F. No sufren degradación química
y se pueden regenerar indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no
dañarlas mecánicamente pues esto afecta la estructura de los poros y finalmente
la eficiencia del lecho.. La principal causa de daño mecánico son los cambios
bruscos de presión o temperatura cuando se pasa la contactora de operación a
regeneración o viceversa.
El uso de mallas moleculares en endulza miento está limitado a volúmenes
pequeños de gas y presiones de operación moderadas; debido a esto su uso es
limitado en procesos de endulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el
endulzamiento o deshidratación realizado con otros procesos o para
deshidratación de gases dulces cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por
ejemplo gas para procesos criogénicos.
El proceso de adulzamiento con mallas moleculares. El gas agrio entra por
la parte superior y sale por la inferior. El lecho se regenera circulando una porción
del gas endulzado, precalentado a una temperatura de 400-600°F o más, durante
unas 1,5 horas para calentar el lecho. Cuando la temperatura del lecho aumenta,
éste libera el H2S adsorbido a la corriente del gas regenerador; este gas al salir de
la torre es quemado, generalmente.
Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la
cantidad de gas a tratar es baja; además se pueden usar como complemento en
procesos de endulzamiento y y/o cuando se requieren contenido muy bajos de
agua.
Las mallas moleculares se usan también para tratar volúmenes grandes de
gas pero con contenidos bajos de contaminantes ácidos. Una innovación reciente
del proceso con mallas moleculares permite la remoción selectiva de H2S en
presencia de CO2.
Ventajas.
Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido
de H2S.
Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2.
 Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar
simultáneamente.
Desventajas.
El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar
con los gases de combustión del proceso de incineración. Se puede formar COS
en la malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el
proceso de regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente
en el gas agrio.
Procedimiento Preliminar para Seleccionar un Proceso de Adulzamiento.
Selección de Procesos Aplicables
Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso
particular dado los procesos aplicables se reducen a 3 0 4 si se analizan los
siguientes aspectos:
Especificaciones del gas residual
Composición del gas de entrada
Consideraciones del proceso
Disposición final del gas ácido
Costos
• Especificaciones del gas residual.
Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de
salida del proceso habrá procesos que no podrán llevar las concentraciones a
tales niveles y por tanto serán eliminados. En algunos casos se requieren
procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces que es necesario dejar el CO2
en el gas de salida con el fin de controlar su poder calorífico. La selectividad
también es importante en casos en que la relación CO2/H2S sea alta y se requiera
hacer pasar el gas ácido por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de
CO2 afecta el desempeño de la unidad. El contenido de H2S es un factor
importante, quizás el más, en el gas de salida.
El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación de
H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas porque estos
compuestos de azufre tienden a concentrarse en los líquidos obtenidos en la
planta de gas, lo cual podría implicar tratamiento de estos líquidos.

• Disposición Final del Gas Ácido

La disposición final del gas ácido puede ser una unidad recuperadora de
azufre o incineración, dependiendo del contenido de H2S en el gas agrio y las
exigencias ambientales. Cuando se usa incineración no es importante el contenido
de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de
azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado
tornándolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta su calidad.
Además si el gas ácido se va a pasar por una unidad recuperadora de azufre y
luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere más presión que si se
va a incinerar.
• Costos
Los factores de costo que se deben tener en cuenta son:
Instalación de un pulmón del almacenamiento de gas licuado
Y sus respectivas facilidades
Costos de Potencia ya existen
Costos de solvente
Costos de combustible.
Algunos procesos son más eficientes que otros en cuanto a combustible,
por ejemplo los de absorción física y los híbridos son más eficientes en este
sentido que los de aminas. 31

Capacidad de Remoción de Ácidos

La tabla 21 muestra la capacidad de remoción de algunos procesos,
siempre y cuando el proceso sea aplicable y el diseño adecuado.
Los procesos con carbonato se usan básicamente para remover CO2 y son
buenos para tratar gases agrios con contenidos altos, mayores del 20%, de gases
ácidos pero generalmente requieren un paso adicional de tratamiento con aminas
para terminar el endulzamiento y llevar el contenido de gases ácidos a los niveles
exigidos de 4ppm o menos. Todos los procesos, con excepción de los de
carbonato, remueven el H2S hasta 4 ppm o menos, pero no todos remueven el
CO2; el Stretford, las mallas y el hierro esponja no remueven el CO2, y el DIPA y
los solventes físicos tienen grados de remoción variables dependiendo del
contenido de CO2 y del diseño.
Características del Proceso de Tratamiento
Las características más importantes de operación de los principales
procesos de endulza miento.
Capacidad de Remoción de Gases Ácidos de Algunos Procesos de Endulza
miento.
Proceso H2S en
Gas Tratado Remoción De CO2 Selectividad
MEA < 4ppm 99+ No
DEA < 4ppm 99 No
DGA < 4ppm 99+ NO
DIPA < 4ppm 30 –99 Puede ser
Solv. Físicos < 4ppm 15 – 95 Si
Sulfinol < 4ppm Hasta 99+ Puede ser
Sretford < 4ppm ~0 Si
Mallas < 4ppm ~0 Si
Hierro Esponja < 4ppm ~0 Si
Proc. Con Carb. ~20ppm 98 – 99 no.
Barredores de H2S
Los métodos tradicionales para remover H2S han sido el uso de soluciones
de etanoláminas y el método del hierro esponja, en su orden de importancia.
Ambos procesos constan de una etapa de operación y una etapa de regeneración,
lo cual implica el uso de equipos múltiples, al menos una torre contactora, una
regeneradora y equipo accesorio, y demanda apreciable de espacio; además en
los procesos de regeneración se presenta la formación de productos altamente
contaminantes cuya disposición final incrementa aún más los costos de
tratamiento. El proceso de las etanolaminas no es económicamente viable en el
tratamiento de bajas cantidades de gas con contenidos relativamente bajos de
H2S.
Actualmente en la industria del gas se está trabajando en el desarrollo de
químicos barredores de H2S de inyección directa, entre ellos la triazina, en los
procesos y equipos requeridos para su aplicación de tal forma que se pueda
garantizar eficiencia, economía, compatibilidad con el medio ambiente y
versatilidad, con el fin de tener ahorros importantes en el tratamiento del gas
teniendo un gas residual de igual o mejor calidad que el obtenido con los procesos
aplicados hasta ahora.
El GRI está patrocinando un programa de evaluación de tecnologías de
barrido de H2S como parte de un programa global de remoción y recuperación de
azufre. Uno de los objetivos fundamentales de este trabajo es desarrollar un
conocimiento más sólido de los fundamentos de barrido con inyección directa
(inyectando barredores químicos directamente a la tubería).
En el área del barrido con H2S, los operadores han buscado siempre
reducir los costos de capital eliminando recipientes contactores e inyectando los
químicos directamente a la tubería. Esta aproximación de inyección directa,
aunque aparentemente sencilla ha sido difícil aplicar con éxito, siendo los
principales problemas obtener resultados de remoción aceptable de H2S y costos
mayores en muchos casos.
Un segmento creciente de la industria del gas usa procesos de barrido de
H2S para remover bajas concentraciones de H2S en gases de baja calidad. Para
este tipo de gases los procesos convencionales de endulzamiento con aminas no
son métodos económicos de tratamiento especialmente cuando no se requiere la
remoción de CO2. Históricamente, la industria de producción de gas ha usado
procesos de barrido de H2S no regenerativos En estos procesos un agente
barredor reacciona irreversiblemente con el H2S. Los productos de la reacción se
separan del gas tratado y se desechan.
 Los agentes barredores de sulfuro de hidrógeno se aplican generalmente a
través de uno de los siguientes métodos:1) Aplicación por intervalos de tiempo del
agente secuestrante líquido en una torre contactora “sparged”; 2) aplicación por
intervalos de tiempo de los agentes secuestrantes sólidos en una contactora de
lecho fijo.; 3) inyección continua y directa de agentes barredores líquidos. Estudios
de campo han demostrado que el desempeño de los sistemas con inyección
directa de barredores es más difícil de predecir que los sistemas basados en
torres contactoras porque la fundamentación teórica asociada con su
comportamiento y costos es bastante desconocida y porque los parámetros de
aplicación, tales como velocidad del gas, condiciones de mezcla líquido – gas y
tiempo de contacto varían ampliamente de un sitio a otro. Como resultado la
remoción de H2S, el uso de químico y los costos del mismo son bastantes
específicos de cada sitio y no se pueden predecir con facilidad.
1.3. DISPONIBILIDAD A NIVEL NACIONAL
1.4. ESTUDIO DE MERCADO CONSUMO NACIOANAL DE GAS GLP
Antes anotamos cómo el gas natural es preponderante en la matriz
energética del país. Este se utiliza en un 69% en la industria petrolera y 39% en el
mercado interno (33% para generación eléctrica, 23% en el sector siderúrgico y
aluminio, 19% en petroquímica, 18% en uso comercial y residencial y 3% en la
industria del cemento). Antes de plantearse los posibles negocios que puede
realizar el país con su gas natural, tanto asociado como no asociado al petróleo,
es necesario revisar la situación de las reservas que se dispone de ese importante
recurso. En Venezuela, con la excepción de los esfuerzos realizados en el estado
Guárico, no se había realizado actividad exploratoria para la búsqueda de gas no
asociado. Todas las reservas de gas libre que aparecen en los libros oficiales de
reservas de Venezuela fueron ubicadas buscando petróleo. Es después de la
promulgación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos que se licitaron
algunas áreas para explorar por gas libre (Yucal-Placer, Barrancas, San Carlos,
Ambrosio, Plataforma Deltana y eventualmente al norte del estado Sucre). Es por
ello que las reservas de gas del país son mayormente de gas asociado al petróleo.
Antes de abocarse a realizar cualquier estudio técnico-económico para llevar gas
venezolano a otros países, con lo que sería necesario firmar contratos de entrega
de por lo menos 20 años, vale la pena hacerse la siguiente pregunta. Si más del
90% de las reservas de gas de Venezuela son de gas asociado al petróleo ¿Qué
impacto tendría una necesaria revisión de las reservas de petróleo, en las
reservas de gas asociado? Los crudos que contienen mayor cantidad de gas
asociado por barril son los condensados, seguidos de los livianos y en último lugar
los medianos. Los crudos pesados y extrapesados contienen muy poco gas
asociado. En relación con los parámetros que se consideran para efectuar los
cambios en las reservas de gas, además de los descubrimientos, extensiones y
revisiones, se incluyen los volúmenes que se inyectan, así como la actividad de
reparación y recompletación de pozos que incorporan reservas. El hoy Ministerio
de Energía y Petróleo informó que las1.3. DISPONIBILIDAD A NIVEL NACIONAL
1.4. ESTUDIO DE MERCADO CONSUMO NACIOANAL DE GAS GLP
Antes anotamos cómo el gas natural es preponderante en la matriz
energética del país. Este se utiliza en un 69% en la industria petrolera y 39% en el
mercado interno (33% para generación eléctrica, 23% en el sector siderúrgico y
aluminio, 19% en petroquímica, 18% en uso comercial y residencial y 3% en la
industria del cemento). Antes de plantearse los posibles negocios que puede
realizar el país con su gas natural, tanto asociado como no asociado al petróleo,
es necesario revisar la situación de las reservas que se dispone de ese importante
recurso. En Venezuela, con la excepción de los esfuerzos realizados en el estado
Guárico, no se había realizado actividad exploratoria para la búsqueda de gas no
asociado. Todas las reservas de gas libre que aparecen en los libros oficiales de
reservas de Venezuela fueron ubicadas buscando petróleo. Es después de la
promulgación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos que se licitaron
algunas áreas para explorar por gas libre (Yucal-Placer, Barrancas, San Carlos,
Ambrosio, Plataforma Deltana y eventualmente al norte del estado Sucre). Es por
ello que las reservas de gas del país son mayormente de gas asociado al petróleo.
Antes de abocarse a realizar cualquier estudio técnico-económico para
llevar gas venezolano a otros países, con lo que sería necesario firmar contratos
de entrega de por lo menos 20 años, vale la pena hacerse la siguiente pregunta.
Si más del 90% de las reservas de gas de Venezuela son de gas asociado al
petróleo ¿Qué impacto tendría una necesaria revisión de las reservas de petróleo,
en las reservas de gas asociado? Los crudos que contienen mayor cantidad de
gas asociado por barril son los condensados, seguidos de los livianos y en último
lugar los medianos. Los crudos pesados y extrapesados contienen muy poco gas
asociado. En relación con los parámetros que se consideran para efectuar los
cambios en las reservas de gas, además de los descubrimientos, extensiones y
revisiones, se incluyen los volúmenes que se inyectan, así como la actividad de
reparación y recompletación de pozos que incorporan reservas.
El hoy Ministerio de Energía y Petróleo informó que las reservas de gas en
1975 eran del orden de 41,5 billones de pies cúbicos (1012 BPC), en 1989 de
105,7 BPC y en 2002 de 147,1 BPC. El informe a la SEC aclara que de ese último
volumen de reservas de gas 12,45 TCF corresponden a gas asociado a crudos
extra pesados (35,4 MMMB). Adicionalmente se reporta que existen unos 14 TCF
de gas no asociado al petróleo (gas libre), principalmente en yacimiento ubicados
al norte del estado Sucre y en la plataforma del delta del río Orinoco. Para un gran
total de 146 TCF de reservas totales de gas. Continuando con el análisis de las
reservas de gas asociado, se observa de un informe de Pdvsa 1997, que del total
de casi 132 TCF de reservas de gas asociado, la contribución más importante a
estas reservas la constituyen los crudos livianos con 46,9 TCF, siguen los
condensados con 35,9 TCF y en tercer lugar los medianos que aportan 24,0 TCF.
Para entender la magnitud de estas cifras de reservas de gas, valga decir que la
producción anual de gas en el año 2002 fue de 2,2 TCF (6.030 MMPCD). Es decir,
solo se produjo el 1,5% de las reservas de gas.
De ese volumen producido el 39% se devolvió al subsuelo, con el propósito
de mantener la presión de los yacimientos. Esos volúmenes de gas que se
devuelven a los yacimientos son contabilizados como reservas remanentes, que
los técnicos dicen que sería recuperable en el momento de desinflar esos
yacimientos, es decir, de producir la capa secundaria de gas formada con tal
inyección. Otra advertencia. Si se suman las reservas de gas que están asociadas
a los crudos pesados, extra pesados y bitumen, se alcanza la importante cifra de
26,0 TCF. Sin embargo, hay que tomar en cuenta para su contabilización como
reservas, que históricamente el gas asociado a los crudos pesados (vg. los de la
Costa Oriental del Lago de Maracaibo) mayormente se ha quemado, con
autorización del MEP, en mechurrios apropiados, es decir no se ha recolectado.
Se ha argumentado que no se recolecta por su baja producción diaria
relativa, baja presión y por su nivel de dispersión geográfica (producido por miles
de pozos). Una última observación. Las reservas de gas deben estar asociadas a
su utilización, sin embargo es conocido que un porcentaje importante del gas
producido no es usado. Por ejemplo en el año 2002 el PODE informa que de una
producción de 5.988 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) se arrojó el 7%, es
decir 420 MMPCD, equivalente a 74.800 barriles diarios de petróleo.

Una observación final, acorde con las cifras de producción de gas que
presento PDVSA en su reciente Plan estratégico 2006- 2012, la producción de
gas natural para el año 2012 sería de apenas 11.500 MMPCD, un incremento de
solo 5.200 MMPCD, con respecto a la cifra de 2005, para tratar de cubrir el
déficit existente en el mercado interno, los proyectos de inyección de gas a los
yacimientos, los nuevos proyectos petroquímicos y nuevos requerimientos de
PDVSA (ver Plan 2005-2010).
PLANTAS DE LLENADOS DE CILINDROS DEL MERCADO INTERNO
VENEZOLANO
RAZON SOCIAL. NOMBRE DE LA PLANTA DIRECCION. ESTADO
CIUDAD TELÉFONO / FAX
RUMEGAS C.A. RUMEGAS KM.8, CARRETERA NACIONAL, SECTOR
COROZITO, PUERTO AYACUCHO. AMAZONAS PUERTO AYACUCHO 0248-
414.68.46
TIGASCO GAS LICUADO C.A. TIGASCO CARRETERA EL TIGRE- EL
TIGRITO, ZONA INDUSTRIAL EL TIGRE ANZOATEGUI EL TIGRE 0283-2412323
0283- 2412221
TIGASCO GAS LICUADO C.A. TIGASCO AV. INTERCOMUNAL
BARCELONA, SECTOR LAS GARZAS, PTO. LA CRUZ, BARCELONA
ANZOATEGUI PTO LA CRUZ 0281-2658595/9501 0281-2658102
VENGAS, S.A. VENGAS SUC ANACO AV. JOSÉ ANTONIO
ANZOÁTEGUI, TRONCAL 16 ANZOATEGUI ANACO 0282-4222504 0282-
4223353
VENGAS, S.A. VENGAS SUC BARCELONA ZONA INDUSTRIAL LOS
MONTONES, PARCELA 70B ANZOATEGUI BARCELONA 0281-2767637
VENGAS, S.A. VENGAS SUC EL TIGRE ZONA INDUSTRIAL,
AV.INTERCOMUNAL, VÌA LOS BOMBEROS, ANZOÁTEGUI, EL TIGRE,
ANZOATEGUI EL TIGRE 0283-2412189
PUERTO GAS. PUERTO GAS AV. INTERCOMUNAL BARCELONA,
SECTOR LAS GARZAS, PTO. LA CRUZ, BARCELONA ANZOATEGUI
BARCELONA (0281) 2860066 2862745 FAX 2861466
VENGAS, S.A. VENGAS SUC SAN FERNANDO DE APURE CARRETERA
NACIONAL BIRUACA-ACHAGUA APURE SAN FERNANDO DE APURE, 0247-
3645943
CORIGAS, C.A. CORIGAS, CA PARCELAS 18 Y 19, ENTRE CALLE 5 DE
JULIO Y CARRETERA SANTA CRUZ DE, ZONA INDUSTRIAL GUERE,
TURMERO.
ARAGUA TURMERO 0244-66397.73-FAX: 0244-6639546/-0414- 4635279
ESTEBITA GAS, C.A. ESTEBITA GAS PARCELA 2, AL LADO DEL
MERCADO MAYORISTA, AV PRINCIPAL MORITA I, MARACAY. ARAGUA
MARACAY 0243-2694316- 3472/4333
SUPLIDORA CENTRAL DE GAS, C.A. SUCEGAS, CA URBANIZACIÓN
INDUSTRIAL LOS TANQUE, VILLA DE CURA ARAGUA VILLA DE CURA 0244-
3889150
TROPIGAS, S.A.C.A. TROPIGAS SUC MARACAY CALLE GONZALITO
CON FINAL CALLE COROPO, ZONA INDUSTRIAL LOS GUERITOS, TURMERO.
ARAGUA MARACAY 0243-2692550 0243-269.2057
VENGAS, S.A. VENGAS SUC MARACAY CALLE 5, PARCELAS
12,13,14,15 Y 16, ZONA INDUSTRIAL GUIRE. ARAGUA MARACAY 0244-
6636666
EMEGAS, C.A. EMEGAS SANTA BARBARA SANTA BÁRBARA. BARINAS
SANTA BARBARA 0273-532.52.79
VENGAS, S.A. VENGAS SUC BARINAS AV. CUATRICENTENARIOS CON
AV. INDUSTRIAL BARINAS 0273-5465729
GIUNTA GAS. GIUNTA GAS CARRETERA CAICARA, CIUDAD BOLÍVAR,
CRUCE CON VÍA GUANIAMO. BOLIVAR CIUDAD BOLIVAR 0284-666.76.65
TIGASCO GAS LICUADO C.A. TIGASCO CALLE COLÓN Nº 130 ZONA
IUNDUSTRIAL SALANITA, CIUDAD BOLIVAR BOLIVAR CIUDAD BOLIVAR
0285-6511921/1881
TIGASCO GAS LICUADO C.A. TIGASCO CARRETERA TUNAPUI CON
CALLE MANZANARE URBANIZACIÓN INDUSTRIAL UNARE I PUERTO ORDAZ.
BOLIVAR PUERTO ORDAZ 0286-9511202/1338 0286-9513292.
TROPIGAS, S.A.C.A. TROPIGAS SUC PUERTO ORDAZ
PARCELAMIENTO INDUSTRIAL UNARE UNO, CARRERA TUNAPUY, PUERTO
ORDAZ. BOLIVAR PUERTO ORDAZ 0286-9513742 0286- 9510493
 VENGAS, S.A. VENGAS SUC CIUDAD BOLIVAR PARCELA Nº 2
MANZANA, ZONA INDUSTRIAL LA SABANITA CALLE COLÓN BOLIVAR
CIUDAD BOLIVAR 0285-6517166
VENGAS, S.A. VENGAS SUC SAN FELIX PARCELAMIENTO N° 12,
URBANIZACIÓN INDUSTRIAL CHIRICA BOLIVAR SAN FELIX 0286-9341689
PLANTA DE GAS CARABOBO GAS CARABOBO KM. 25, CARRETERA
NACIONAL VALENCIA-BEJUMA. CARABOBO TOCUYITO 0241-8942058
SERVICIO DE GAS C.A. SERVIGAS ZONA INDUSTRIAL, URBANIZACIÓN
LA SORPRESA, CALLE LA FLECHA, PUERTO CABELLO. CARABOBO
PUERTO- CABELLO 7631045
SERVICIO DE GAS C.A. SERVIGAS ZONA INDUSTRIAL CARABOBO,
8VA TRANSVERSAL, N° 79-81, VALENCIA CARABOBO VALENCIA 7631045
TODO GAS PLANTA. TODO GAS URBANIZACIÓN NEPE ENTRE CALLE
HERMOGENES CHACIN Y RUFINO GONZALEZ FINAL DE LA CALLE PPAL.
ZONA INDUSTRIAL, GUACARA. CARABOBO VALENCIA 0245-5716183/8820
0245-7188120/ 0245- 5714128 0414-3400679/

DIRECTORIO DE PLANTAS DE LLENADO DE CILINDROS DE GAS LICUADO

DE PETROLEO (G.L.P.) DEL MERCADO INTERNO
DIRECCION DE COMERCIO Y SUMINISTRO
2.2. ARQUITECTURA
Las edificaciones en planta envasadora de GLP comprenderán oficinas de
gerencia, administración, sala de máquinas, zona de limpieza y pintado, área de
prueba hidrostática de cilindros. Se construirá una plataforma de cemento de
14,30 m, de largo y 5,00 m, de ancho con una altura de nivel de piso de 1,00 m,
con columnas de concreto para soportar la cobertura metálica apoyado en tijerales
angulares debidamente arriostrados. Asimismo se tendrá una puerta de ingreso
vehicular de 6,00 m, de ancho y 4,00 m, de altura tipo canalón metálico y otra
puerta de salida vehicular de similares características; para el ingreso peatonal se
cuenta con una puerta metálica independiente de 0,90 m, de ancho.
 La distribución de la planta será de la siguiente manera:
La limpieza y pintado de los cilindros se realizará en un ambiente diseñado
para este fin con amplia ventilación, el equipo de pintura será con soplete
alimentado por la compresora de 10 HP que estará ubicada en el cuarto de
máquinas.
2.3. INSTALACIONES MECÁNICAS
El tanque de almacenamiento de GLP será del tipo horizontal de cabezales
semiesféricos y manhole hermético en el domo, fabricado en concordancia con las
normas técnicas del código ASME sección VIII división 1 y 2 para recipientes a
presión, con planchas de acero de SA 36 de 1 pulgada (25,4 mm). Considerando
que la presión de diseño es de 250 psi, el tanque será sometido a una presión de
prueba hidrostática de 375 a 400 psi, los cordones de soldadura del tanque serán
probados al 100% empleando placas radiográficas.
El tanque será instalado a 1,00 m sobre la superficie, se colocará dentro de
una zona de protección delimitadas por columnas de concreto empotradas y con
un murete de aislamiento a su alrededor, que protegerá también a los accesorios,
bombas, mangueras y tuberías contra daños mecánicos que pudiera causar algún
vehículo.
Ninguna tubería será soterrada, todas serán adosadas a las paredes de los
muretes de aislamiento y a la pared lateral colindante de la plataforma. Las
tuberías para la red de llenado de GLP serán de acero sin costura y de schedule
80, las cuales satisfacen a la norma ANSI B31.3 o del ANSI B31.4
Las empaquetaduras a emplear serán de material resistente al fuego y al
GLP, en su fase líquida, la misma que garantizará su hermeticidad; serán de metal
u otro material adecuado confinado en metal con un punto de fusión sobre los 800
ºC.
La planta contará con tres bombas para el trasiego de GLP de marca
Corken o Blackmer de 50 gpm de capacidad y motor a prueba de explosión de 5
Hp. Asimismo se contará con 4 balanzas estacionarias acondicionadas
especialmente para el llenado de GLP, 1 balanza de control de peso y un
distribuidor de llenado (manifold) equipado con válvulas de seguridad.
Adicionalmente la planta contará con mangueras antivibración, visores de flujo,
válvula interna, válvulas de exceso de flujo, entre otras.
Se contará con una compresora para la prueba hidrostática de cilindros y
otra para el accionamiento de los automáticos de llenado y el equipo para el
pintado de cilindros, ambas compresoras serán con motor eléctrico a prueba de
explosión de 10 HP trifásico de 220 v y 60hz.
2.4. INSTALACIONES SANITARIAS
Las tuberías y accesorios para instalaciones sanitarias de abastecimiento
de agua serán de PVC; para el almacenamiento de agua para consumo humano
se dispondrá de un tanque de 7,20 m3 el cual se ubicará en la zona de bombas de
agua, se empleará una bomba de 1 HP que permitirá llenar el tanque elevado que
se ubicará sobre la zona de limpieza y pintado de cilindros
La tubería a emplearse en las redes interiores de desagüe y ventilación
serán de plástico PVC del tipo liviano (SAL) con accesorios del mismo material.
Antes de la instalación de las tuberías, éstas deben ser revisadas interiormente,
así como también los accesorios a fin de eliminar cualquier materia extraña
adherida a sus paredes.
2.5. INSTALACIONES ELÉCTRICAS
Todas las instalaciones eléctricas en el interior de la planta serán
herméticas y prueba de explosión, en las zonas de ambiente altamente peligrosos.
Asimismo los motores eléctricos serán blindados y a prueba de explosión y
tendrán interruptor automático de sobrecarga.
Como medida de seguridad la planta dispondrá de un grupo electrógeno
diesel de 20 kw de potencia para satisfacer las condiciones de accionamiento de
la bomba para suministro de agua para los rociadores de enfriamiento del tanque y
los gabinetes contra incendio; este grupo electrógeno será activado
automáticamente en caso de desconexiones de las líneas externas.
La planta envasadora contará con dos tableros eléctricos (general y de
distribución), desde los cuales se controlarán el suministro parcial o total de fluido
eléctrico, estos tableros se encuentran equipados con equipos blindados para
instalaciones exteriores
2.6. DESPLAZAMIENTO DE VEHÍCULOS AL INTERIOR DE LA PLANTA
ENVASADORA
Las camionetas de venta de los cilindros de GLP que circulen al interior de
la planta podrán hacerlo con un radio de giro de 6,00 m, medido desde el punto
central de la puerta de acceso con eje de circulación alrededor de la zona de
tanques y plataforma, disponiéndose de espacios con amplitud suficiente para
asegurar su fácil desplazamiento al interior del patio de maniobras tanto de
vehículos como de personas; adicionalmente se ha considerado un radio de giro
de 11,00 m para el desplazamiento del camión tanque al interior de la planta
III. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
La Estudio de Impacto Ambiental constituye un documento que tiene como
fin anticiparse a las consecuencias ambientales de la pre-construcción,
construcción, operación y funcionamiento de la planta envasadora de GLP, a fin
de proteger el ambiente y la salud de la población. Es por esta razón que se debe
considerar a esta etapa como la parte inicial en el planeamiento y desarrollo del
proyecto.
En general no existe una definición universalmente aceptada sobre el
término de EIA. El Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente
(PNUMA), propone (1978):
‘“...Para identificar, predecir y describir en términos apropiados las ventajas
y desventajas de un proyecto de desarrollo propuesto. Para ser útil, la evaluación
necesita ser comunicada en términos comprensibles para las comunidades y los
encargados de tomar las decisiones, y los pros y contras deben ser identificados
sobre la base de criterios relevantes para los países afectados”.’
Según el Ministerio de Energía y Minas en el "Reglamento para la
Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos" (D.S. Nº 046-93-E.M)
define "Estudios de Impacto Ambiental" como:
 ‘“los estudios (requeridos para los proyectos de hidrocarburos) sobre los
elementos físicos naturales, biológicos, socioeconómicos y culturales dentro del
área de influencia del proyecto”. ’
En la EIA de la Envasadora Kerogas AQP Asociados se describen las
características del ambiente donde se desarrollará el proyecto, tanto el medio
físico como el medio biológico así como las características de la población de
Cerro Colorado. Luego se hace una identificación y evaluación de los impactos
que podrían ocurrir en el ambiente y en la población para finalmente proponer un
plan de manejo ambiental donde se proponen las medidas de mitigación y el plan
de monitoreo para los impactos que podrían ocurrir en las etapas de pre-
construcción, construcción, operación y abandono de la planta envasadora.
Finalmente se propone un plan de abandono del proyecto.
3.1. OBJETIVOS DEL EIA
Identificar y evaluar el impacto ambiental de la instalación de la planta
envasadora de Gas Licuado de Petróleo y proponer las medidas de mitigación,
control y seguimiento en sus etapas de pre-construcción, construcción y operación
y abandono.
Otros objetivos son:
 Identificar los componentes físicos, bióticos, abióticos, sociales,
económicos y culturales de la zona de influencia.
 Determinar la capacidad de receptividad de la zona en estudio ante
el proyecto.
 Cumplir con la legislación ambiental vigente contenida en el
Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de
Hidrocarburos, que establece normas y disposiciones para el
desarrollo de las actividades de almacenamiento envasado y
comercialización del gas licuado de petróleo.
 3.2. BASE LEGAL DE LA LEY ORGANICA DE HIDROCARBUROS
Las obligaciones ambientales para la industria en el sector de los
hidrocarburos están reguladas en un conjunto de leyes, normas y reglamentos,
entre los que se encuentran los siguientes:
Artículo 3. Las actividades relativas a los hidrocarburos gaseosos estarán
dirigidas primordialmente al desarrollo nacional, mediante el aprovechamiento
intensivo y eficiente de tales sustancias, como combustibles para uso doméstico o
industrial, como materia prima a los fines de su industrialización y para su eventual
exportación en cualquiera de sus fases. Dichas actividades se realizarán
atendiendo a la defensa y uso racional del recurso y a la conservación, protección
y preservación del ambiente.
Artículo 4. Las actividades a las cuales se refiere esta Ley, así como las
obras que su manejo requiera, se declaran de utilidad pública.
Artículo 5. Las actividades relacionadas directa o indirectamente con el
transporte y distribución de gases de hidrocarburos destinados al consumo
colectivo, constituyen un servicio público
Artículo 37. El Ente Nacional del Gas tendrá las siguientes atribuciones:
1. Promover y supervisar el desarrollo de las actividades de transporte,
almacenamiento, distribución y comercialización del gas con el fin de lograr su
ejecución eficiente.
2. Vigilar e informar al Ministerio de Energía y Minas sobre la existencia de
conductas no competitivas, monopólicas y discriminatorias en la primera venta de
gas y entre los participantes de las actividades de transporte, almacenamiento,
distribución y comercialización, así como propiciar el equilibrio económico
respectivo.
3. Proponer al Ministerio de Energía y Minas, para su aprobación, el
establecimiento y modificación, alcance o límite de las regiones de distribución de
gas.
4. Promover el desarrollo de un mercado secundario de capacidad entre los
transportistas, distribuidores, comercializadores y consumidores mayores, con el
objeto de facilitar la competencia, el uso eficiente de los sistemas y la
transparencia de las transacciones en este mercado.
5. Proponer al Ministerio de Energía y Minas, para su aprobación,
condiciones para calificar las empresas que realizarían actividades de transporte,
almacenamiento, distribución y comercialización de gas.
6. Proponer a los Ministerios de Energía y Minas y de Industria y Comercio,
para su aprobación, conforme a las previsiones de esta Ley, y mientras no existan
condiciones de competencia efectiva, tarifas justas de transporte y distribución,
procurando el menor costo posible para el consumidor y una garantía de calidad
de las actividades de transporte, almacenamiento y distribución.
7. Velar por el libre acceso a los sistemas de transporte, almacenamiento y
distribución de gas, en los términos establecidos en esta Ley y sus Reglamentos.
8. Promover el uso eficiente y la aplicación de las mejores prácticas en la
industria del gas, en su utilización como combustible o materia prima.
9. Velar por los derechos y deberes de los sujetos de la industria del gas.
10. Velar por el cumplimiento de las leyes nacionales y normas aplicables a
la industria del gas.
11. Asesorar a los diferentes sujetos de la industria del gas la correcta
aplicación de las bases y fórmulas para el cálculo de los precios y tarifas del gas y
atender oportunamente los reclamos de los usuarios en esta materia.
12. Las demás atribuciones que se le confieran conforme a esta Ley y sus
Reglamentos.
3.3. METODOLOGÍA
La metodología consiste en la caracterización del ambiente físico, biótico,
abiótico, social y económico. Luego se identificaron los principales impactos tanto
positivos y negativos y se evaluaron estos impactos para determinar si son
benéficos, planeados, reversibles, irreversibles, etc.
Con la caracterización del ambiente se han elaborado las matrices
cromáticas de cada una de las etapas del proyecto.
3.4. CARACTERIZACIÓN DEL AMBIENTE
3.4.1 MEDIO FÍSICO
La zona en estudio que se encuentra en el distrito de Cerro Colorado,
presenta las siguientes características:
 El pre paleozoico o precámbrico, representado por los afloramientos
en la formación tarucani, donde predomina la roca más antigua de la
región: el gneiss.
 El batolito de los cerros de la calera es roca intrusiva.
 El paleozoico está representado por la formación cocachacra
 El mesozoico está representado por derrames andesiticos, basalto y
dacita.
En el aspecto lito estratigráfico, se presenta la formación arcurquina,
constituidas por estratos delgados de caliza y margas de color amarillento; la
secuencia está afectada por fallas y pliegues de dirección NE-SO y fracturas
tectónicas menores.
Acerca de las características sísmicas, se sabe que la zona del proyecto es
altamente sísmica ya que la plataforma oceánica de Nazca se introduce por
debajo de la placa continental sudamericana. Sobre esta base es recomendable
que al momento de la construcción se tenga en consideración el Reglamento
Nacional de Construcciones y se tomará en cuenta las pautas que da el Instituto
Geofísico del Perú sobre el particular.
En la zona del proyecto, el promedio anual de precipitación pluvial es de
120 mm. La temperatura media anual fluctúa entre 16 y 19 ºC, y la mínima puede
descender por debajo del punto de congelamiento. Se registra una marcada
diferencia de la humedad del aire en el transcurso del año, alcanzando valores
máximos (80%) en verano y valores mínimos (20%) en invierno. La velocidad
media mensual del viento fluctúa entre 4 y 7 m/seg, en dirección Oeste a Este.
3.4.3 ASPECTOS SOCIALES, ECONÓMICOS Y CULTURALES
GENERALIDADES DEL MUNICIPIO JOSÉ ANTONIO PÁEZ DEL ESTADO
APURE.
Situación Astronómica del Municipio Páez
Longitud Oeste Latitud Norte
Situación Geográfica del Municipio Páez
Límites
Norte Estados Táchira y Barinas
Sur República de Colombia y
Rómulo Gallegos
Este Muñoz y Rómulo Gallegos
Oeste República de Colombia
El Municipio Páez está ubicado en el este del Estado Apure, Venezuela. Es
El segundo en importancia después del municipio San Fernando, su capital es la
Ciudad fronteriza de Guasdualito y posee una superficie de 12.820 km². Forma
Parte del Distrito del Alto Apure junto al Municipio Rómulo Gallegos. El Municipio
Páez está dividido político territorialmente en cinco parroquias Las cuales son:
PARROQUIAS CAPITAL DE PARROQUIA
Guasdualito Guasdualito
Aramendi Palmarito
El Amparo El Amparo
San Camilo El Nula
Urdaneta La Victoria
Guasdualito
Geografía.
A continuación, verá con detalle, los datos geográficos del municipio:
Relieve
Este municipio se caracteriza por poseer tanto tierras altas como bajas, el
70% del municipio se encuentra conformado por las tierras bajas o llanas del río
 Apure mientras que el restante lo ocupa las estribaciones de los andes
tachirenses Alcanzando en esta zona hasta los 3.000 msnm
Hidrografía
El Municipio Páez posee importantes ríos como lo son el Río Apure y el río
Arauca (quién sirve de límite entre Venezuela y Colombia) además de otros
Menores como el Sarare, Uribante, Chiquito, Nula, Cutufí y Burga.
Clima
El clima en la mayor porción del territorio es de tipo Sabana, con
Temperaturas desde los 27º hasta los 35º con excepción de la zona oeste del
Municipio donde se encuentra un clima templado intertropical de altura con
Temperaturas que van desde los 18º hasta los 27º e inclusive llegan hasta los 12º
En las zonas más altas.
Vegetación
Predomina la vegetación de Sabana (gramíneas, matorrales, arbustos
bajos, selvas de galería, chaparrales, etc.).
Superficie- Población
El Municipio Páez es el segundo más poblado luego del Municipio San Fernando
con el 23% de la población del estado, es decir, 88.600 Habitantes Según el censo
2001. Además de la ciudad de Guasdualito, otras ciudades Importantes en el
municipio son: Ciudad Sucre, El Amparo de Apure, El Nula y Palmarito.
Parroquia Censo 2001
Proyección 2010 2020 2050
Superficie Km2
Guasdualito 43.959 54.962 70.343 103.416 2.696
Aramendi 5.016 6.715 7.599 8.396 4.036
El Amparo 12.026 16.218 24.970 70.695 1.787
San Camilo 26.296 22.268 22.984 17.819 2.157
Urdaneta 29.046 20.060 26.122 43.762 2.142
Total del Municipio 116.343 120.233 152.018 244.088 12.820
Densidad poblacional
 El Municipio Páez posee una densidad de 6,9/km² hab./km²
Economía
En su condición de municipio fronterizo, la zona maneja gran parte del
Comercio entre el Estado Apure de Venezuela y el Departamento Arauca de
Colombia. Además, en este municipio se ubica el recurso forestal más importante
Del país, la Selva de San Camilo. Otras actividades de gran importancia son la
Ganadería, Agricultura, pesca y los productos relacionados y la explotación
Petrolera
Transporte
Pese a que el estado Apure en general cuenta con vías de comunicación
Precarias, el municipio Páez cuenta con una de las únicas vías pavimentadas que
lo comunica con la capital del estado (San Fernando de Apure) y con la ciudad de
San Cristóbal. Además el municipio cuenta con un aeropuerto ubicado en su
Capital, Guasdualito, y vías marítimas a través del Río Apure que lo llevan hasta
Bruzual y San Fernando de Apure.
3.5. IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE IMPACTOS
La identificación de impactos ambientales es una de las principales
actividades a realizar en un EIA y representa una actividad crítica ya que es
necesario conocer las actividades que causan impactos con el fin de describirlas
adecuadamente. Se basa en el conocimiento de las actividades que causan
impacto y en la descripción de los factores, componentes y atributos afectados y
en la predicción de los cambios. En el caso de la ENVASADORA KEROGAS AQP
ASOCIADOS S.R.L. Ltda., la identificación de los impactos ambientales, se
determinó sobre la base del análisis de la interacción que resulta de las diversas
actividades que tienen lugar, durante y después de las operaciones y su influencia
en el entorno.
3.5.1 IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS
Los recursos energéticos que se utilizan en el país son el carbón, petróleo y
gas. Se considera a este último como el más compatible con el ambiente;
pertenece al grupo llamado de las “Industrias Limpias”, al igual que el sector
hidroeléctrico. Los impactos ambientales que podrían generarse con la instalación
y desarrollo de la planta envasadora de gas, son mínimos. La identificación de
impactos considera los efectos que puede generarse en el ambiente desde la
etapa de pre construcción del hasta la etapa de abandono.
3.5.1.1 ETAPA DE PRE CONSTRUCCIÓN
Durante la etapa de pre construcción las actividades a desarrollar consisten
en la remoción de suelos de uso industrial y la adecuación del terreno para las
obras de construcción (lozas, servicios higiénicos para los obreros, techos, etc.).
Estas actividades podrían ocasionar la generación de polvo y ruido, debido al uso
de maquinaria pesada (cargadores frontales, camiones, tractores, etc.) en el
acondicionamiento del área para las instalaciones de la planta.
Esta fase estará demarcada por la remoción de tierras, el recojo de
desmonte, la limpieza y el aplanamiento del lugar, además de posibles derrames
de aceite a pequeña escala durante la intervención del parque automotor en las
labores.
Por lo tanto, los impactos ambientales serían los siguientes:
 Generación de polvo y ruido en la excavación y eliminación del
desmonte.
 Generación de polvo y ruido en los rellenos del terreno, en las obras
de aplanamiento y limpieza, en la concentración de los materiales de
construcción y en el aumento de la carga vehicular.
 Mayor oferta de empleos en la zona, aumentando las expectativas en
cuanto al mejoramiento de la calidad de vida.
ETAPA DE CONSTRUCCIÓN
En esta fase del proyecto, los impactos ambientales serán similares al de la
etapa anterior, incrementándose aun más la necesidad de la mano de obra técnica
y calificada. Las obras afectarán ligeramente la estética del lugar.
Estando el terreno ubicado en una zona adecuada, la instalación de una
planta es compatible con las actividades que se van a realizar, pero en su
construcción se deberá tener en cuenta las edificaciones e instalaciones cercanas
(otras empresas industriales y calles vecinas) para tomar las medidas de
seguridad y señalizaciones que requerirá el caso.
En esta etapa las obras a realizar impactarían directamente al ambiente,
siendo estos:
 Instalación del tanque de almacenamiento, las tuberías, la
construcción de la plataforma y la cimentación de los mismos,
actividades que generarán polvo, ruido y restos de materiales de
pequeña magnitud.
 Colocación de redes de agua y desagüe, que también generarán
polvo y ruido.
 Instalación de las redes de electricidad, con la generación de polvo,
ruido y restos de materiales.
 Protección con cemento parte del área del tanque y plataforma, de
acuerdo a la distribución general de la planta, generándose ruido y
restos de materiales.
 Incremento de la necesidad de mano de obra de la zona.

3.5.1.3 ETAPA DE OPERACIÓN

Es la etapa de funcionamiento de la planta como envasadora propiamente
dicha. La industria del gas no genera residuos que podrían afectar directamente el
suelo, aire, agua y la salud humana. Los cuidados y precauciones sobre este
elemento están dirigidos fundamentalmente a la seguridad industrial, por ser una
sustancia volátil y muy inflamable.
En el desarrollo de las operaciones de la planta, los impactos ambientales
que podrían presentarse se clasificarían en:
 Impactos al medio físico
 Impactos al medio biológico
 Impactos al medio socioeconómico
1. Impactos al Medio Físico
Respecto al suelo la planta generará algunos desechos sólidos industriales
como waipes, latas y chatarras; en cuanto al elemento aire la planta en su proceso
genera pequeños escapes al momento de envasar el GLP en los cilindros, la
concentración promedio en las plantas envasadoras de GLP es menos de 500
μgr/m3 de aire, por lo que se disipan inmediatamente por la amplitud del área y la
velocidad de los vientos que soplan en el área del proyecto. No existen cuerpos de
aguas superficiales ni ríos subterráneos cercanos que puedan ser afectados por el
proyecto.
Durante el proceso industrial, los ruidos están considerados solo en la fase
de llenado y manipuleo de cilindros, estimándose sus niveles dentro de los límites
permisibles. Al entrar en operación la compresora de aire o el generador eléctrico
(que se encontrarán en el cuarto de máquinas) los ruidos se aproximarán a los
niveles de ruido permisibles.
2. Impactos al Medio Biológico
Siendo los terrenos de la zona de corte urbano-industrial; es decir, ya
intervenidos por las construcciones de la zona, el proyecto no aumentará el efecto
al ecosistema, por lo que no existirán pérdidas de la diversidad genética.
En la salud humana los efectos directos o indirectos ocasionados por la
actividad industrial de la planta envasadora serán del genero ocupacional, que
podrían causar daños a la salud de acuerdo al sistema de trabajo, estos daños se
clasifican en triviales, incapacitantes y fatales. Es por ello que el proyecto debe
cumplir con las disposiciones legales vigentes de seguridad del sub-sector de
hidrocarburos.
En cuanto a la flora y fauna los residuos gaseosos que pueda generar la
planta envasadora no afectarán a la incipiente vegetación natural ni la fauna
silvestre de la zona; por lo tanto, el efecto previsible de la actividad de la planta
envasadora se considera nulo.
3. Impactos al Medio Socio Económico
 Los impactos al medio socio económico que ocasione la operación de la
planta envasadora serán positivos, pues el proyecto contribuirá al desarrollo
económico-industrial del distrito alto apure del municipio Páez del estado apure,
generará puestos de trabajo directo e indirecto, fomentara el desarrollo industrial y
estético de la zona.
3.5.1.4 ETAPA DE ABANDONO
Al igual que en la etapa de pre construcción y construcción los impactos
ambientales serán por la remoción de las obras civiles y aplanamiento del lugar, lo
cual originará ruido y polvo debido al uso de la maquinaria pesada como
cargadores frontales, camiones, tractores, etc.
3.5.2 EVALUACIÓN DE IMPACTOS DE LA PLANTA ENVASADORA DE GLP.
Para la evaluación de impactos de la planta envasadora se ha considerado
el diseño de matrices cromáticas como se muestran en los cuadros del Nº 5 al Nº
8. La evaluación de impactos de la planta ha sido tomada en cuenta en las
siguientes etapas:
 Etapa de pre construcción
 Etapa de construcción
 Etapa de operación
 Etapa de abandono
3.6. PLAN DE MANEJO AMBIENTAL
La política de la empresa será tomar acciones que aseguren la
minimización de los riesgos al ambiente y la población durante las etapas de pre-
construcción, construcción, operación y abandono del proyecto.
El plan de manejo ambiental considera la implementación o aplicación de la
política, estrategia, obra o acción tendiente a eliminar o minimizar los impactos
adversos que pueden presentarse durante las diversas etapas de ejecución de un
proyecto y mejorar la calidad ambiental aprovechando las oportunidades
existentes. En general enfoca dos aspectos:
 Medidas de mitigación
 Programa de monitoreo
3.6.1 MEDIDAS DE MITIGACIÓN

Las medidas de mitigación para minimizar los impactos en el ambiente se

han elaborado tomando en cuenta la aplicación de una fácil tecnología.
El efluente líquido doméstico, (no se generará efluente industrial en las
operaciones) se destinará al sistema de alcantarillado del distrito, no ocasionando
así mayor impacto en el medio circundante.
Los residuos sólidos ocasionados por la actividad deberán ser evacuados a
través del servicio de recojo municipal, no impactando así en el ambiente cercano
al proyecto.
Referente al recurso aire, el proyecto contará con una infraestructura
ventilada de manera que el aire pueda circular libremente para diluir los gases y
olores que se produzcan al manipular el GLP.
3.6.1.1 ETAPA DE PRE CONSTRUCCIÓN
La prevención de impactos ambientales durante esta fase esta basada
principalmente en la planificación y selección del proyecto cuyo objetivo primordial
es controlar en lo posible los efectos del impacto sobre los sistemas físicos,
biológicos, socioeconómicos y culturales, poniendo énfasis en el control,
conservación y mantenimiento de las actividades económicas regionales.
En la etapa de preconstrucción las actividades serán de excavación, eliminación
del desmonte, rellenos y limpieza, cuyo programa de mitigación comprenderá
principalmente lo siguiente:
 Se recomienda establecer un área restringida para las actividades de
construcción y mantenimiento que permitan la operatividad de los trabajos.
  Los polvos se asentarán con suficiente agua, lo cual atenuará los impactos
producidos por los mismos, siendo estos impactos leves y de carácter
temporal.
 Los ruidos producidos serán de forma temporal y en niveles pequeños por
la reducida magnitud de las operaciones, por lo que no incidirá en los
sistemas socio-culturales.
 Al existir una oferta de empleos aumentará la cantidad de gente en la
ejecución del proyecto, a quienes se les explicará las medidas para el
control ambiental.
 El aumento de la carga vehicular por la calle de acceso se podrá equilibrar
con el uso adecuado de las señales de tránsito, con avisos comprensibles y
visibles a distancias adecuadas de la zona de ingreso al interior de la planta
envasadora.
 Todos los materiales que se requieren para la construcción deberán
almacenarse en un lugar construido adecuadamente para este fin.
3.6.1.2 ETAPA DE CONSTRUCCIÓN
Al igual que en la fase anterior, se presentarán situaciones similares, pudiendo
incrementarse en los siguientes casos:
 Al aumentar gente en el área se crean riesgos de trabajo, para lo cual se
debe establecer un sistema de planeamiento operacional y ambiental, que
es indispensable para orientar el desarrollo del proyecto.
 En el caso de movimiento de tierras se deberá apilar para su carguío
eficiente, controlándose la emisión de polvo.
 Se deberán supervisar los trabajos para garantizar que en esta fase no se
perturbe el ambiente. No se dejarán materiales en el área, como cemento y
otros contaminantes cuando se haya finalizado la construcción de la obra.
 En el sistema de desagüe y drenaje, deberán considerarse las obras de
ingeniería correspondiente al proceso, es decir se deberán instalar las
trampas de agua para evitar la aparición de malos olores asi como también
 deberán tener la pendiente necesaria para evitar el estancamiento de las
aguas servidas en las tuberías de desagüe.
 Se recomienda construir lozas de concreto alrededor de las áreas de
maniobras para evitar el contacto directo con el suelo natural y evitar
cualquier tipo de contaminación por fugas de aceite y otros provenientes de
los vehículos.
3.6.1.3 ETAPA DE OPERACIÓN
En esta fase según los programas de mitigación y compensación de los impactos
ambientales del proyecto que se pueden desarrollar, señalaremos:
A. Medidas de mitigación de impactos al elemento hídrico
La degradación del sistema hídrico se genera principalmente por la
contaminación originada por los vertimientos industriales y domésticos, los cuales
varían su calidad físico-química y bacteriológica.
En el caso particular de este proyecto, el proceso industrial no generará
efluentes en sus operaciones, por lo cual no afectará el elemento hídrico.
El agua usada para la refrigeración del tanque de almacenamiento de GLP,
tendrá como único propósito atemperar el calor, sin producir ninguna variación en
la calidad del agua de refrigeración, las que se escurrirán al drenaje principal.
El efluente domestico (sanitario) se destinará a la red de alcantarillado
público, reuniendo las condiciones adecuadas de la planificación sanitaria.
En resumen, la planta envasadora no impactará al medio agua.
B. Medidas de mitigación de impactos al elemento aire
El deterioro del elemento aire por esta actividad no tendrá efecto por
tratarse de un componente hidrocarburo de butano-propano, cuyas condiciones
físicas presentes se caracterizan por su volatilidad en el ambiente.
Los olores del producto a envasar tendrá incidencia en el elemento aire,
pero su presencia es un indicador de su concentración en el medio, lo cual debe
ser inmediatamente corregido por el peligro a la salud humana.
 Otro elemento generado por la actividad es el ruido, el cual se producirá
solo en la fase de llenado de cilindros y manipuleo de estos, no llegando de
ninguna manera a ser superior a los límites permisibles (80 dB).
Todas las instalaciones deberán estar sometidas a programas de
mantenimiento, que aseguren la minimización de riesgos por fugas de GLP.
C. Medidas de mitigación de impactos al elemento suelo
La protección del suelo por los efectos de los desechos sólidos domésticos
que se generan como resultado de la actividad de la planta envasadora, será
mediante la evacuación de los mismos a través del servicio de recojo municipal y
destinados a rellenos sanitarios.
3.6.1.4 ETAPA DE ABANDONO
 Al removerse las obras civiles se originará polvo y tierra los cuales se
deberán apilar con abundante agua para evitar que por acción del
viento se disperse por la zona.
 Los vehículos que transporten el desmonte proveniente de las
instalaciones deberán cubrirse con lonas para evitar la dispersión del
polvo.
 Se deberá coordinar con la Municipalidad del distrito de Cerro
Colorado para que exista un servicio integral de recojo de
desperdicios para evitar que los obreros los quemen en la zona.
 Los drenajes abiertos propios de la zona (acequias) podrían quedar
obstruidos por acción de los desperdicios que queden regados al
exterior del muro de la planta, para evitar esto se deberá tener
cuidado en prestar un servicio integral de recolección de desmonte.
3.6.2 PROGRAMA DE MONITOREO
3.6.2.1 LÍMITES PERMISIBLES
Acerca de los ruidos la ordenanza municipal Nº 015 sobre prevención y
control de ruidos indica como límite permisible en zonas industriales hasta 90 dB.
En los que respecta al Gas Licuado de Petróleo, para el Ministerio de Energía y
Minas, la concentración máxima que puede existir en el ambiente es de 15000
g/m3 de aire.
3.6.2.2 ANÁLISIS DE EMISIONES GASEOSAS
El Gas Licuado de Petróleo debe de ser monitoreado anualmente teniendo
en cuenta principalmente en los siguientes lugares:
 A 20 m, del lindero de la planta
 En la plataforma de llenado
 A 10 m, de la plataforma de llenado
Para el monitoreo de contaminantes en el aire se procederá a hacer un
muestreo durante 8 horas continúas en los puntos antes señalados, los métodos a
utilizar serán los de EPA de los EEUU en ese caso solo se monitoreará el análisis
correspondiente a hidrocarburos no metano.
3.7. PLAN DE CONTINGENCIAS
El plan de contingencias contiene directivas administrativas y operativas
definidos de manera que todo el personal previo conocimiento de estas pautas
pueda desempeñarse eficientemente en cualquier emergencia que se presente.
Tiene por finalidad lograr el control de cualquier situación de emergencia en el
menor tiempo posible, con la mayor coordinación, sincronización y el menor riesgo
de los que están involucrados. 54
3.7.1 OBJETIVOS
 Establecer una organización responsable de controlar en forma oportuna y
adecuada una emergencia, así como de ejecutar las operaciones de
limpieza y rehabilitación de la zona afectada, minimizando los daños.
 Protección general de las instalaciones, garantizando la seguridad del
establecimiento y del vecindario en general.
 Evitar pérdidas de vidas humanas, tanto al interior de los límites de la
empresa y a las propiedades vecinas, en coordinación con las autoridades
relacionadas a siniestros.
3.7.2 ACCIONES A TOMAR EN CASO DE INCENDIO
 Tratar por todos los medios de parar la fuga, cortando el flujo de gas. Si se
corta el flujo de gas hacia la fuga, el incendio se apagará solo.
 Si el incendio empieza en la línea de llenado mientras se realiza el llenado
de un cilindro, no retirar la conexión de llenado porque se extenderá el
fuego; dejar la manguera en su sitio, cerrar la válvula de llenado, apagar la
bomba de GLP y poner en funcionamiento los rociadores de enfriamiento
del tanque.
 Si no fuera posible parar la fuga no debe tratarse de apagar el fuego. Si se
apaga el fuego antes de cortar el flujo, los vapores se escaparán para cubrir
un área muy grande, con la posibilidad de una posterior explosión.
 Si la fuga no pudiera ser cortada, se seguirá aplicando agua hasta que el
Gas Licuado de Petróleo se consuma por completo, a fin de evitar que la
presión interna del recipiente se eleve y también evitar el aumento de
temperatura excesiva en las instalaciones adyacentes.
 Si el fuego es de mayores proporciones, enviar por ayuda mientras se trata
de apagar el incendio. La información de los teléfonos de los bomberos
debe estar a la vista y todos deben conocer la ubicación de las alarmas
para ponerlas en acción.
 Terminado el incendio seguir rociando agua al tanque, tuberías y
estructuras hasta asegurarse que la temperatura y presión estén en sus
niveles normales (15 a 22 ºC y 160 psi).

INSTITUCIONES DE APOYO EN CASO DE EMERGENCIAS,

Instituciones Teléfonos
Cuerpo de bomberos de la 02785307639
estación la victoria
Cía. De Bomberos de guasdualito
Hospital de guasdualito
CDI de guasdualito, TO1
Ministerio de Energía y Minas 02785307315
3.8. PLAN DE ABANDONO DEL ÁREA.
El desarrollo de un plan de abandono para la planta envasadora de GLP
requiere consideraciones tanto técnicas como sociales, para lo cual es de suma
importancia analizar y correlacionar las condiciones geográficas de la ubicación
del proyecto y el uso final que tendrá el área.
Es posible que se planteen las opciones donde solamente parte de la
infraestructura pase a poder de terceros, en cuyo caso el resto de las instalaciones
físicas tendrían que ser desmanteladas y las cimentaciones estructurales
retiradas.
La decisión de abandonar el lugar requiere de las acciones que se indican a
continuación:
 Transferencia de terreno e instalaciones a terceros.
 Definición de los límites de las instalaciones
 Valorización de los activos y los pasivos.

3.8.1 RETIRO DE LAS INSTALACIONES

El retiro de las instalaciones deberá considerar las acciones siguientes:
 Demolición de las obras civiles.
 Desmontaje e inventario de los equipos y de las estructuras metálicas.
 Metrado de las excavaciones para el retiro de las líneas de desagüe, líneas
eléctricas y otros que se encuentren enterrados.
 Excavaciones, movimiento de tierras, rellenos y nivelaciones.
3.8.2 RESTAURACIÓN DEL LUGAR
El plan de restauración deberá analizar y considerar las condiciones
originales del ecosistema y tendrá que ser planificado de acuerdo al destino final
del terreno.
Para la restauración se deben tomar en cuenta:
 Descontaminación del suelo, si lo hubiere.
 Limpieza y arreglo de las superficies del terreno.
 Adecuación al nuevo uso del terreno.
3.8.3 PROPUESTA DE PLAN DE ABANDONO
Para el presente caso hay que considerar que existen dos tipos de
abandono de las instalaciones:
 El abandono parcial
 El abandono total

3.8.3.1 PLAN DE ABANDONO PARCIAL

Por diversas razones la empresa puede determinar el abandono temporal
de sus instalaciones o parte de ella, este abandono a su vez puede ser temporal y
definitivo.
A. Temporal
Un caso de abandono parcial temporal es cuando la empresa decide
incrementar su capacidad de almacenamiento cambiando el tanque estacionario
por uno de mayor volumen, entonces parte de la planta se paraliza debido a los
cambios que se van a realizar, es decir, el retiro del tanque antiguo, la instalación
del nuevo tanque, probablemente también el cambio de las bombas de succión e
impulsión de GLP, entre otros.
B. Definitivo
El abandono parcial definitivo se da cuando la empresa suspende una parte
de sus actividades por tiempo indeterminado. Por ejemplo, cuando decide la
empresa paralizar su línea de llenado de 5 kg porque no le resulta rentable.
Ante estas situaciones se deben adoptar las medidas de prevención siguientes
para evitar un impacto negativo al ambiente:
 Establecer un programa periódico de mantenimiento de las instalaciones.
 Sellar todas las áreas que sean parcialmente peligrosas para el ambiente.

3.8.3.2 PLAN DE ABANDONO TOTAL

Al igual que en el punto anterior el abandono puede ser temporal y
definitivo:
A. Temporal
Un caso típico del abandono total temporal es cuando la situación económica
de la empresa no está muy bien, entonces el dueño decide cerrar la empresa por
un determinado tiempo, entonces debe tomar las siguientes medidas:
 Determinar los equipos e instalaciones que se quedarán en el área.
 Cercar el perímetro para una mejor seguridad de las instalaciones
 Dejar personal encargado de la seguridad de las instalaciones.
 Instruir a los pobladores de las zonas aledañas sobre los peligros que
representan las instalaciones.
B. Definitivo
El plan de abandono total definitivo se da cuando la empresa deja
totalmente sus actividades y se retirará del lugar, para esto se deberá tomar las
medidas señaladas en el punto 3.8.1.
IV. ESTUDIO DE RIESGOS
El objetivo del Estudio de Riesgos, es analizar e identificar los probables
escenarios de emergencia que pudieran presentarse en la planta envasadora,
teniendo en cuenta los parámetros de exposición de fugas de gases e incendios y
los riesgos circundantes que pudieran afectar también a otros predios.
IV. ESTUDIO DE RIESGOS
El objetivo del Estudio de Riesgos, es analizar e identificar los probables
escenarios de emergencia que pudieran presentarse en la planta envasadora,
teniendo en cuenta los parámetros de exposición de fugas de gases e incendios y
los riesgos circundantes que pudieran afectar también a otros predios.
4.1. ANÁLISIS DE POSIBLES ESCENARIOS DE EMERGENCIA
4.1.1 ZONA DEL TANQUE ESTACIONARIO
Artículo 10. Los almacenadores, los transportistas y los distribuidores de
hidrocarburos gaseosos y sus derivados, están obligados a permitir el uso de sus
instalaciones a otros almacenadores, transportistas y distribuidores, cuando dichas
instalaciones tengan capacidad disponible para ello. Su utilización se realizará en
las condiciones que las partes convengan contractualmente. A falta de acuerdo, el
Ministerio de Energía y Minas establecerá dichas condiciones.
Según el artículo 73 inciso 2 del Decreto Supremo Nº 27-94-EM, se debe
contar con un sistema fijo de rociadores que cumpla una densidad de enfriamiento
no menor a 10,2 lpm/m2 (2,6945 gpm/m2) de área expuesta, el mismo que debe
estar integrado con el sistema de agua contra incendio de la planta envasadora.
Considerando las características del tanque descritas en el punto 5.3.2, el área
total será de 82,19 m2. Por lo tanto el flujo total de agua requerido para
enfriamiento del tanque será de 221,45 gpm.
4.1.2 ZONA DE TRASIEGO DEL CAMIÓN CISTERNA AL TANQUE
ESTACIONARIO
En este caso se determinará el flujo necesario de agua para enfriar la cara
expuesta del tanque de almacenamiento estacionario adyacente a la zona de
trasiego, como el flujo total para enfriar todo el tanque es de 221,45 gpm y
necesitándose enfriar solamente la cara expuesta a la zona de trasiego, se
considerará la mitad del área del tanque y por consecuencia la mitad del flujo de
agua que en este caso sería de 110,72 gpm.
Adicionalmente y teniendo en cuenta las exigencias de la NFPA 15, el
requerimiento de flujo en el gabinete contra incendio más alejado a la zona de
trasiego es de 125,00 gpm, considerando mangueras contra incendio de 2 ½” de
diámetro con 75 psi de presión de salida.
Por tanto, el requerimiento de flujo de agua total será:
Flujo agua para enfriamiento de 110,72 gpm
tanque (cara expuesta)
Flujo de agua para gabinete contra 125,00 gpm
incendio
Flujo de agua total requerido 235,72 gpm

Este flujo de agua de 235,72 gpm, es requerido en caso se active la

emergencia en uno de los extremos del tanque estacionario, hacia el lado de la
zona de trasegado del gas desde el camión cisterna.
Este flujo de agua de 235,72 gpm, es requerido en caso se active la emergencia
en uno de los extremos del tanque estacionario, hacia el lado de la zona de
trasegado del gas desde el camión cisterna.
4.1.3 PLATAFORMA DE LLENADO Y ALMACENAMIENTO DE CILINDROS
Si ocurriese una emergencia de incendio en esta zona, se tendría que
utilizar el gabinete contra incendio para amagarla y enfriar la otra cara expuesta
del tanque de almacenamiento estacionario, por lo que, teniendo en cuenta que se
observan las mismas características de lo explicado en el punto anterior, el flujo de
agua necesario también sería de 235,72 gpm.
4.2. REQUERIMIENTO DE GABINETES CONTRA INCENDIO
De acuerdo al artículo 87 del Decreto Supremo Nº 27-94-EM, la planta
deberá disponer de gabinetes contra incendio con pitón selector de chorro niebla.
Se ha previsto la instalación de dos gabinetes contra incendio con su respectiva
manguera de extensión flexible del tipo usado por los bomberos para una presión
de 75 psi en sus extremos, los cuales estarán adosados a los muros perimetrales
al interior de la planta, en posición estratégica equidistante a la zona de tanques y
plataforma de llenado de cilindros, de tal forma que permita atender y combatir con
eficacia una emergencia que se presente en cualquier lugar de la planta.
4.3. REQUERIMIENTO DE ROCIADORES
De acuerdo a las características del tanque estacionario los rociadores
serán boquillas de pulverización con un diámetro de rosca ½” NPT, para un ángulo
de dispersión de 90º.
4.1.3 PLATAFORMA DE LLENADO Y ALMACENAMIENTO DE CILINDROS
Si ocurriese una emergencia de incendio en esta zona, se tendría que
utilizar el gabinete contra incendio para amagarla y enfriar la otra cara expuesta
del tanque de almacenamiento estacionario, por lo que, teniendo en cuenta que se
observan las mismas características de lo explicado en el punto anterior, el flujo de
agua necesario también sería de 235,72 gpm.
4.2. REQUERIMIENTO DE GABINETES CONTRA INCENDIO
 De acuerdo al artículo 87 del Decreto Supremo Nº 27-94-EM, la planta
deberá disponer de gabinetes contra incendio con pitón selector de chorro niebla.

Se ha previsto la instalación de dos gabinetes contra incendio con su

respectiva manguera de extensión flexible del tipo usado por los bomberos para
una presión de 75 psi en sus extremos, los cuales estarán adosados a los muros
perimetrales al interior de la planta, en posición estratégica equidistante a la zona
de tanques y plataforma de llenado de cilindros, de tal forma que permita atender y
combatir con eficacia una emergencia que se presente en cualquier lugar de la
planta.

4.3. REQUERIMIENTO DE ROCIADORES

De acuerdo a las características del tanque estacionario los rociadores
serán boquillas de pulverización con un diámetro de rosca ½” NPT, para un ángulo
de dispersión de 90º.
Estos rociadores se ubicarán a una distancia de 0,60 m, de separación con
respecto a cualquier posición del tanque
Los rociadores para enfriamiento del tanque estacionario serán alimentados por un
sistema de doble accionamiento, es decir automático y manual, el sistema
automático será calibrado para que a una temperatura o presión determinado del
tanque de almacenamiento se accionen enviando agua en forma de neblina hacia
éste hasta que su presión y temperatura se estabilicen.
4.4. HIDRANTES
Adicionalmente a los gabinetes contra incendio y al sistema de rociadores para
enfriamiento del tanque la planta envasadora deberá gestionar la instalación de
dos hidrantes contra incendio a menos de 100 m de la planta; estos hidrantes
deberán ser del tipo seco, es decir, que tienen la válvula en la base, situada
debajo del punto de peligro de heladas, entre el pie y el cuerpo del hidrante, para
que su cuerpo permanezca seco y el agua pase por él cuando hace falta.
4.5. EXTINTORES
Los extintores por su capacidad se clasifican en rodantes y portátiles, de acuerdo
al tipo existen extintores tipo A (madera, papel, tela, jebe, plásticos, etc), tipo B
(para líquidos inflamables como pinturas, lacas, gases, etc), tipo C (para equipos
que energizados eléctricamente) y tipo D (para metales combustibles como
magnesio, titanio, sodio, potasio, etc); es decir existen extintores tipo A, B, C, D o
de múltiple propósito.
En consideración a lo indicado en el artículo 74º del Decreto Supremo Nº 27-94-
EM, la planta envasadora de GLP contará con 2 Extintores rodantes con impulsión
de nitrógeno de 150 libras nominales de PQS clase BC, 14 extintores portátiles de
13,6 kg. (30 libras) de PQS clase BC y 2 extintores tipo PQS clase ABC para
posibles amagos de incendios al interior de las oficinas administrativas.
Según la norma NFPA 10 y el artículo 74º del Decreto Supremo Nº 27-94-EM, los
extintores deberán estar ubicados de manera que no se tenga que correr una
distancia mayor de 15,25 m (50 pies) para su disponibilidad
4.6. INSTRUMENTOS DE DETECCIÓN Y ALARMAS DE SEGURIDAD
La planta contará con tres detectores continuos de presencia de gases
combustibles o de atmósferas explosivas, los mismos que estarán dotados de
alarmas sonoras o remotas ubicada una en la zona de bombas y dos en la
plataforma. Además contará con dos explosímetros con certificación de calibración
para detectar concentraciones de GLP en el ambiente y medir al 100% el límite
inferior de explosividad.
4.7. BLEVES Y NUBES DE VAPOR
4.7.1 BLEVE
Las siglas "BLEVE" son las iniciales de "Boiling Liquid Expanding Vapor
Explosion" que traducido significa "Explosin por la Expansin de los Vapores de un
Lquido en Ebullicin".
Este fenómeno ocurre cuando el tanque estacionario al estar expuesto a
una alta temperatura, el GLP líquido contenido en este recipiente empieza a
absorber la temperatura hasta convertirse en vapor, una vez que ya no hay GLP
líquido, el material con el que está construido el tanque empieza a elevar su
temperatura perdiendo así sus propiedades de resistencia física, es en ese
momento que la presión interna del tanque vence la resistencia del tanque
ocasionando una explosión de gas.
La mayor parte de las BLEVES tienen lugar cuando los recipientes están
ocupados por una cantidad de líquido que oscila entre algo menos de la mitad del
recipiente y aproximadamente los ¾ de su capacidad, la energía de vaporización y
expansión del líquido respecto al peso de los trozos del recipiente es tal que estos
salen a distancias de hasta 800 m.
4.7.2 NUBE DE VAPOR DE GLP
La explosión de una nube de vapor de GLP no confinada, (Unconfined
Vapor Cloud Explosion) UVCE, es otro tipo de explosión que ocurre cuando la
nube de vapor de un combustible toma contacto con una fuente de ignición.
Similar a una BLEVE la UVCE es espectacular y muy peligrosa, la máxima
velocidad de propagación de flama ocurre cerca de concentraciones
estequiometricas y es generalmente incrementada por una elevada presión,
temperatura y turbulencia.
4.7.3 DEFLAGRACIÓN, DETONACIÓN Y EXPLOSIÓN
Deflagración es la combustión rápida o producción de llama súbitamente,
originada por cualquier elemento hacia el interior del tanque, de las lneas o del
surtidor, sin producir explosión. Este riesgo se puede producir como consecuencia
del acercamiento de elementos de ignición al interior de las instalaciones, ya sea
por combustión de elementos inflamables a consecuencia de un corto circuito o
sabotajes desde el interior o desde fuera de las instalaciones. Una vez detectada
esta situación deberá ponerse en práctica el plan de emergencias, empleando los
extintores, rociadores y gabinetes contra incendio para apagar las llamas y
extinguirlas.
La diferencia fundamental entre Deflagración y Detonacin es que en la
detonación la velocidad de propagación del frente de llamas es mayor que la
velocidad del sonido (340 m/s), mientras que la velocidad de propagación del
frente en llamas en la deflagración es menor que la velocidad del sonido.
 Para fines de cálculo la velocidad de deflagración será medida en cm/seg.
la velocidad de la explosión será medida en m/seg. y la velocidad de la detonación
será medida en km/seg.
4.1. ANÁLISIS DE POSIBLES ESCENARIOS DE EMERGENCIA
4.1.1 ZONA DEL TANQUE ESTACIONARIO
Según el artículo 73 inciso 2 del Decreto Supremo Nº 27-94-EM, se debe
contar con un sistema fijo de rociadores que cumpla una densidad de enfriamiento
no menor a 10,2 lpm/m2 (2,6945 gpm/m2) de área expuesta, el mismo que debe
estar integrado con el sistema de agua contra incendio de la planta envasadora.
Considerando las características del tanque descritas en el punto 5.3.2, el
área total será de 82,19 m2. Por lo tanto el flujo total de agua requerido para
enfriamiento del tanque será de 221,45 gpm.
4.1.2 ZONA DE TRASIEGO DEL CAMIÓN CISTERNA AL TANQUE
ESTACIONARIO
En este caso se determinará el flujo necesario de agua para enfriar la cara
expuesta del tanque de almacenamiento estacionario adyacente a la zona de
trasiego, como el flujo total para enfriar todo el tanque es de 221,45 gpm y
necesitándose enfriar solamente la cara expuesta a la zona de trasiego, se
considerará la mitad del área del tanque y por consecuencia la mitad del flujo de
agua que en este caso sería de 110,72 gpm.
Adicionalmente y teniendo en cuenta las exigencias de la NFPA 15, el
requerimiento de flujo en el gabinete contra incendio mas alejado a la zona de
trasiego es de 125,00 gpm, considerando mangueras contra incendio de 2 ½” de
diámetro con 75 psi de presión de salida.
Por tanto, el requerimiento de flujo de agua total será:
Flujo agua para enfriamiento de tanque (cara expuesta) 110,72 gpm
Flujo de agua para gabinete contra incendio 125,00 gpm
Flujo de agua total requerido 235,72 gpm
Este flujo de agua de 235,72 gpm, es requerido en caso se active la
emergencia en uno de los extremos del tanque estacionario, hacia el lado de la
zona de trasegado del gas desde el camión cisterna.
4.1.3 PLATAFORMA DE LLENADO Y ALMACENAMIENTO DE CILINDROS
Si ocurriese una emergencia de incendio en esta zona, se tendría que
utilizar el gabinete contra incendio para amagarla y enfriar la otra cara expuesta
del tanque de almacenamiento estacionario, por lo que, teniendo en cuenta que se
observan las mismas características de lo explicado en el punto anterior, el flujo de
agua necesario también sería de 235,72 gpm.
4.2. REQUERIMIENTO DE GABINETES CONTRA INCENDIO
De acuerdo al artículo 87 del Decreto Supremo Nº 27-94-EM, la planta
deberá disponer de gabinetes contra incendio con pitón selector de chorro niebla.
Se ha previsto la instalación de dos gabinetes contra incendio con su respectiva
manguera de extensión flexible del tipo usado por los bomberos para una presión
de 75 psi en sus extremos, los cuales estarán adosados a los muros perimetrales
al interior de la planta, en posición estratégica equidistante a la zona de tanques y
plataforma de llenado de cilindros, de tal forma que permita atender y combatir con
eficacia una emergencia que se presente en cualquier lugar de la planta.
4.3. REQUERIMIENTO DE ROCIADORES
De acuerdo a las características del tanque estacionario los rociadores
serán boquillas de pulverización con un diámetro de rosca ½” NPT, para un ángulo
de dispersión de 90º. Estos rociadores se ubicarán a una distancia de 0,60 m, de
separación con respecto a cualquier posición del tanque
Los rociadores para enfriamiento del tanque estacionario serán alimentados por un
sistema de doble accionamiento, es decir automático y manual, el sistema
automático será calibrado para que a una temperatura o presión determinado del
tanque de almacenamiento se accionen enviando agua en forma de neblina hacia
éste hasta que su presión y temperatura se estabilicen.
4.4. HIDRANTES
Adicionalmente a los gabinetes contra incendio y al sistema de rociadores
para enfriamiento del tanque la planta envasadora deberá gestionar la instalación
de dos hidrantes contra incendio a menos de 100 m de la planta; estos hidrantes
deberán ser del tipo seco, es decir, que tienen la válvula en la base, situada
debajo del punto de peligro de heladas, entre el pie y el cuerpo del hidrante, para
que su cuerpo permanezca seco y el agua pase por él cuando hace falta.
4.5. EXTINTORES
Los extintores por su capacidad se clasifican en rodantes y portátiles, de
acuerdo al tipo existen extintores tipo A (madera, papel, tela, jebe, plásticos, etc),
tipo B (para líquidos inflamables como pinturas, lacas, gases, etc), tipo C (para
equipos que energizados eléctricamente) y tipo D (para metales combustibles
como magnesio, titanio, sodio, potasio, etc); es decir existen extintores tipo A, B,
C, D o de múltiple propósito.
En consideración a lo indicado en el artículo 74º del Decreto Supremo Nº
27-94-EM, la planta envasadora de GLP contará con 2 Extintores rodantes con
impulsión de nitrógeno de 150 libras nominales de PQS clase BC, 14 extintores
portátiles de 13,6 kg. (30 libras) de PQS clase BC y 2 extintores tipo PQS clase
ABC para posibles amagos de incendios al interior de las oficinas administrativas.
Según la norma NFPA 10 y el artículo 74º del Decreto Supremo Nº 27-94-EM, los
extintores deberán estar ubicados de manera que no se tenga que correr una
distancia mayor de 15,25 m (50 pies) para su disponibilidad
4.6. INSTRUMENTOS DE DETECCIÓN Y ALARMAS DE SEGURIDAD
La planta contará con tres detectores continuos de presencia de gases
combustibles o de atmósferas explosivas, los mismos que estarán dotados de
alarmas sonoras o remotas ubicada una en la zona de bombas y dos en la
plataforma. Además contará con dos explosímetros con certificación de calibración
para detectar concentraciones de GLP en el ambiente y medir al 100% el límite
inferior de explosividad.
4.7. BLEVES Y NUBES DE VAPOR
4.7.1 BLEVE
Las siglas "BLEVE" son las iníciales de "Boiling Liquid Expanding Vapor
Explosion" que traducido significa "Explosion por la Expansión de los Vapores de
un Líquido en Ebullición". Este fenómeno ocurre cuando el tanque estacionario
o al estar expuesto a una alta temperatura, el GLP líquido contenido en este
recipiente empieza a absorber la temperatura hasta convertirse en vapor, una vez
que ya no hay GLP líquido, el material con el que esta construido el tanque
empieza a elevar su temperatura perdiendo así sus propiedades de resistencia
física, es en ese momento que la presión interna del tanque vence la resistencia
del tanque ocasionando una explosión de gas.
La mayor parte de las BLEVES tienen lugar cuando los recipientes están
ocupados por una cantidad de líquido que oscila entre algo menos de la mitad del
recipiente y aproximadamente los ¾ de su capacidad, la energía de vaporización y
expansión del líquido respecto al peso de los trozos del recipiente es tal que estos
salen a distancias de hasta 800 m.
4.7.2 NUBE DE VAPOR DE GLP
La explosión de una nube de vapor de GLP no confinada, (Unconfined
Vapor Cloud Explosión) UVCE, es otro tipo de explosión que ocurre cuando la
nube de vapor de un combustible toma contacto con una fuente de ignición.
Similar a una BLEVE la UVCE es espectacular y muy peligrosa, la máxima
velocidad de propagación de flama ocurre cerca de concentraciones
estequiometrias y es generalmente incrementada por una elevada presión,
temperatura y turbulencia.
4.7.3 DEFLAGRACIÓN, DETONACIÓN Y EXPLOSIÓN
Deflagración es la combustión rápida o producción de llama súbitamente,
originada por cualquier elemento hacia el interior del tanque, de las líneas o del
surtidor, sin producir explosión. Este riesgo se puede producir como consecuencia
del acercamiento de elementos de ignición al interior de las instalaciones, ya sea
por combustión de elementos inflamables a consecuencia de un corto circuito o
sabotajes desde el interior o desde fuera de las instalaciones. Una vez detectada
esta situación deberá ponerse en práctica el plan de emergencias, empleando los
extintores, rociadores y gabinetes contra incendio para apagar las llamas y
extinguirlas.
 La diferencia fundamental entre Deflagración y Detonación es que en la
detonación la velocidad de propagación del frente de llamas es mayor que la
velocidad del sonido (340 m/s), mientras que la velocidad de propagación del
frente en llamas en la deflagración es menor que la velocidad del sonido.
Para fines de cálculo la velocidad de deflagración será medida en cm/seg. la
velocidad de la explosión será medida en m/seg. y la velocidad de la detonación
será medida en km/seg.
V. DISEÑO DE LAS INSTALACIONES
5.1. BASES DEL DISEÑO
El Presente diseño se ha desarrollado de acuerdo a lo siguiente:
 Reglamento de seguridad para instalaciones y transporte del Gas Licuado
de Petróleo DS 01-94-EM, y DS 027-94-EM.
 Capacidad nominal de almacenamiento del tanque estacionario cilíndrico
horizontal de 12000 galones de agua.
 Volumen de ventas previstas (2000 galones diarios aproximadamente)
5.2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
La operación de la planta se hará con personal del lugar quienes obtendrán
previamente capacitación en:
Teoría:
 Composición, propiedades y comportamiento de GLP.
 Reconocimiento de las instalaciones de la planta
 Comportamiento de una nube de gas
 Sistema contra incendio

Practica:
 Utilización de la planta de GLP.
 Simulacro de fuga de gas
 Actuación del sistema contra incendio
 Utilización de los extintores en fuego vivo.
 El Gas Licuado de Petróleo adquirido para su envasado provendrá directamente
desde la planta de la estación la victoria.
Se contará con un tanque estacionario, tres bombas de transferencia de GLP,
un punto de recepción desde el camión tanque, cuatro puntos de llenado de
cilindros, y una compresora. Adicionalmente existirá un tanque pulmón de
aproximadamente 300 galones al cual se depositará los restos de GLP de los
cilindros vacíos.
El camión tanque ingresará por una de las puertas y se estacionará junto a la
boca de llenado del tanque estacionario, conforme a lo especificado en el capítulo
de seguridad industrial el operador del camión deberá inmovilizar el camión
mediante unos tacos de madera. Antes de efectuar las conexiones de las
mangueras tanto al punto de llenado como al punto de compensación de vapores
el conductor debe conectar el camión tanque al punto de tierra además de
preparar su extintor contra incendio.
El trabajador responsable de recibir el GLP también deberá preparar su equipo
contra incendio. En el caso de presentarse alguna dificultad, que no permita
continuar con el envasado de GLP, sea por problemas en la válvula de salida del
tanque cisterna o en las válvulas de los tanques estacionarios de recepción,
deberá comunicarse de inmediato, para iniciar las maniobras que posibiliten
corregir este problema.
El trasiego de GLP se efectuará por bombeo desde el camión tanque, mediante
conexiones de manguera para succión de GLP líquido y retorno de vapores de
GLP del tanque estacionario al camión tanque. Ambas instalaciones fijas próximas
a las mangueras de trasiego estarán provistas de válvulas de cierre de
emergencia, en cumplimiento del DS 27-94-EM Art. 51.
El GLP será descargado en el tanque estacionario a través de una válvula de
llenado tipo válvula de retención (DS 27-94-EM Art. 137). Finalizada la descarga
del producto el camión tanque procederá a retirarse de la planta.
Una vez que ingresan los camiones de reparto de cilindros a los distribuidores
de gas, se estacionarán al lado derecho de la plataforma de llenado con el fin de
descargar los restos de GLP de los cilindros vacíos hacia el tanque pulmón, esta
descarga se realizará poniendo los cilindros de cabeza para que por acción de la
gravedad el GLP salga de dichos cilindros, una vez que el tanque pulmón tenga
almacenado un volumen aproximado del 80% de su capacidad el contenido será
trasegado hacia el tanque estacionario mediante una bomba con un motor de 5
HP de potencia.
Finalizado este proceso un trabajador procederá a hacer el control de calidad
de los cilindros a fin de detectar las fallas más comunes que se presentan, por
ejemplo válvulas, casquetes y asas en mal estado y repararlos. Una vez que los
cilindros han sido reparados, éstos pasan al área de prueba de hermeticidad, esta
prueba consiste en llenar los cilindros con agua hasta un 80% de su volumen y
luego mediante una compresora inyectarles aire hasta 200 psi de presión. Una vez
que los cilindros pasan esta prueba serán llevados al área de limpieza y pintado
de cilindros donde se les pintara con el color y logotipo respectivo pasando
finalmente a la plataforma de llenado de cilindros.
Una vez que los cilindros están en la plataforma de llenado, la carga de GLP a
estos se efectuará por bombeo desde el tanque estacionario que estará provisto
de una válvula interna de exceso de flujo en su conexión de salida (DS 27-94-EM
Art. 137). El llenado de los cilindros se efectuará a un régimen de 1.8 galones por
minuto, la cantidad será controlada de forma semiautomática mediante válvulas de
llenado y balanzas, con este régimen de flujo, el tiempo para llenar un cilindro de
10 kg. Será de 3 minutos aproximadamente. Para evitar daños en la bomba por
bajo flujo, se instalará una válvula de retorno automático al tanque estacionario; la
compresora será utilizada para los automáticos de control de peso, es decir,
estarán conectadas al sistema de las balanzas para que cuando lleguen al peso
indicado de 5, 10 ó 45 kg, se accione y corte el flujo de GLP hacia los cilindros de
gas.
Luego de haber sido llenados los cilindros estos pasarán nuevamente un control
de calidad teniendo en cuenta que los cilindros de 5 kg no deben exceder 2,5% y
5% de su peso, los cilindros de 10 kg deberán estar en el rango de 1% de su peso
total. De no cumplir estas características los de 45 kg entre los cilindros pasarán
nuevamente al área de descarga para ser vaciados totalmente y ser nuevamente
llenados. Si cumplen con los requerimientos de peso, el cilindro pasará a la
plataforma de despacho de cilindros. El almacenamiento de los cilindros llenos se
hará solamente en posición vertical y apoyada en sus bases; el almacenamiento
de los cilindros de 5 kg y 10 kg llenos, se hará hasta en dos niveles.
El diagrama de flujo del proceso de la planta envasadora se encuentra en el anexo
Nº 3.
5.3. DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS Y ACCESORIOS
5.3.1 PLATAFORMA DE ENVASADO
La posición de la plataforma de envasado al interior de la planta se ha diseñado
considerando un radio de giro de 6,00 m para las camionetas de venta de cilindros
y de 11,00 m para el camión tanque que abastecerá de GLP a la planta
Considerando el volumen de cilindros que se venderán al mes los cuales son
aproximadamente: 900 cilindros de 5 kg, 4800 cilindros de 10 kg y 300 cilindros de
45 kg, y también el número de días laborables (22) en el primer año, diariamente
se requerirá envasar:
cilindros de 5 Kg.
cilindros de 10 Kg.
cilindros de 45 Kg.
Además se sabe que los cilindros de 5 y 10 Kg. se pueden almacenar en dos
niveles, por lo tanto se requerirá espacio para 21 cilindros de 5 kg, 110 cilindros de
10 kg. y 41 cilindros de 45 kg.
Entonces se requerirá espacio para almacenar 21+110+41=172 cilindros de gas
los cuales estarán almacenados en filas de a dos con un espacio de separación de
0,80 m.
Considerando esta cantidad de cilindros y el largo del tanque estacionario de GLP
se construirá una plataforma de llenado de 14,30 m de ancho y 5,00 m de largo,
con espacio suficiente para almacenar hasta 50 cilindros de 45 kg, 238 cilindros de
10 kg y 110 cilindros de 5 kg.
5.3.2 TANQUE ESTACIONARIO
La planta dispondrá de un tanque estacionario de 12000 galones de capacidad (en
volumen de agua), considerando que el tanque se llena al 85% de su capacidad,
tendremos un almacenamiento de 10200 galones, a esto le restaremos
aproximadamente un 5% por concepto de merma con lo cual tendremos un total
de 9600 galones de GLP como volumen útil de almacenamiento.
Se ha determinado que diariamente se envasará un volumen aproximado de 2000
galones de GLP, por lo tanto el tanque estacionario abastecerá a la planta por 5
días útiles; para prevenir problemas de abastecimiento el tanque deberá ser
llenado cada 3 o 4 días útiles de trabajo con un volumen aproximado de compra
de 7000 galones de GLP, esto para tener un stock de reserva de 2600 galones,
suficiente para tener operativa la planta durante un día y medio.
Las características del tanque estacionario se resumen en el siguiente cuadro:
Capacidad 12000 galones USA
Material Acero de 1” de espesor
Diámetro 2,40 m
Longitud parte cilíndrica 8,50 m
Diámetro de tapas semiesféricas 2,40 m
Presión de diseño 250 psi
Presión de prueba 375 psi
Presión de trabajo 160 psi

En general, las tuberías para GLP serán de acero al carbono ASTM A53-
GrB o ASTM A106 Gr11 schedule 80 roscadas. Adicionalmente las
empaquetaduras de las tuberías serán de material resistente al fuego y al GLP
garantizando su hermeticidad, su punto de fusión debe de estar por encima de los
800 ºC. Asimismo se contará con accesorios como válvula interna, válvula de
exceso de flujo, válvula de sobrepaso (llamada también de desvío, bypass),
válvula de llenado, válvula de cierre de emergencia (shut off), válvula pull away,
válvulas para el llenado semi automático de cilindros, válvula de alivio medidor
rotatorio (rotary gauge), etc.
5.3.3 CONSIDERACIONES PARA DETERMINAR EL ESPESOR DE LA
PLANCHA DE ACERO DEL TANQUE
Asumiendo un radiografiado al 100% de las uniones soldadas con
resultados satisfactorios y considerando las siguientes fórmulas:
Donde:
P Presión del diseño 250 psi
S: Máximo valor de esfuerzo mecánico que puede ser sometido un acero al carbono
ASTM-285 Gr C 13750 lb/pulg2
E Eficiencia en las juntas (1,0), radiografías al 100% positivo
R Radio externo del equipo (en pulgadas) = 47,24”

5.3.3.1 CÁLCULO DEL ESPESOR DE LA PARTE CILÍNDRICA DEL TANQUE

Reemplazando valores en la ecuación (1) se obtiene:

El espesor de diseño se obtiene adicionando 2 mm de espesor en

prevención a efecto de la corrosión: 0,853+0,079 = 0,932 pulg.
Por lo tanto el tanque será construido con planchas de acero al carbono
ASTM-285 Gr C con espesor de 1 pulgada, por ser el espesor inmediato superior
existente en el mercado.
5.3.3.2 CÁLCULO DEL ESPESOR DE LOS CASQUETES SEMIESFÉRICOS
DEL TANQUE.
Reemplazando valores en la ecuación (2) se obtiene:

El espesor de diseño se obtiene adicionando 2 mm en prevención al efecto

de la corrosión 0,847+0,079= 0,926 pulg.
 Por lo tanto se utilizarán planchas de acero al carbono ASTM-285 Gr C con
espesor de 1 pulgada, por ser el espesor inmediato superior existente en el
mercado.
5.4. CÁLCULO DEL NÚMERO DE ROCIADORES DE ENFRIAMIENTO
Considerando la tabla C del anexo 4 para el diseño de rociadores de agua
al tanque de 2,40 m de diámetro exterior, le corresponderá 3 líneas de rociadores
con un ángulo de separación entre líneas de 120º.
Considerando la misma tabla C en la situación de anillos de boquillas para
tanques horizontales, para el diseño de rociadores de agua del API Standard
2510, para un ángulo de dispersión de 90º, tanto el primer como el último rociador
en una línea deberán ubicarse a una distancia de 0,85 m (el máximo es 1,10 m) de
los extremos del cuerpo cilíndrico del tanque, los demás rociadores deberán
ubicarse a una distancia de 1,70 m (el máximo es 2,10 m) entre cada uno de ellos;
por lo tanto, si el tanque tiene una longitud de 10,90 m de los cuales 8,50 es la
longitud del cuerpo cilíndrico y considerando la ubicación de los dos rociadores a
los extremos que ocuparían una distancia cilíndrica de 1,70 (2 x 0,85 m de cada
extremo) y ubicando los demás rociadores a 1,70 m de entre cada uno de ellos, se
determinaría lo siguiente:

Rociadores a los extremos del tanque 2 rociadores

Rociadores adicionales 8,50 – 1,70 = 6,80 m 6,80/1,70 m – 1 roc. =
3 rociadores
Total de rociadores propuesto por línea 3 + 2 = 5 rociadores

Así mismo, según la tabla B del anexo 4, para un tanque cuyo diámetro
exterior es de 2,40 m se puede asignar 1 rociador por tapa semiesférica de 120º
de ángulo de pulverización.
Por lo tanto el total de rociadores que debe instalarse para enfriamiento del
tanque será de 17 rociadores conforme se indica en el cálculo siguiente:
Número total de rociadores:
5/línea x 3 líneas + 1/tapa x 2 tapas = 17
5.5. DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE RESERVA DE AGUA
La planta envasadora cuenta con red de agua pública y además existe una
compañía de bomberos a menos de 30 minutos del lugar, por lo que considerando
lo prescrito en el artículo 73º inciso 4 del Decreto Supremo Nº 27-94-EM, se llega
a la conclusión que se necesita disponer de almacenamiento en el sitio para 1
hora de abastecimiento continuo de agua contra incendio.
Entonces, la capacidad de reserva de agua (VT), se daría en la condición
de operar el sistema de enfriamiento del tanque y la activación de una de las
mangueras contra incendio, por lo que su composición estaría en función a la
siguiente estructura: VT = VR + VG
donde:
VR = Volumen para enfriamiento de tanque (rociadores)
VG = Volumen para agua contra incendio (gabinete contra incendio)
Considerando la información obtenida en el procedimiento de cálculo de flujo de
agua para enfriamiento detallado en el numeral 4.1.1 se tiene:
VR = (221,45 gpm) x (60 min/hora) x (1m3/264,17 gal) x 1 hora
VR = 50,30 m3
Del mismo modo considerando la información obtenida como exigencia de flujo de
agua en los extremos de la manguera contra incendio de 125 gpm. Indicado en el
numeral 4.1.2 y 4.1.3, se tiene:
VG = (125,00 gal/min) x (60 min/hora) x (1m3/264,17 gal) x 1 hora
VG = 28,39 m3
De donde se obtiene:
VT = 50,30 + 28,39 = 78,69 m3
En consecuencia la planta envasadora deberá contar como mínimo, con una
reserva de agua total de 78,69 m3 de capacidad que permita afrontar un posible
incendio de 1 hora de duración continua.
5.6. CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LAS BOMBAS PARA EL SISTEMA
CONTRA INCENDIO
5.6.1 BOMBA PARA LOS GABINETES CONTRA INCENDIOS
Una forma rápida de determinar la potencia del motor de la bomba que será
empleado en el suministro de agua para los gabinetes contra incendio es usar el
nomograma del anexo 6, para el cual se debe considerar el caudal (Q =125,00
gpm) y la presión (P =75 psi) requeridos; tabulando estos datos y sabiendo que
una presión de 75 psi nos da una altura dinámica de aproximadamente 52 m,
podemos determinar que para una bomba de 3600 RPM se requiere una bomba
con un motor de 15 HP, pero por razones de seguridad se debe aproximar al
inmediato superior, entonces tendremos una bomba con un motor de 17,5 HP de
potencia.
5.6.2 BOMBA PARA EL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO DEL TANQUE
ESTACIONARIO.
Como en el caso anterior la forma rápida de determinar la potencia del motor de la
bomba que será empleado en el suministro de agua para los rociadores de
enfriamiento del tanque de almacenamiento estacionario es usar el nomograma
del anexo 6; debemos considerar el caudal (Q =221,45 gpm) y la presión (P =30
psi) requeridos; tabulando estos datos y sabiendo que una presión de 30 psi nos
da una altura dinámica de aproximadamente 21 m, podemos determinar que para
una bomba de 3600 RPM se requiere una bomba con un motor de 12 HP, pero por
razones de seguridad se debe aproximar al inmediato superior, entonces
tendremos una bomba con un motor de 15 HP de potencia.
VI. SEGURIDAD INDUSTRIAL
Resguardar la integridad de los trabajadores y de las instalaciones de la planta es
parte fundamental de la Seguridad Industrial; este capítulo describe los posibles
escenarios donde el trabajador podría sufrir algún accidente, también la seguridad
referente a la posición del tanque estacionario y los avisos de seguridad que
existirán en la planta, también describe los equipos de protección personal para
los trabajadores y los equipos de protección industrial, tanto interna como externa
para la protección de la planta en sí.
6.1. SEGURIDAD INDUSTRIAL
 Se ha considerado evitar condiciones adversas en el local de la planta
envasadora de GLP, que bajo determinadas circunstancias provocaría en los
operarios enfermedades específicas o agravar defectos orgánicos preexistentes.
El aspecto preventivo y de control de los factores involucrados en el deterioro de la
salud de los trabajadores debido a las condiciones ambientales, es competencia
de la Higiene Industrial.
En la Planta Envasadora de la estación la victoria, podrían presentarse los
siguientes agentes ambientales:
6.1.1 AGENTES FÍSICOS
En este grupo se consideran los niveles de ruido elevados en la zona de envasado
y el peligro de trabajar con GLP a presión durante las operaciones de envasado.
6.1.2 AGENTES QUÍMICOS
La posible contaminación por absorción de pintura pulverizada en el área de
pintado. Para minimizar dicho riesgo se deberá contar con ropa de trabajo
adecuado, uso de guantes y máscaras respiratorias.
6.2. INSTALACIONES Y EQUIPOS DE SEGURIDAD
Para efectos de operar la planta en las mejores condiciones de seguridad, se
tomará en cuenta el siguiente sistema y equipos:
6.2.1 SEGURIDAD POR CRITERIOS DE UBICACIÓN
Según el D.S. 27-94-EM en el título 7 del artículo 73 dice que para la instalación
de tanques estacionarios en plantas envasadoras, se tendrá en cuenta las
distancias mínimas en metros, relacionadas en función al volumen de los tanques
y no a la capacidad de almacenamiento; por lo tanto como la capacidad de
almacenamiento del tanque estacionario es de 12000 galones, entonces se
ubicará a mas de 12 m de la edificación a construirse y de los linderos de la
propiedad.
6.2.2 AVISOS DE SEGURIDAD
Se deberá mantener en lugares visibles de la planta los letreros con instrucciones
de manejo y seguridad respecto al GLP. Dichos letreros serán pintados de
acuerdo a la NTP Nº 339.009 con letras rojas y fondo blanco, con las siguientes
inscripciones:

PROHIBITIVAS
- Se prohíbe fumar - Prohibido hacer fuego abierto dentro de la planta. - Se
prohíbe el paso de vehículos o personas no autorizadas - Se prohíbe el paso a
esta zona a personal no autorizado
PREVENTIVAS
- Velocidad máxima 20 km/h. - No opere sin la conexión puesta a tierra. - Peligro
gas inflamable. - Apague el motor, radio y equipos eléctricos de su vehículo. -
Calzar el vehículo con tacos para inmovilizarlo en la carga y descarga.

Adicionalmente quedará prohibido el uso de armas de fuego, el ingreso de

personas con lámparas de mano a base de combustible y de las lámparas
eléctricas que no sean apropiadas para la atmósfera de gas inflamable.
Se prohibirá el ingreso de todo vehículo con motor de combustión interna
desprovisto de mata chispas o silenciadores, o cuando estén deteriorados para tal
efecto existirá a la entrada de la planta un aviso indicando esta medida.

6.2.3 IDENTIFICACIONES
6.2.3.1 TUBERÍAS
Todas las tuberías conductoras de GLP, aire, agua para consumo y contra
incendio y para instalaciones eléctricas serán pintadas con colores de acuerdo a la
NTP 399.009.
Color Descripción
Rojo Amarillo ocre Aluminio Azul Tubería de agua contra incendio GLP
claro Verde en fase gaseosa GLP en fase líquida
Aire Agua para consumo humano

6.2.3.2 ELEMENTOS DE PROTECCIÓN

 Los postes de protección de la zona de almacenamiento serán pintados en
franjas alternadas y diagonales de color amarillo y negro con proporciones de
acuerdo a la NTP 399.009.
6.2.3.3 INSTALACIONES DE DESCARGA DE CORRIENTE ESTÁTICA
Todos los equipos que de una u otra forma produzcan acumulación de
corriente estática, estarán protegidos con instalaciones a tierra; para tal efecto
dichas instalaciones contarán con cable tipo AWG#2 que asegure una adecuada
trasmisión de corriente estática a tierra, a través de una varilla de cobre de ¾” de
diámetro por 2,40 m de longitud; estas instalaciones tendrán una resistencia
eléctrica de entre 5 y 8 ohms.
6.2.4 EQUIPOS DE PROTECCIÓN
En previsión de accidentes se ha considerado la utilización de los siguientes
equipos de protección:
6.2.4.1 PROTECCIÓN RESPIRATORIA
Se contará con 4 equipos respirador buco-nasal con uno o dos cartuchos
los que podrán ser de tipo químico (para gases o vapores), a utilizarse en el área
de pintado y envasado.
6.2.4.2 PROTECCIÓN AUDITIVA
Se adquirirán 8 equipos de protección auditiva, para áreas donde los
equipos generan ruidos por encima de los 90 decibeles (dB), los cuales se
emplearán durante todo el tiempo de exposición al ruido.
6.2.4.3 PROTECCIÓN PARA EL TRONCO
La protección de esta parte del cuerpo será mediante el uso de overoles
confeccionados especialmente para la protección del cuerpo.
6.2.4.4 PROTECCIÓN PARA MANOS
Será obligatorio que el personal de planta utilice guantes de cuero amarillo
o cuero cromado, en operaciones diarias, así mismo, existirá un stock de los
mismos en el almacén.
6.2.4.5 PRIMEROS AUXILIOS
 En la planta existirá un botiquín de primeros auxilios que contenga
medicamentos para tratamientos de quemaduras graves, intoxicación por gases,
hemorragias y hematomas.
6.3. PROTECCIÓN INDUSTRIAL
Dada la importancia que tendrá la embasadora en el ámbito económico y
social en el distrito alto apure, como planta envasadora de GLP y considerando
que dentro de sus instalaciones aplica una tecnología compleja que involucra el
uso de equipos, sistemas y materiales de elevado costo y de difícil reposición los
cuales pueden ser objeto de acciones destructivas o de sustracciones
sistemáticas, las actividades encaminadas a prevenir o controlar estas
irregularidades son labor de la Protección Industrial.
6.3.1 PROTECCIÓN INDUSTRIAL INTERNA
Dicha protección tiene como propósito la prevención y control de posibles
robos, actos infidenciales y espionaje, sabotaje y disturbios, mediante un
adecuado control de acceso de bienes y personas.
Para ello se designará personal de control interno que tendrá como labor el
detectar y controlar toda acción perjudicial dentro de la planta.
6.3.2 PROTECCIÓN INDUSTRIAL EXTERNA
El propósito de este tipo de protección es la prevención y control de
posibles atentados contra la propiedad y personal de la empresa por actos mal
intencionados como vandalismo, secuestro, terrorismo, etc.
Envasadora de la estación la victoria. Contará con un adecuado servicio de
vigilancia y protección perimetral, para ello existirá una torre de vigilancia y una
oficina de control de ingreso de personal.
Además se tomarán las siguientes medidas de seguridad:
 El control de ingreso de personas, tanto de la empresa como ajenas, será
mediante el uso del carné de identificación colocado en un lugar visible.
 Se dará a conocer las áreas críticas y se restringirá el acceso a las
mismas, al personal no autorizado, tanto de la empresa como ajenas.
  Se respetará los dispositivos de control físico como: cercos, tranqueras,
letreros, cerraduras, etc.

.4. MANTENIMIENTO PREVENTIVO.

Se deberá hacer un mantenimiento preventivo a las instalaciones y
accesorios de la Planta Envasadora de la estación la victoria, según un plan de
acciones y frecuencias que se determinará de acuerdo a los instrumentos a
monitorear.

CUADRO Nº 9 RELACIÓN DE ACCIONES A REALIZAR PARA UN MANTENIMIENTO

PREVENTIVO
Operación Frecuencia
Inspección y calibración de los instrumentos de Mensual
medición, de alarmas de temperatura y de presencia de
hidrocarburos
Prueba manual del funcionamiento de los rociadores Mensual
Prueba del buen funcionamiento del grupo electrógeno Mensual
Inspección de extintores y verificación de su Trimestral
operatividad
Verificación del nivel en la cisterna de agua contra Diario
incendio y revisión

CUADRO Nº 9 RELACIÓN DE ACCIONES A REALIZAR PARA UN MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Operación Frecuencia de los reportes de dichos
niveles.

Prueba del funcionamiento de la bomba Mensual

contra incendio y de los hidrantes
Calibración de las válvulas de seguridad Anual
Inspección del buen estado de la pintura Anual
de tuberías y tanque de almacenamiento
Calibración de espesores en puntos Cada 2 años
críticos del tanque de GLP
Prueba hidrostática del tanque de Cada 6 años
almacenamiento de GLP

VII. EVALUACIÓN ECONÓMICA FINANCIERA

 En este capítulo se evaluará la rentabilidad del proyecto, se hará una
descripción de la inversión inicial que requiere el proyecto donde se describirá al
detalle el precio de todos los artículos que requiere la planta para su puesta en
funcionamiento. También se determinará el costo de la mano de obra mensual que
se requiere, se dará a conocer la estructura de precios del GLP y también el
capital de trabajo así como el financiamiento que se requerirá para afrontar estos
gastos.
7.1. INVERSIÓN FIJA
La inversión fija está determinada por las obras civiles, terreno, tanque
estacionario, accesorios, entre otros. Como se describe a continuación:
INVERSIÓN FIJA
CONCEPTO TOTAL
Estudios pre-operativos 5375
Terreno 32357.50
Obras civiles 105152.87
Tanque de almacenamiento 77853.65
Equipos mecánicos 26058
Instalaciones mecánicas 95782.93
Cilindros 108682.50
Equipos de seguridad 31985.29
Otros equipos 27627.50
Equipo automotriz 31985.29
Muebles y enceres 27627.50
Total inversión fija 750492.31
Dirección y supervisión técnica (3% inv. Fija) 22514.77
Total 773007.08
Iva (9%) 69570.64
TOTAL GENERAL 842577.72

7.2. MANO DE OBRA Y SUELDOS

La mano de obra y sueldos estarán determinados de acuerdo al personal
necesario para el funcionamiento de la planta como se muestra a continuación:
Concepto Cant. Unit. Total
Administrador 1 2500,00 2500,00
Contador 1 1800,00 1800,00
Asuntos Legales (externo) 1 1800,00 1800,00
Seguridad (exterior) 1 1500,00 1500,00
Secretaria 1 1400,00 1400,00
Operarios para llenado, pintura y 6 1500,00 9000,00
reparaciones
Personal de limpieza 1 1400,00 1400,00
vigilantes 3 1400,00 4200,00
Técnico 1 1800,00 1800,00
Choferes repartidores 2 2300,00 4600,00
Ayudantes de chofer 2 1800,00 3600,00
Beneficio Social, seguros (1.5% sueldo) 504,00
TOTAL MENSUAL : 34104,00
TOTAL ANUAL: 409248,00 bs

7.3. ESTRUCTURA DE PRECIOS

Nuevos Precios del GAS NATURAL
I. - Precios Establecidos según G.O. Nº 37.906 del 25/03/04. (1US$/ Bs 1.596,00)
1- Precios en Bs/M3
Centro Despacho Transporte Distribució Total
n
2004 19,381 21,455 3,943 44,779
2005 27,212 27,135 3,943 58,290
2006 38,958 32,678 3,943 75,579
2007 50,705 32,678 3,943 87,326

2- Precios en US$/MM BTU

Centro Despacho Transporte Distribució Total
n
2004 0,344 0,381 0,070 0,794
2005 0,483 0,481 0,070 1,034
2006 0,691 0,580 0,070 1,341
2007 0,900 0,580 0,070 1,549
II. - Precios Ajustados Enero 2005 (1US$/ Bs 1.915,20)
1- Precios en Bs/M3
Centro Despacho Transporte Distribución Total
2005 32,654 32,562 4,732 69,948
2006 46,750 39,214 4,732 90,695
2007 60,846 39,214 4,732 104,791

III. - Precios Establecidos según G.O. Nº 37.906 del 13/02/06. (1US$/ Bs

2.144,60)
(1) No incluidos en Gaceta en esta Ocasión.
1- Precios en Bs/M3 Centro Despacho Transporte (1)
Distribución (1) Total
2006 26,018 43,911 5,298 75,227
2007 28,955 43,911 5,298 78,164
2008 32,224 43,911 5,298 81,433
2009 35,862 43,911 5,298 85,071
2010 39,911 43,911 5,298 89,120
2011 44,416 43,911 5,298 93,625
2012 49,431 43,911 5,298 98,640
2013 55,012 43,911 5,298 104,221
2014 61,222 43,911 5,298 110,431
2015 68,134 43,911 5,298 117,343
2- Precios en US$/MM BTU
Centro Despacho Transporte Distribución Total
2006 0,344 0,580 0,070 0,993
2007 0,382 0,580 0,070 1,032
2008 0,425 0,580 0,070 1,075
2009 0,474 0,580 0,070 1,123
2010 0,527 0,580 0,070 1,177
2011 0,586 0,580 0,070 1,236
2012 0,653 0,580 0,070 1,302
2013 0,726 0,580 0,070 1,376
2014 0,808 0,580 0,070 1,458
2015 0,900 0,580 0,070 1,549
3- Variación de los Precios Bolívares (% sobre año anterior)
Centro Despacho Transporte Distribución Total
2006 - 20,323 34,852 11,978 7,547
2007 - 38,064 11,978 11,978- 13,817
2008 - 47,040 11,978 11,978 22,290
2009 - 41,061 11,978 11,978 18,819
2010 - 34,407 11,978 11,978 14,955
2011 - 27,003 11,978 11,978 10,656
2012 - 18,760 11,978 11,978 5,870
2013 - 9,588 11,978 11,978 0,544
2014 0,618 11,978 11,978 5,382
2015 11,978 11,978 11,978 11,978

4- Variación de los Precios US$ (% sobre su mismo año)

Centro Despacho Transporte Distribución Total
2006 - 50,299 0,000 0,000 25,927
2007 - 57,503 0,000 0,000 33,389
2008 - 52,705 0,000 0,000 30,603
2009 - 47,366 0,000 0,000 27,502
2010 - 41,423 0,000 0,000 24,052
2011 - 34,811 0,000 0,000 20,213
2012 - 27,450 0,000 0,000 15,939
2013 - 19,259 0,000 0,000 11,183
2014 - 10,145 0,000 0,000 5,890
2015 - 0,000 0,000 0,000 0,000
2016 - 0,000 0,000 0,000 0,000
2017 - 0,000 0,000 0,000 0,000
2018 - 0,000 0,000 0,000 0,000

7.4. CAPITAL DE TRABAJO

El capital de trabajo está constituido por la compra de los primeros 10200
galones de GLP y el costo de la mano de obra del periodo en que se recuperará el
valor de esta compra. Tomando en cuenta que se venderá aproximadamente 2000
galones diarios entonces el tiempo que se necesitará para vender los 10200
galones será de 5 días.
RETORNO DE LA INVERSIÓN EN MANO DE OBRA
(sueldo total x mes x 5 dias)/30 = (11655.15 x 5)/30 = 1942.53 bolivares
INVERSIÓN TOTAL EN MATERIA PRIMA
(2474,65 bs/galones x 10200 galones) = 25237,11 bolivares
Finalmente el capital de trabajo será 1942.53 + 25237.11 bolívares
Capital de trabajo 27179.63 bolívares
7.5. FINANCIAMIENTO
Se financiará el 50% del costo del proyecto mediante un préstamo a un
interés de 13% anual.
Por lo tanto la cantidad financiada será de:

Es decir
(503086.89 + 27179.63)/2 =265132.86 bolívares
El cual se pagará en 5 años con una aportación anual de 53026.57 más el
respectivo interés que variará de acuerdo a la deuda como se detalla a
continuación:
AÑO Aportación bs Interés TOTAL DEUDA
(13%)
0 265132.87
1 53026.57 34467.27 87493.84 212106.09
2 53026.57 27573.81 80600.38 159079.73
3 53026.57 20680.36 73706.95 106053.14
4 53026.57 13786.92 66813.49 53026.57
5 53026.57 6893.46 59920.03 0,00

7.6. COSTO DE OPORTUNIDAD

El costo de oportunidad dependerá única y exclusivamente del
inversionista, este interés representa el rendimiento o retorno mínimo que se
desea obtener, en términos reales. Para estimar el costo de oportunidad se debe
tener en cuenta dos elementos, primero mantener la capacidad adquisitiva del
inversionista traducido como el costo de oportunidad puro y los segundo es el
posible fracaso del negocio que no será otra cosa que la prima por riesgo.
A. COSTO DE OPORTUNIDAD PURO
 Es una tasa de rendimiento libre de inflación y de riesgo, para su estimación
se toma como referénciala tasa de interés que paga el Tesoro Norteamericano por
sus bonos a 10 años, en la actualidad este interés asciende a 6% anual.
A este interés se le debe descontar una tasa de inflación esperada de 15% anual
en dólares, con lo que tendremos un rendimiento real de 3,88% anual en términos
corrientes.
B. PRIMA POR RIESGO
Este valor está conformado por dos tipos de riesgo:
Riesgo País; técnicamente el riesgo país se mide mediante la diferencia del
valor del bono del tesoro norteamericano con los bonos soberanos que emite el
estado peruano, actualmente es de 4%.
Riesgo Negocio; Dependerá del giro del negocio, se puede considerar equivalente
a la prima por riesgo país, es decir 4%.
Por lo tanto, el costo de oportunidad real del potencial inversionista, se
estima de la siguiente manera:
CONCEPTO TASA ANUAL
Costo de Oportunidad Puro
- Rendimiento Bonos (tasa nominal) 6,00%
- Inflación Esperada 15,00%
Costo de Oportunidad Puro (Real) 3,88%
Prima por Riesgo
- Riesgo País 4,00%
- Riesgo negocio 5,00%
Prima por Riesgo 9,20%
Costo de Oportunidad Esperado (Real) 13,44%

7.7. DEPRECIACIÓN
De acuerdo al D.S. Nº 043-95-EF las depreciaciones se computarán a partir
del mes en que los bienes sean utilizados en la generación de rentas gravadas.
Los edificios y construcciones se deprecian a razón de 3% anual. Los demás
bienes se depreciarán de acuerdo a:
  Maquinaria y equipo utilizados por las actividades mineras, petroleras y de
construcción; excepto, muebles, enceres y equipos de oficina: vida útil 5
años; depreciación anual 20%
 Vehículos de transporte: vida útil 5 años; depreciación anual 20%
 Equipo de procesamiento de datos: vida útil 5 años, depreciación anual
20%
 Otros bienes de capital fijo: vida útil 10 años, depreciación anual 10%
Las construcciones se depreciarán en 30 años y para nuestro caso esto será de
1467,25 dólares por año y como el proyecto es a 10 años, entonces el valor de la
construcción al finalizar el proyecto se calculará del siguiente modo:
Valor del terreno: 32357.50 bs
Valor de las obras civiles: 105152.87 bs
Depreciación anual: 3154.59 bs
Horizonte del proyecto: 10 años
Depreciación acumulada en 10 años: 31545.88 bs
Valor al finalizar el proyecto: 105152.87 + 32357.50 – 3154.59
Valor de la construcción al finalizar el proyecto: 134355.78 bs

Año Equipos Instalac. Equipo Otros P.C. Mueb. Obras Pipa Tanque Cami Total
Mecán. Mecán. sseguri Equipo Civiles ón
d s

1 2424,00 891,04 2975,3 2570,0 180,00 30,00 1467,25 3621,1 2800 16958,77
8 0 0 ,00
2 2424,00 891,04 2975,3 2570,0 180,00 30,00 1467,25 3621,1 2800 16958,77
8 0 0 ,00
3 2424,00 891,04 2975,3 2570,0 180,00 30,00 1467,25 9000,00 3621,1 2800 25958,77
8 0 0 ,00
4 2424,00 891,04 2975,3 2570,0 180,00 30,00 1467,25 9000,00 3621,1 2800 25958,77
8 0 0 ,00
5 2424, 891,0 2975,3 2570, 180, 30,0 1467, 9000, 3621, 2800 25958,
8 ,
Año Equip Insta Equi Otro P.C Mue Obras Pipa Tanqu Cami Total
os lac. poss s . b. Civiles e ón
Mecá Mec eguri Equi
n. án. d pos
00 4 00 00 0 25 00 10 00 77
6 30,0 1467, 9000 3621, 14118
0 25 ,00 10 ,35
7 30,0 1467, 9000 3621, 14118
0 25 ,00 10 ,35
8 30,0 1467, 3621, 5118,
0 25 10 35
 9 30,0 1467, 3621, 5118,
0 25 10 35
1030,001467,253621,105118,35

7.8. INGRESOS
El ingreso esta dado por la venta del gas envasado en sus tres presentaciones
de 5, 10 y 45 kg. Se ha determinado que en promedio un distribuidor vende al día
3 cilindros de 5 kg, 8 cilindros de 10 kg y 3 cilindros de 45 kg, Considerando que
se tendrán 10 distribuidores para estos productos y 10 distribuidores adicionales
sólo para cilindros de 10 kg entonces mensualmente se venderá:
 10 x 3 x 30 = 900 cilindros de 5 kg
 20 x 8 x 30 = 4800 cilindros de 10 kg
 10 x 3 x 30 = 900 cilindros de 45 kg.

De este cálculo deducimos entonces que mensualmente se venderá:

Cilindro Número de Cantidad de GLP (kg) Volumen en galones

cilindros gas=0,4718 kg/galón)(
5 kg 900 4500 2123,10
10 kg 4800 48000 22646,40
45 kg 900 40500 19107,90
Total de galones vendidos al mes 43877,40

Y como en la empresa Kerogas los días laborables serán de lunes a viernes

haciendo un total de 22 laborables al mes, entonces para cubrir esa demanda se
requerirá envasar:

Cilindros de 45 kilogramos
 Se estima un crecimiento anual de 10% en el 2do año, 15% en los
siguientes 2 años, 10% en el 5to año, 5% en los 3 años siguientes y 2% en los 2
últimos años.
Por efecto del crecimiento del mercado durante el primer y segundo año se
tendrá que comprar materia prima cada 3 días, del tercer al sexto año cada 2 días
y del séptimo al décimo año diariamente, esto porque se debe contar con una
reserva de GLP de 2000 galones aproximadamente para dos días de trabajo
adicional como prevención a cualquier falla por parte del proveedor; es por esta
razón que se ha considerado la compra de un camión tanque (pipa) de 4000
galones (en volumen de agua) con lo que la reserva de GLP en la planta se
extenderá dos días adicionales.
La pipa tendrá un costo de 45000 dólares. Es necesario señalar que el
camión será adquirido de segunda mano a un precio aproximado de 12000
dólares y el tanque con sus accesorios tendrá un costo de 23000 dólares.
La proyección de los ingresos por concepto de ventas se muestra a
continuación:

Año Volumen Ingreso Costo GLP Flete Margen IGV

de ventas por ventas Planta Comercial margen
(galones) estación la Planta Comercial
victoria
1 526504,50 848263,83 575468,95 30433,79 242361,09 43625,00
2 579154,95 933090,21 633015,84 33477,16 266597,20 47987,50
3 666028,19 1073053,7 727968,22 38498,74 306586,78 52786,25
4
4 765932,42 1234011,8 837163,45 44273,55 352574,80 58064,87
0
5 842525,66 1357412,9 920879,80 48700,91 387832,28 63871,36
8
6 884651,95 1425283,6 966923,79 51135,95 407223,90 67064,93
3
7 928884,55 1496547,8 1015269,9 53692,75 427585,09 70418,17
1 8
8 975328,77 1571375,2 1066033,4 56377,39 448964,34 73939,08
1 8
9 994835,35 1602802,7 1087354,1 57504,93 457943,63 75417,86
 1 4
10 1014732,0 1634858,7 1109101,2 58655,03 467102,50 76926,22
6 6 3

7.9. FLUJO DE CAJA PROYECTADO

Para calcular el flujo de caja proyectado se tendrá en cuenta lo siguiente:
 Venta de GLP en el primer año 526504,50 galones
 Inversión Inicial 593641.60 bolívares
 Vida útil 10 años
 Tasa de descuento 15%
 Plazo de depreciación 10 años
 Capital de trabajo inicial 27149.63 bs
 Tasa de crecimiento 10, 15, 15, 10, 5, 5, 5, 2, 2

CUADRO Nº 11 DETALLE DE INVERSIÓN FIJA

INVERSIÓN FIJA
ESTUDIOS PRE-OPERATIVOS Cant. unitario Parcial Total %
Estudio de Mercados Ingeniería del 2500,00 2500,00 0,89
Proyecto y EIA
TERRENO
Terreno 1505 10,0 15050,00
15050,00 5,45
OBRAS CIVILES
Edificación 20757,47
Cisterna de agua de 92,00 m3 2201,33
Cerco perimétrico 7456,45
Plataforma de llenado de cilindros 6524,43
Zona de tanque estacionario 1153,61
Instalaciones sanitarias 2926,97
Instalaciones eléctricas 1957,44
Techo estructural 3940,00
CUADRO Nº 11 DETALLE DE INVERSIÓN FIJA
INVERSIÓN FIJA
Puertas 916,44
Ventanas 1074,17
48908,31 17,71
TANQUE DE
ALMACENAMIENTO
1 tanque de 12000 gal con 36211,00
instrumentos
36211,00 13,11
EQUIPOS MECÁNICOS
Bomba blackmer con su motor 3 2540 7620,00
Balanzas semi-automáticas de 4 700 2800,00
llenado
Balanza de re-pesaje 1 1700 1700,00
12120,00 4,39
INSTALACIONES MECÁNICAS
Línea y válvula para GLP 4000,00
Manguera Dayco para GLP 5 7,20 36,00
Adaptador manual de llenado 5 9,85 49,25
Adaptador de llenado M pool x 5 10,89 54,45
1/4" MNPT x 6"
Válvula de cierre rápido de 1/2" 5 46,10 230,50
Línea para aire 85,00
CUADRO Nº 11 DETALLE DE INVERSIÓN FIJA

INVERSIÓN FIJA
4455,20
CILINDROS
Cilindros de 5 kg 200 9,75 1950,00
Cilindros de 10 kg 2000 9,5 19000,00
Cilindros de 45 kg 400 74 29600,00
50550,0018,31

EQUIPOS DE SEGURIDAD

Extintores de 50 kg 2 315 630,00

Extintores de 13,6 kg tipo BC 14 50 700,00
Extintores de 13,6 kg tipo ABC 2 50 100,00
Gabinetes contra incendio y 2 280 560,00
mangueras
Detectores de presencia de 3 1326 3978,00
gases
Explosimetro 1 1510 1510,00
Rociadores star sprinkler 17 15 255,00
Trajes aluminzados de 2 1000 2000,00
aproximación al fuego
Línea de agua contra incendio 112, 43,70 4908,38
32
Protector Buco Nasal 3 7,50 22,50
Guantes 10 2 20,00

EQUIPOS DE SEGURIDAD
Overoles 10 16,50 165,00
Protectores para el oído 8 3,50 28,00
14876,88 5,39
OTROS EQUIPOS
Equipo para pintado de 1860,00
cilindros
Grupo electrógeno de 20 kw 10990,00
12850,00 4,65
EQUIPO AUTOMOTRIZ
Camión repartidor 2 7000 14000,00
14000,00 5,07
MUEBLES Y ENCERES
muebles y enceres 300,00
Equipos de Oficina 900,00
(computador)
1200,00 0,43

TOTAL INVERSIÓN FIJA 212721,39 77,04

Dirección y Supervisión 21272,14
técnica (10% inv. Fija)

EQUIPOS DE SEGURIDAD
TOTAL 233993,53 84,75
IV a(9%) 42118,84 15,25
TOTAL GENERAL 276112,37 100,00
ANEXO Nº 1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL CAMIÓN REPARTIDOR DE
CILINDROS DE LA PLANTA ENVASADORA DE GLP.
CLASE CAMIÓN CAMIÓN
MODELO HD 65 4000 corto HD 65 4000 largo
CARROCERÍA DE FABRICA CHASIS/CABINA CHASIS/CABIA
PROCEDENCIA Corea Corea
DIMENSIONES Y PESOS
Longitud total de chasis (mm) 4915 5925
Altura (mm) 2265 2285
Ancho máximo de cabina (mm) 1900 1900
Distancia entre ejes (mm) 2550 3375
Voladizo posterior (mm) 1290 1475
Voladizo delantero (mm) 1075 1075

CLASE CAMIÓN CAMIÓN

Longitud Carrozable (mm) 3600 4500
Peso bruto vehicular (kg) 6100 6200
Peso seco (kg) 2100 2200
Peso bruto sobre el eje 2000 2000
delantero (kg)
Peso bruto sobre el eje 4100 4100
posterior (kg)
Máxima capacidad de carga 4000 4000
bruta (kg)
Radio mínimo de giro (m) 5,40 6,00
MOTOR D4AF D4AF
Tipo Diesel, inyección directa, aspiración
natural con compensador de altura
Nº de cilindros 4 en línea 4 en línea
Potencia máxima (PS/rpm) 100/3400 100/3400
Torque máximo (kg.m/rpm) 24/2000 24/2000
Cilindrada (c.c) 3568 3568
Capacidad de combustible 100 100
(lts)
Bomba de inyección Lineal, licencia BOSCH
TRANSMISIÓN
Manual Sincronizada 5 + 1 Sincronizada 5 + 1
 CLASE CAMIÓN CAMIÓN
Eje posterior – Reducción 6666 6666
EQUIPAMIENTO
Interruptor de arranque auxiliar X X
Radio AM-FM – 2 parlantes X
Enchape de Madera en consola X X
Timón regulable X X
Tomacorriente auxiliar para X X
lámpara
Calefacción / ventilación X X
Cinturones de seguridad X X
Color Blanco Humo Blanco Humo

ANEXO Nº 8 CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LA BOMBA DEL SISTEMA DE

ROCIADORES PARA ENFRIAMIENTO DEL TANQUE Y DEL SISTEMA CONTRA
INCENDIOS
1. I. POTENCIA DE LA BOMBA PARA ROCIADORES DE ENFRIAMIENTO (P)

Para la determinación de la potencia del motor de la bomba que será

empleado en el suministro de agua para los rociadores de enfriamiento del tanque
de almacenamiento estacionario, se aplicará la siguiente fórmula:
Pteórica =HB xρ x g x QT
Considerando que en las operaciones existen rangos de eficiencia, se
determinará por tanto, la potencia real, considerando lo siguiente:

Donde: % = eficiencia
Para nuestro caso la eficiencia será del 85%
Luego evaluando los datos disponibles se tiene:
HB = Altura dinámica (carga de trabajo de la bomba)
= Densidad del agua
g = coeficiente de gravedad
QT = Caudal total de refrigeración
De estos datos se determinarán el caudal total de refrigeración (QT) y la altura
dinámica o carga de trabajo de la bomba (HB).
1. CAUDAL TOTAL DE REFRIGERACIÓN (QT)
Para la determinación del caudal total de refrigeración, se considerará el
caudal obtenido para un rociador por el número de rociadores requeridos para
enfriar el tanque de 12000 galones.
QT = Caudal de un rociador x Número de rociadores requeridos
QT = 6,57 gpm / rociador x 17 rociadores = 111,69 gpm
QT = 0,00705 m3/seg
1. ALTURA DINÁMICA O CARGA DE TRABAJO DE LA BOMBA (HB)
Para la determinación de la altura dinámica se empleará la fórmula siguiente:

donde:
hftotal : Pérdida de carga
P2 : Presión en la salida del rociador = 30 psi = 206841 N/m2
V2 : Velocidad de flujo de agua a la salida de los rociadores
Z2 : Altura de rociadores respecto a la bomba = 2,20 m
P1 : Presión en el nivel de toma de agua en la cisterna = 0,00 psi
V1 : Velocidad de flujo de agua en la cisterna = 0,00 m/seg
Z1 : Altura toma de agua en cisterna respecto a bomba = -2,45 m
: Densidad del agua = 1000 kg/m3
g : Coeficiente de gravedad = 9,8 m/seg2
Para el cálculo correspondiente, se requiere determinar previamente, la velocidad
de flujo de agua a la salida de los rociadores (rociador más alejado de la bomba)
[V2] y la pérdida de carga en el recorrido del agua por la tubería
2.1 Cálculo de la velocidad del flujo de agua a la salida del rociador mas
alejado de la bomba [V2].
Para el cálculo de la velocidad de flujo de agua a la salida del rociador se
empleará la siguiente fórmula.
Q = AxV2
donde:
Q : Caudal en el extremo del rociador (0,00705 m3/seg)
A : Sección interna de la tubería

A = 0,00114 m2

V2 : Velocidad de flujo de agua

2.2 Cálculo de la pérdida de carga en el recorrido del agua por la tubería

[hftotal ]

Para la determinación de la pérdida de carga en el recorrido del agua por la

tubería se empleará la siguiente fórmula:

Donde:

f : Coeficiente de fricción

Leq : Longitud equivalente

D : Diámetro interior de la tubería = 1 ½” = 0,0381 m

V2 : Velocidad de flujo de agua del rociador = 6,1799 m/seg

G : Coeficiente de gravedad = 9,8 m/seg2

 Para conocer la pérdida de carga total, se requerirá determinar
previamente, tanto el coeficiente de fricción de la tubería como la longitud
equivalente de la tubería de suministro de agua a los rociadores, que son datos
aún sin determinar.

2.2.1 Cálculo del coeficiente de fricción

El coeficiente de fricción (f) se determinará a partir de nomograma “Factor

de fricción en función del número de Reynolds con Rugosidad Relativa como
parámetro, para lo cual se necesita conocer previamente, tanto el número de
Reynolds (NRE), como la rugosidad relativa

De la tubería.

2.2.1.1 Cálculo del número de Reynolds [NRE]

Para el cálculo del número de Reynolds se empleará la siguiente fórmula:

De donde:

D: Diámetro interior de la tubería

V2: Velocidad del agua del rociador

: Densidad del aguaρ

: Viscosidad = 0,001 cp (centipoise)µ

NRE = 235457,09

2.2.1.2 Cálculo de la rugosidad relativa

La rugosidad relativa

se determina a partir del nomograma “Rugosidad Relativa en función del diámetro

para tubos de varios materiales”

Considerando que para suministrar agua a los rociadores, se empleara tuberías de

acero comercial se observa:

Con los datos obtenidos para el NRE y la

se emplea el nomograma para los coeficientes de fricción, observando que: f =

0,021

2.2.2 Cálculo de la longitud equivalente (Leq)

La longitud equivalente de la tubería esta comprendido por la longitud de la tubería

lineal y la longitud equivalente de los accesorios que participan en la línea de
suministro de agua.
Leq = L + Leq. acc

L: Longitud de tubería lineal = 73,05 m

Para la longitud equivalente de accesorios (Leq. acc) se consideran entre 14

accesorios (codos de 90º), por lo que, la longitud equivalente de un accesorio se
determina a partir de:

Leq. 1 acc = L x D

Leq. 1 acc = 73,05 x 0,0381 = 2,783 m/accesorio

Por lo tanto la longitud equivalente de todos los accesorios (14) será:

2,783 m/accesorio x 14 accesorios = 38,96 m

Luego, la longitud equivalente total será:

Leq = 73,05 + 38,96 = 112,01 m

Con todos estos datos se determinará la pérdida de carga total (hftotal)

hftotal = 120,31 m

Con todos estos datos, se determinará la altura dinámica o carga de trabajo de la

bomba (HB), a partir de la siguiente fórmula, en la que se han excluido las
variables con valor cero y se ha acondicionado las expresiones para un mejor
entendimiento.
Reemplazando los siguientes datos:

hftotal = 91,40 m

P2 = 206841 kg.m/seg2

= 1000 kg/m3

g = 9,8 m/seg2

V2 = 6,175 m/seg

Z2 = 2,20 m

Z1 = -2,45 m

CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LA BOMBA (P)

P = HB . ρ . g . Q

P = 148,01 m . 1000 kg / m3. 9.8 m / seg2. 0,007 m3 / seg

Potencia teórica de la bomba

Considerando la equivalencia de 1 HP = 745 W

Eficiencia de la Bomba = 85,00 %

Potencia real de la bomba:

Por lo tanto la potencia teórica del motor de la bomba sería el inmediato superior
(17,5 HP) pero como siempre se da un margen de error entonces se tendrá que
escoger un motor más grande, es decir una bomba con un motor de 20 HP de
potencia.

1. II. POTENCIA DE LA BOMBA PARA GABINETES CONTRA INCENDIO (P)

Aplicando la misma fórmula y siguiendo el mismo procedimiento del numeral

anterior, podemos determinar la potencia del motor de la bomba que será
empleado en el suministro de agua contra incendio.

Teórica =HB x ρ x g QT

Considerando que en las operaciones existen rangos de eficiencia, se determinará

por tanto, la potencia real, considerando lo siguiente:

Donde: % = eficiencia

Al igual que el caso anterior la eficiencia será del 85%

Luego evaluando los datos disponibles se tiene:

HB = Altura dinámica (carga de trabajo de la bomba)

= Densidad del agua

g = coeficiente de gravedad

QT = Caudal total de manguera contra incendio.

De estos datos se determinarán el caudal total de agua contra incendio (QT) y la
altura dinámica o carga de trabajo de la bomba (HB).

1. CAUDAL TOTAL DE AGUA CONTRA INCENDIO (QT)

Para la determinación del caudal total de agua contra incendio, se considerará el

caudal obtenido para una manguera por el número de mangueras requeridas para
atención de emergencias al interior de la planta envasadora.

QT = Caudal de una manguera x Número de mangueras requeridas

QT = 125 gpm/manguera x 2 mangueras = 250 gpm

QT = 0,0158 m3/seg

1. ALTURA DINÁMICA O CARGA DE TRABAJO DE LA BOMBA (HB)

Para la determinación de la altura dinámica se empleará la fórmula siguiente:

donde:

hftotal : Pérdida de carga

P2 : Presión en salida de manguera = 75 psi = 517102,5 N/m2

V2 : Velocidad de flujo de agua a la salida de la manguera

Z2 : Altura de gabinetes respecto a la bomba = 1,00 m

P1 : Presión en nivel toma de agua en cisterna = 0,00 psi

V1 : Velocidad de flujo de agua en la cisterna = 0,00 m/seg

Z1 : Altura toma de agua en cisterna respecto a bomba = -2,45 m

: Densidad del agua = 1000 kg/mρ3

g : Coeficiente de gravedad = 9,8 m/seg2

Para el cálculo correspondiente, se requiere determinar previamente, la velocidad

de flujo de agua a la salida de la manguera (manguera más alejada de la bomba)
[V2] y la pérdida de carga en el recorrido del agua por la tubería [hƒtotal]

2.1 Cálculo de la velocidad del flujo de agua a la salida de la manguera más

alejada de la bomba [V2].

Para el cálculo de la velocidad de flujo de agua a la salida de la manguera se

empleará la siguiente fórmula:

Q = AxV2

donde:

Q : Caudal en el extremo de la manguera

A : Sección interna de la tubería (m2)

A = 0,003167 m2

V2 : Velocidad de flujo de agua

2.2 Cálculo de la pérdida de carga en el recorrido del agua por la tubería

(hftotal)
Para la determinación de la pérdida de carga en el recorrido del agua por la
tubería se empleará la siguiente fórmula:

donde:

f : Coeficiente de fricción

Leq : Longitud equivalente

D : Diámetro interior de la tubería = 2 ½” = 0,0635 m

V2 : Velocidad de flujo de agua del rociador = 4,9798 m/seg

G : Coeficiente de gravedad = 9,8 m/seg2

Para conocer la pérdida de carga total, se requerirá determinar previamente, tanto

el coeficiente de fricción de la tubería como la longitud equivalente de la tubería de
suministro de agua a los rociadores, que son datos aún sin determinar.

2.2.1 Cálculo del coeficiente de fricción

El coeficiente de fricción (f) se determinará a partir de nomograma “Factor de

fricción en función del número de Reynolds con rugosidad relativa como
parámetro”, para lo cual se necesita conocer previamente, tanto el número de
Reynolds (NRE), como la rugosidad relativa.

De la tubería.

2.2.1 1 Cálculo del número de Reynolds [NRE]

Para el cálculo del número de Reynolds se empleará la siguiente fórmula:

De donde:

2.2.1.2 Cálculo de la rugosidad relativa

La rugosidad relativa

se determina a partir del nomograma “Rugosidad Relativa en función del diámetro

para tubos de varios materiales”.

Considerando que para suministrar agua contra incendio, se empleará tubería de

acero comercial, se observa:

= 0,0007

Con los datos obtenidos para el NRE y la

se emplea el nomograma para los coeficientes de fricción observando que: f =
0,019

2.2.2 Cálculo de la longitud equivalente (Leq)

La longitud equivalente de la tubería está comprendido por la longitud de la tubería

lineal y la longitud equivalente de los accesorios que participan en la línea de
suministro de agua contra incendio, siendo estos:

Leq = L + Leq. acc

L : Longitud de tubería lineal = 82,15 m

Para la longitud equivalente de accesorios (Leq. acc) se consideran entre 6

accesorios (codos de 90º), por lo que, la longitud equivalente de un accesorio se
determina a partir de:

Leq. 1 acc = L x D

Leq. 1 acc = 82,15 m x 0,0635 = 5,216 m/accesorio

Por lo tanto la longitud equivalente de todos los accesorios (6) será:

Leq. 1 acc = 31,29 m

Luego, la longitud equivalente total será:

Leq = 82,15 + 31,29 = 113,44

Con todos estos datos se determinará la pérdida de carga total (hƒtotal)

hƒtotal= 42,949 m

Con todos estos datos, se determinará la altura dinámica o carga de trabajo de la

bomba (HB), a partir de la siguiente fórmula, en la que se han excluido las
variables con valor cero y se ha acondicionado las expresiones para un mejor
entendimiento.

Reemplazando los siguientes datos:

hƒtotal = 41,25 m

P2 = 517102,5 kg.m / s2

= 1000 kg/m3

g = 9,8 m/seg2

V2 = 4,989 m/seg

Z2 = 1,00 m

Z1 = -2,45 m

CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LA BOMBA (P)

P = HB . ρ .g . Q

P = 68,77 m . 100kg / m3 . 9,8 m / seg2 . 0,0158m3 / seg

Potencia teórica de la bomba

Considerando la equivalencia de 1 HP = 745 W

Eficiencia de la Bomba = 85,00 %

Potencia real de la bomba:

Al igual que para los rociadores de enfriamiento del tanque estacionario para este
caso la potencia teórica del motor de la bomba sería el inmediato superior (17,5
HP) pero como siempre se da un margen de error entonces se tendrá que escoger
un motor más grande, es decir una bomba con un motor de 20 HP de potencia.
 CONCLUSIONES

La contaminación atmosférica que podría generarse en el distrito alto apure

como consecuencia de las operaciones diarias de almacenamiento y envasado
por parte de Envasadora estación la victoria. es casi nula e insignificante.

La operación de la Envasadora estación la victoria. Promoverá el uso

alternativo de GLP como combustible, en sustitución de la gasolina, sobre todo la
leña; lo cual contribuirá a preservar los recursos naturales y disminuirá la
depredación de los árboles de la zona.

Ninguna empresa está libre de incendios, accidentes, etc. para ello el

Estudio de Riesgos ha planificado un eficaz sistema contra incendios y propuesto
equipos de seguridad necesarios para contrarrestar cualquier emergencia a
presentarse.

El sistema de organización propuesto en el plan de contingencias y las

acciones de respuesta a ejecutar a fin de superar con éxito toda situación de
riesgo, ha considerado las disposiciones de defensa civil y la reglamentación
vigente.

El periodo de recuperación total según el análisis económico realizado es

de 6 años cuando el 50% de la inversión es financiada.

Venezuela tiene una excelente oportunidad de convertirse en abastecedor

de gas de varios países del hemisferio, ya sea por tubería o en forma de LNG,
pero es necesario promover el desarrollo acelerado del sector, con una importante
participación del sector privado nacional e internacional. Para resolver el escollo
geopolítico se organizó la Reunión Hemisférica de Ministros de Energía, cuya III
Reunión se realizó en Caracas en enero de 1998, donde se firmó la Declaración
de Caracas.
 RECOMENDACIONES

 La empresa debería suscribir un convenio con el Cuerpo de Bomberos de la

ciudad de Guasdualito, con la finalidad de dar entrenamiento al personal
para hacer frente a las contingencias en casos de incendios, derrames o
sismos.
 Realizar el monitoreo de los parámetros ambientales propuesto en el plan
de manejo ambiental, que permitirá verificar que los posibles contaminantes
se encuentren dentro de los límites permisibles.
 Se deberá construir e instalar el sistema contra incendios descrito en el
capítulo de Estudio de Riesgos.
 Realizar un mantenimiento periódico de todas las instalaciones con la
finalidad de que se encuentre en buen estado de operatividad ante
cualquier emergencia, como se indica en el cuadro Nº 9.
 Promover y difundir el plan de contingencias desarrollando reuniones con el
personal de la empresa, así mismo simulacros de incendio, a fin de que se
conozca la organización y las acciones de respuesta en caso de producir
una emergencia. Es necesario recalcar que los simulacros de emergencia
deberán hacerse sin la presencia del fuego.
 Se recomienda financiar el proyecto en su integridad.
 BIBLIOGRAFÍA

SAPAG CHAIN, Nassir y Reynaldo SAPAG CHAIN. Preparación Y Evaluación De

Proyectos. 2ª Edición. Bogotá, Editorial Mc Graw Hill Latinoamericana S.A.
1989, 390 páginas.

ANDRADE Simón y Fernando CARVAJAL. Evaluación Empresarial. 1ª Edición.

Lima, Editorial Lucero. 1994, 298 páginas.

Oil and gas Journal, 1998, vol 96, nº 23

RODRÍGUEZ MACEDO, Mario. Diseño de Instalaciones Eléctricas en

Residencias. Lima, WH Editores. 1989. 180 páginas.

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS. Decreto Supremo 27-94-EM. Reglamento

de Seguridad para instalaciones y Transportes de Gas Licuado de Petróleo.
Lima, 1994.

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS. Decreto Supremo 01-94-EM, Reglamento

para la comercialización de Gas Licuado de Petróleo. Lima, 1994.

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS. Guía Para La Elaboración De Estudios De

Impacto Ambiental, Dirección general de Asuntos ambientales del Ministerio
de Energía y Minas.

GRUPO S10. Costos Para la Industria de la Construcción, 64ava Edición. Lima,

2002, 118 páginas.

WEITZENFELD, Henyk. Evaluación del Impacto en el ambiente y la Salud, 2º

Edición. México, Organización Mundial de la Salud. 1996, 279 páginas.
Fuentes:

http://es.wikipedia.org/wiki/Municipio_P%C3%A1ez_(Apure,_Venezuela)

http://paez-apure.gob.ve/