Gas Natural Licuado

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS

METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL LICUADO (GNL)

Trabajo Especial de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARIUN EN INGENIERIA DE GAS Autor: Ing. Enderson Enrique García Piñero

Tutor: Ing. Jorge Barrientos, MSc.

Maracaibo, Junio del 2005

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APROBACION

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: “METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL LICUADO (GNL)”, que el ingeniero Enderson Enrique García Piñero, C.I. 8.508.101 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería, en cumplimiento del Artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS.

________________________ Coordinador del Jurado Ing. Jorge Barrientos

C.I. 3.509.055

______________________ _______________________ Ing Hugo Molero Ing Orlando Zambrano C.I. :3.772.108 C.I. :7.548.612 ______________________________

Director de la División de Postgrado Ing. Carlos Rincón

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GARCIA P., Enderson E. “METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL LICUADO (GNL)”.(2005) Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, División de Postgrado, Maracaibo, Tutor: Msc. Ing. Jorge Barrientos

RESUMEN En la actualidad existe una gran diversidad de procesos disponibles para la producción de Gas Natural licuado, cada uno con sus ventajas, desventajas, eficiencias y economías asociadas. El gran número de opciones existentes exigen el establecimiento de un procedimiento técnico-económico que permita la selección óptima del tipo de proceso o tecnología a utilizar a la hora desarrollar o analizar un proyecto de Licuefacción de Gas Natural. Adicionalmente Venezuela se dispone a ingresar al negocio mundial del gas natural licuado, mediante la ejecución del proyecto “Gran Mariscal”, antiguo proyecto “Cristóbal Colón”, a desarrollarse en la península de Paría del Estado Sucre. En la actualidad existe muy poca experiencia técnica y operacional en el país en el área de licuefacción de gas natural. El objetivo de este trabajo es establecer un procedimiento técnico-económico que conduzca a la selección del proceso más apropiado para la producción de GNL. Para ello se hará una compilación de los procesos más comunes utilizados y los de más reciente desarrollo para la producción de GNL. Se estudiará la influencia de los parámetros de calidad requeridos por los clientes, y su ubicación geográfica, la Influencia del entorno, sobre la selección del tipo de proceso. Se seleccionarán los parámetros técnicos y económicos a considerar como base de comparación entre los procesos. Se realizarán las simulaciones básicas de los principales tipos de procesos para producción de GNL. Finalmente se aplicará la metodología diseñada para la selección de un proceso de producción de GNL al gas natural contemplado para el proyecto “Gran Mariscal” en el Estado Sucre- Venezuela. Palabras Clave: GNL, Gas Natural Licuado, Licuefacción, LNG, APCI, Cascada, Refrigerante Mixto, Gran Mariscal E-mail: [email protected]

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GARCIA P., Enderson E. “LIQUEFIED NATURAL GAS (LNG) METHODOLOGY FOR PROCESS SELECTION)”.(2005) Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, División de Postgrado, Maracaibo, Tutor: Msc. Ing. Jorge Barrientos

ABSTRACT At the present time a great diversity of available processes exists for the production of Liquefied Natural Gas, each one with its advantages, disadvantages, efficiencies and associate economies. The great number of existent options demands the establishment of a technical-economic procedure that allows the good selection of the process type or technology to use at the moment to develop or to analyze a project of Liquefaction of Natural Gas. Additionally Venezuela prepares to enter to the world business of the liquefied natural gas, by means of the execution of the project "Gran Mariscal", old project "Cristobal Colón", to be developed in the North of Paria Sucre State. At the present time very little technical and operational experience exists in the country in the area of liquefied natural gas. The objective of this work is to establish a technical and economic procedure that leads to the selection of the most appropriate process for the production of LNG. For it will be made it a compilation of the more common processes used and the more recent development for the production of LNG. The influence of the quality parameters required by the clients, geographical location, Influence of the environment, will be studied on the selection of the process type. The technical and economic parameters will be selected to consider like comparison base among the processes. They will be carried out basic simulations of the main types of processes for production of LNG. Finally the methodology will be applied for the selection of a production process from LNG to the natural gas contemplated for the project "Gran Mariscal" in the Sucre State - Venezuela. Words Key: LNG, Liquefied Gas Natural, Liquefaction, LNG, APCI, Cascade, Mixed Refrigerant, Gran Mariscal E-mail: [email protected]

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DEDICATORIA

A quienes son la razón de ser de mi existencia, la fuerza impulsora para alcanzar cada

meta, y la continuación de mi vida, ningún logro en esta vida tiene sentido sin Uds.

A mis amados y hermosos Hijos, que Dios los bendiga siempre,…

Ender José y Diego Andrés

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AGRADECIMIENTOS

A mis hermosos Padres por toda la enseñanza que me han dado en la vida, y que me permitió llegar hasta acá. A mi bella Esposa, quien con sus palabras de optimismo y estimulo me animó para continuar y alcanzar esta meta. Al profesor Jorge Barrientos por toda su enseñanza y apoyo, durante la elaboración de este trabajo, y durante toda la carrera. A todas las personas que de alguna u otra manera colaboraron de manera conciente o no, en la obtención de esta meta. A todo el que se sienta parte de esto,…

Mil gracias,….

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TABLA DE CONTENIDO Página RESUMEN………………………………………………………………… ABSTRACT………………………………………………………………... DEDICATORIA……………………………………………………………. AGRADECIMIENTO……………………………………………………… TABLA DE CONTENIDO………………………………………………… LISTA DE TABLAS............................................................................. LISTA DE FIGURAS........................................................................... LISTA DE SIMBOLOS....................................................................... GLOSARIO………………………………………………………………... CAPÍTULO I FUNDAMENTOS TEÓRICOS……………….……………... GAS NATURAL LICUADO DEFINICIÓN………………... VENTAJAS DEL USO DEL GNL………...……………… PROPIEDADES DEL GAS NATURAL LICUADO….…... HISTORIA DEL GAS NATURAL LICUADO…………….. GAS NATURAL LICUADO EN VENEZUELA…………… TIPOS DE PLANTAS DE LICUEFACCIÓN DE GAS….. LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL…………………. PREPARACIÓN DE LA ALIMENTACIÓN………………. TIPOS DE PROCESOS (CICLOS) PARA LICUEFACCIÓN DE GAS.……………………………...… ALMACENAMIENTO…………………………………….... TERMINALES DE GNL……………………………………. TRANSPORTE DE GNL…………………………………... COSTOS DEL GNL………………………………………... II MARCO METODOLÓGICO…………...….………………….. INTRODUCCION………………………………………….. INFLUENCIA DE LOS PARÁMETROS DE CALIDAD REQUERIDOS POR LOS CLIENTES……………...…... UBICACIÓN GEOGRAFICA……………………………... SELECCIÓN DE PARÁMETROS TÉCNICOS COMO BASE DE COMPARACIÓN ENTRE LOS PROCESOS. SELECCIÓN BASADA EN LA CAPACIDAD…………… SELECCIÓN DE PARÁMETROS ECONÓMICOS……. SIMULACIÓN BÁSICA DE LOS PRINCIPALES TIPOS DE PROCESOS PARA PRODUCCIÓN DE GNL…………………………………………………………. MODELO PARA LA SELECCION DE LOS PROCESOS DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL.

3 4 5 6 7 9 10 13 15

23 23 24 25 26 32 35 36 37

45 71 84 89 94

99 99

99 101

101 103 105

108

110

8

Página CAPÍTULO III EXPRESIÓN Y ANALISIS DE RESULTADOS………........ APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA AL PROYECTO “GRAN MARISCAL”…………….……….. ANALISIS DE LOS RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA AL PROYECTO “GRAN MARISCAL”………….………….. IV CONCLUSIONES………………….…………………………. V RECOMENDACIONES………………………………….…… REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS……………………………….…… . ANEXOS……………………………………………………………………

111

111

112

113 115

116

120

9

LISTA DE TABLAS

TABLA DESCRIPCION PAG

1 Composiciones típicas del Gas Natural 23

2 Composiciones típicas del Gas Natural licuado 24

3 Comparación de la producción de contaminantes

ambientales debido al uso de combustibles de origen

fósil

25

4 Componentes típicos de las corrientes industriales de

productos

25

5 Comparación de las propiedades del GNL y el metano

puro.

26

6 Facilidades de licuefacción de gas natural existentes 29

7 Facilidades de licuefacción de gas natural en

construcción

30

8 Facilidades de licuefacción de gas natural planificadas 31

9 Cronograma de ejecución Proyecto Plataforma Deltana 33

10 Cronograma de ejecución Proyecto Gran Mariscal 34

11 Composición típica de refrigerante 64

12 Composición típica del refrigerante. Ciclo de refrigerante

Mixto

65

13 Distribución de la capacidad de cargueros de GNL

operativos

90

14 Distribución de la capacidad de cargueros de GNL en

construcción

90

15 Especificaciones Típicas de GNL 100

16 Composición típica de un Gas Natural 108

17 Tabla Nº 17. Potencia específica para diferentes tipos

de procesos de producción de GNL

109

10

LISTA DE FIGURAS

FIGURA DESCRIPCION PAG 1 Comparación costos de transporte del gas 24

2 Reservas probadas de gas natural en trillones de pies

cúbicos

32

3 Ubicación de los proyectos Plataforma Deltana y Gran

Mariscal

34

4 Diagrama de bloques sistema integrado de producción

de GNL

36

5 Sistema de deshidratación con tamiz molecular típico 38

6 Sistema de endulzamiento con amina típico 40

7 Sistema combinado de endulzamiento y deshidratación

con tamices moleculares

42

8 Sistema de cuatro torres de tamiz molecular para

deshidratación de tamiz molecular y remoción de CO2

adaptada para un ciclo de licuefacción con expansor

43

9 Flujo a través de una válvula de expansión de efecto

Joule-Thomson aislada. Los cambios en energía cinética

y potencial se asumen despreciables

45

10 Representación de la expansión isentálpica de un gas

real

46

11 Sistema de licuefacción de gas mediante el efecto Joule-

Thomson

48

12a Expansión de una porción de la corriente enfriada 49

12.b Diagrama T- HΔ para el ciclo de expansión 49

12.c Disminución del trabajo perdido por efecto de la

expansión

49

13.a Refrigeración externa (preenfriado) de la corriente

enfriada

50

13.b Diagrama T- HΔ para la refrigeración externa

50

11

FIGURA DESCRIPCION PAG 14 Esquema del funcionamiento del Sistema Linde de

presión dual

51

15 Representación en diagrama sT − el funcionamiento del

sistema Linde de presión dual

52

16 Esquema típico de un ciclo de cascada 54

17 Esquema simplificado de un ciclo de cascada 56

18 Esquema simplificado de un ciclo de Claude (ciclo

expansor)

58

19 Esquema simplificado de un ciclo de Kapitza 61

20 Esquema simplificado de un ciclo de Refrigerante Mixto 63

21 Comparación curva de enfriamiento del gas natural para

los ciclos de refrigeración normal (18.a) y refrigerante

mixto (18.b)

64

22 Esquema simplificado de un ciclo de modificado de

Refrigerante Mixto, Ciclo TEAL

66


Refrigerante Mixto, Ciclo Apci

67

23.a Proceso Apci de preenfriamiento con propano y mezcla

de refrigerantes

68


Refrigerante Mixto, Ciclo Pritchard

70

25 Esquema simplificado de un tanque de contención

simple

72

26 Detalle interno de un tanque de doble contención. 73

27 Esquema simplificado de un tanque de tipo membrana 75

28 Tipos de Almacenamiento subterráneo 76

29 Volumen de trabajo instalado en el mundo 77

30 Esquema general de un Acuífero para almacenamiento

de Gas

79

31 Esquema general de una caverna de sal para

almacenamiento de Gas

82

12

FIGURA DESCRIPCION PAG 32 Esquema general de facilidad de almacenamiento en

roca recubierta

83

33 Diagrama simplificado de flujo de procesos de un

terminal de recibo

84

34 Diagrama general de un carguero de GNL del tipo

Kvaerner-Moss

91

35 Diagrama general de un carguero de GNL del tipo

Membrana

92

36 Corte sección de un banquero tipo prisma o piramidal 93

37 Costo de la cadena de GNL 94

38 Reducción de costos de GNL por efectos del aprendizaje 95

39 Reducción de costos de transporte de GNL 96

40 Disminución global de costos de GNL 96

41 Modelo de costo de la cadena del GNL 97

42 Evolución de la capacidad por tren en el tiempo 103

43 Selección de procesos de licuefacción de gas natural en

función de la capacidad de producción.

104

44 Costo específico vs. Capacidad de producción de GNL 107

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LISTA DE SIMBOLOS AGA American Gas Association aMDEA Metildietanolamina Activada BTU Unidad Térmica Británica (British Termal Unit) BTU/hr pie2 BTU por hora por pie cuadrado BTU/pie3 BTU por pie cúbico C2+ Etano y componentes más pesados C3+ Propano y componentes más pesados CO Monóxido de carbono CO2 Dióxido de carbono C1, C2 Metano, etano, etc. iC4. iC5 Isómeros (isobutano, isopentano) DEA Dietanolaniina ∆t Diferencial de temperatura, °F DIPA Diisopropanolamina ºF Grados Fahrenheit GNL Gas natural licuado gpm Galones por minuto GPSA Gas Processors Suppliers Association Hc Hidrocarburos Kcal Kilocalorías Kcal/hr Kilocaloría por hora Kcal/m3 Kilocalorías por metro cúbico Kg Kilogramo Kg/hr Kilogramos por hora K Constante de equilibrio de los hidrocarburos Kpa Kilo Pascal KW Kilovatios IFP Instituto Francés del Petróleo lbs Libras lbs/gal Libras por galón lbs/min Libras por minuto lbs mol/min Libras mol por minuto

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lbs/pie Libras por pie cúbico LNG Siglas en Ingles de Gas natural licuado (Liquified Natural Gas) LPG Siglas en Ingles de Gas de licuado de petróleo (Liquified Petroleum Gas) lpcm Libras por pulgada cuadrada manométrico lpca Libras por pulgada cuadrada absoluta lts Litros lts/min Litros por minuto MDEA Metildietanolamina MEA Monoetanolamina MMTMA Millones de toneladas métricas por año MMPCED Millones de pies cúbicos estándar (a condiciones estándar) por día P Presión, lpca Pc Presión crítica PDVSA Petróleos de Venezuela, S.A. pH Grado de acidez ppm Partes por millón T Temperatura del gas de entrada TM Tonelada métrica Tprom Temperatura promedio, °F Ucarsol Solvente de Union Carbide ® US$ Dólares de Estados Unidos

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GLOSARIO % en Peso: Es una medida de concentración que relaciona la masa de soluto por cada 100 unidades de masa de solución. Absorbedor: Una torre o columna que provee contacto entre el gas natural a ser procesado y un líquido solvente. Absorbente: Una sustancia sólida utilizada para remover componentes del gas natural a ser procesado. Absorción de gases: Es la operación en la cual uno o más componentes en la fase gaseosa se transfieren (se absorben en) a un solvente líquido. Adsorción de Gases: Es el proceso que se da cuando algún componente del gas es retenido en la superficie de un sólido poroso por medio de fuerzas superficiales. Adsorción: El proceso mediante el cual se adsorben componentes gaseosos en un sólido debido a su atracción molecular con la superficie sólida. Agrio: Los líquidos y gases se dicen que son “agrios” si ellos contienen sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, y/o mercaptanos por encima de un nivel especificado. También es utilizado para referirse a la corriente de alimentación a una unidad de endulzamiento. Aminas: Compuestos orgánicos derivados del amoniaco por sustitución de uno o más de sus hidrógenos por radicales orgánicos. Utilizados en solución acuosa para remover, mediante reacción química reversible, sulfuro de hidrógeno y/o dióxido de carbono de corrientes de hidrocarburos gaseosos o líquidas.. Reciben su nombre de acuerdo a la cantidad de radicales sustituidos y el tipo de radical involucrado. Aminas (alcalonaminas): Uno de los diversos componentes líquidos que contienen el grupo amino (nitrógeno), generalmente utilizados en solución acuosa para remover, mediante reacción química reversible, sulfuro de hidrógeno y/o dióxido de carbono de corrientes de hidrocarburos gaseosos o líquidas. Azufre: Elemento químico no-metálico. En su estado elemental, existe tanto en la forma cristalina como en la amorfa. En muchas corrientes de gas, el azufre puede encontrarse como compuestos volátiles de azufre, tal como el sulfuro de hidrógeno, óxidos de azufre, mercaptanos, y sulfuros de carbonilo. La reducción de estos componentes gaseosos de azufre es siempre necesario para el control de la corrosión y por razones de seguridad y de salud.

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Barril: Unidad inglesa común de medida de volúmenes de líquidos, la cual en la industria petrolera, es igual a 42 galones (US) para el petróleo o productos líquidos del gas natural medidos a 60 ºF y a la presión de vapor de equilibrio. Un barril es igual a 0.159 metros cúbicos o 6.29 barriles por metro cúbico Butano +: Mezcla de hidrocarburos parafínicos compuesta por butanos (¡so y normal ) y más pesados ( pentanos, hexanos, etc. ) Compresión: Es el proceso mediante el cual se aumenta la presión de un gas. Condensación retrograda (vaporización): Condensación o vaporización que es reversa al comportamiento esperado. Condensación causada por un descenso en la presión o un incremento en la temperatura. Vaporización causada mediante un incremento en la presión o un descenso en la temperatura. Condensado estabilizado: Condensado que ha sido estabilizado a una presión de vapor definida en un sistema de fraccionamiento. Condensado: El líquido formado por la condensación de un vapor o gas, específicamente, el hidrocarburo líquido separado de un gas natural debido a cambios en la temperatura y la presión cuando el gas del yacimiento fue enviado a los separadores de superficie. En un sistema de vapor puede ser el agua que es condensada y retornada a las calderas. Constante de Gas (R): La constante multiplicadora en la ley del gas ideal. Numéricamente R=PV/T, donde V es el volumen de un mol de gas ideal a una temperatura y presión dada. Cricondentérmico: La temperatura más alta a la cual las fases líquidas y vapor pueden existir en equilibrio en un sistema multicomponente. Criconderbárico: La presión más alta a la cual las fases líquidas y vapor pueden existir en equilibrio en un sistema multicomponente. Criogénico: Referente a temperaturas extremadamente bajas. Cromatografía: Es una técnica para separar una mezcla en componentes individuales mediante adsorción y desorción repetida, sobre un lecho sólido confinado. Se utiliza para el análisis de gas natural. Densidad crítica: Es la densidad de una sustancia a su temperatura y presión crítica. Deshidratación: Es la acción o proceso de remover el agua de un gas o líquido. Desmetanizadora: Es una columna de fraccionamiento diseñada para separar metano ( y componentes más volátiles si están presentes) de una mezcla de hidrocarburos.

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Destilación: Es el proceso de separación de materiales mediante el calentamiento sucesivo para vaporizar una porción y luego enfriarla para licuar parte del vapor. Los materiales a ser separados deben diferir en su punto de ebullición y/o en su volatilidad relativa. Desulfuración: Es un proceso en el cual el azufre y compuestos de azufre se remueven de las mezclas de hidrocarburos líquidos o gaseosos. Diagrama de Flujo de Proceso: Es un diagrama que muestra las operaciones unitarias de un proceso y su filosofía de control. Consiste en una representación simbólica de los elementos esenciales del proceso. En él se incluye un resumen de las condiciones de operación y el balance de masa y energía del proceso. Desecante: Es una sustancia utilizada en un deshidratador para remover el agua y la humedad. También se llama de la misma manera al material utilizado para remover la humedad del aire. Efecto Joule-Thomson: El cambio en la temperatura del gas el cual ocurre cuando el gas se expande a entalpía constante desde una lata presión a una presión más baja. El efecto de para la mayoría de los gases a presión normal, excepto para el hidrógeno y el helio, es un enfriamiento del gas. Endulzamiento: Es el proceso donde se eliminan los componentes ácidos del gas natural como el CO y el H Existen diversos métodos aunque el más utilizado es el de absorción con solventes químicos (aminas). Estabilizadora: Columna de fraccionamiento diseñada para reducir la presión de vapor de una corriente líquida. Etano+: Mezcla de hidrocarburos parafínicos compuesta por etano y más pesados (propano, butanos, etc.) Expansión adiabática: La expansión de un gas, vapor o corriente líquida desde una presión más alta a una presión más baja en la cual no hay transferencia de calor entre el gas, vapor o líquido con los alrededores. Expansión: Es el proceso mediante el cual se disminuye la presión del gas. Extracción de Líquidos: Es la separación de los componentes más pesados del gas natural en forma de líquidos. Esto puede hacerse por fraccionamiento y/o por expansiones y separaciones sucesivas. Extracción: Es el proceso mediante el cual se transfieren uno o mas componentes de una fase líquida a otra mediante una virtual diferencia de solubilidades en los dos líquidos. También es utilizada para indicar la remoción de uno o más constituyentes de una corriente.

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Factor de compresibilidad: Es un factor, usualmente expresado como “Z”, el cual expresa la relación del volumen actual de gas a una temperatura y presión y el volumen de gas calculado mediante la ley de gas ideal. Filtros coalescedores: Son equipos utilizados para retirar de un gas las pequeñas gotitas de líquido suspendidas en él. Esto se logra haciendo pasar el gas por medio de especie de laberintos que causan que las gotitas se unan y caigan al fondo del equipo para luego drenar el líquido. Fraccionamiento: Generalmente utilizado para describir la separación de una mezcla de hidrocarburos en sus productos individuales basados en la diferencias de puntos de ebullición y/o volatilidades relativas. Gas pobre: (1) Es el gas residual remanente después de recobrar los líquidos del gas natural en una planta de procesamiento de gas (2) Gas no procesado que contiene una cantidad muy pequeña o no contiene líquidos del gas natural recobrables. Gas ácido: El sulfuro de hidrógeno y/o Dióxido de carbono contenido en, o que se extrae de, un gas u otras corrientes. Gas agrio: Gas que contiene cantidades indeseables de sulfuro de hidrógeno, mercaptanos, y/o dióxido de carbono. También, se utiliza para referirse a la corriente de alimentación de una unidad de endulzamiento. Gas asociado: Hidrocarburos gaseosos presentes como una fase de gas libre bajo las condiciones originales de presión y temperatura de un yacimiento de crudo. Gas crudo: Gas no procesado, o el gas de entrada de una planta de procesamiento de gas. Gas dulce: Gas el cual no posee más de las cantidades de azufre y/o CO2 definidas por (1) Las especificaciones de gas de ventas de una planta, (2) La definición de un cuerpo legal. También se denomina de esa manera al gas tratado que sale de una unidad de amina. Gas en solución: Gas originado por la fase líquida en un yacimiento de crudo. Gas húmedo: (1): Un gas que contiene agua, u otro gas que no ha sido deshidratado. (2) Un término sinónimo de gas rico. Gas Natural: Forma gaseosa del petróleo. Consiste predominantemente de una mezcla de gases hidrocarburos. El componente más común es el metano. Gas Residual o Combustible: Se le llama así al gas que contiene básicamente metano, el cual no es útil para el proceso pero se utiliza como combustible para muchos de los equipos generadores de calor. Gas rico: Gas de alimentación a una planta de recobro de líquidos.

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Gas seco: (1) Gas en el cual el contenido de agua ha sido reducido mediante un proceso de deshidratación. (2) Un gas que contiene poca o ningún hidrocarburo comercialmente recobrable como producto líquido. El gas en esta segunda definición preferiblemente podría ser llamado “Gas pobre”. Gasolina natural: Un a mezcla de hidrocarburos, mayoritariamente pentanos y más pesados, extraídos del gas natural, la cual cumple con la presión de vapor, punto final, y otras especificaciones para la gasolina natural tal como lo adoptó la GPA (GPA Standard 3132). GLP (Gas licuado de Petróleo): Predominantemente propano o butano, bien sea separados o mezclados, el cual se mantiene en estado líquido mediante presión en un recipiente despacio confinado. Siglas en Ingles LPG (Liquiefied petroleum gas). GNL (Gas natural licuado): La porción liviana del gas natural, predominantemente metano, la cual ha sido licuada. Siglas en Inglés LNG (Liquiefied Natural Gas) gpm/GPM: (1) gpm (galones por minuto: Es el término para describir la velocidad de flujo de un fluido en galones por minuto. (2) GPM Preferiblemente Gal/Mpc (galones por miles de pies cúbicos): Este término se refiere al contenido en el gas natural de componentes los cuales son recobrables o recobrados como productos líquidos. Gravedad específica: La relación de la masa de un dado volumen de una sustancia respecto a otra de igual volumen usada como estándar. A menos que se indique lo contrario, el aire se utiliza como estándar para los gases y el agua para los líquidos, con los volúmenes medidos a 60 ºF y presión atmosférica estándar. Hidrato: Un material sólido resultante de la combinación de un hidrocarburo con agua bajo presión. Hidrocarburos Livianos: Se les llama livianos a aquellos componentes hidrocarburos de bajo peso molecular como el metano y el etano. Hidrocarburos Pesados: Se les llama pesados a aquellos componentes hidrocarburos de alto peso molecular como el propano, butanos, etc. LGN (Líquidos del gas natural): Líquidos del gas natural que se licuan en la superficie de las facilidades de campo o en plantas de procesamiento de gas. Los líquidos del gas natural incluyen etano, propano, butanos y gasolina natural. MDEA: Metildietanolamina. Mercaptanos: Cualquiera de la serie de compuestos homólogos de la fórmula general RSH. Todos los mercaptanos poseen un olor desagradable. MMPC: Abreviación de un millón de pies cúbicos de gas. MPC: Abreviación de un mil pies cúbicos de gas. .

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Olefinas: Familia de hidrocarburos no saturados, químicamente activos con un enlace doble carbono-carbono. Parafinas: Familia de hidrocarburos alifáticos saturados. Partes por Millón (ppm): Unidad de concentración que se utiliza en casos de dilución extrema. Puede ser expresada en masa-masa, masa-volumen o volumen-volumen. Para efectos de este trabajo se utiliza el ppm volumen-volumen, es decir, un pié cúbico por cada millón de pies cúbicos. Peak shaving: El uso de combustibles no-convencionales, como suplemento del suministro normal de la tubería de gas durante períodos de extremadamente alta demanda.. Pentano+: Mezcla de hidrocarburos parafínicos compuesta por pentanos (iso y normal) y más pesados ( hexano, heptano, etc.). Pies cúbicos estándar: Volumen de gas a presión y temperatura estándar. Planta criogénica: Es una planta de procesamiento de gas la cual es capaz de producir productos líquidos del gas natural, incluyendo el etano, a una temperatura de operación muy baja, usualmente por debajo de – 50 ºF. Planta de procesamiento de Gas: Un planta la cual procesa gas natural para el recobro de los líquidos del gas y algunas veces otras sustancias con el azufre. Platos: Bandejas de diferentes tipos que se colocan a lo largo de las torres, en las cuales se da el contacto gas-líquido necesario para el proceso que se lleva a cabo (absorción, fraccionamiento, etc.). Cada uno de ellos representa una etapa de equilibrio del proceso. Poder calorífico (Calor de combustión): La cantidad de calor obtenida mediante la combustión completa de una unidad de material. El bruto, o alto, poder calorífico es la cantidad de calor obtenido cuando el agua producida en la combustión se condensa. El neto, o bajo, poder calorífico es la cantidad de calor obtenido cuando el agua producida en la combustión no se condensa. Presión crítica: La presión de vapor de una sustancia a su temperatura crítica. Presión de convergencia: Es la presión a una temperatura dada para un sistema de hidrocarburos de composición conocida a la cual los valores de la constante de equilibrio líquido-vapor “K” de los diferentes componentes en el sistema se hacen, o tienden a la unidad. La presión de convergencia se utiliza para ajustar los valores de la constante de equilibrio “K” para el sistema particular bajo consideración. Presión de vapor (Presión de vapor verdadera): La presión de vapor alcanzada mediante el equilibrio líquido vapor cuando es confinado en aparato de prueba precisamente evacuado.

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Presión de vapor Reid (RVP): La presión de vapor de un material medida mediante el método y aparato Reid tal como se detalla en el procedimiento ASTM D-323. Procesamiento de Gas: La separación de constituyentes del gas natural para el propósito de hacerlos productos comerciables y también para el tratamiento el tratamiento del gas de residuo para que cumpla con las especificaciones requeridas. Proceso Claus: Un proceso para convertir el sulfuro de hidrógeno un azufre elemental mediante oxidación selectiva. Producto desmetanizado: Es un producto en el cual esencialmente todo el metano y los materiales mas livianos han sido removidos. Propano+: Mezcla de hidrocarburos parafínicos compuesta por propano y compuestos más pesados (butanos, pentanos, etc.) Punto de burbuja: la temperatura a una presión específica en la cual aparece la primera forma estable de vapor en el líquido. Punto de Rocío: Es la temperatura a una presión dada, o la presión a cualquier temperatura dada, a la cual un líquido inicialmente condensa desde un gas o vapor. Es específicamente aplicada a la temperatura a la cual el vapor de agua comienza a condensar de un mezcla gaseosa (punto de rocío de agua), o a la cual los hidrocarburos comienzan a condensar (punto de rocío de hidrocarburos) Recobro de vapor: Equipo proceso para el recobro de componentes deseados de los vapores de un tanque de almacenamiento o de vapores de alguna otra fuente. Recobro: Aquel porcentaje o fracción de un componente dado en la alimentación de la planta el cual es recuperado como producto en la planta. Relación crudo-gas: Es la relación de gas a hidrocarburos líquidos producidos en un pozo. Esto puede ser expresado como pies cúbicos estándar de gas por barril de líquido almacenado en tanque. Relación de compresión: Es la relación entre la presión de descarga de un compresor y la presión absoluta de succión. También se aplica para un cilindro de un compresor reciprocante y uno o más etapas de un compresor rotativo. Separador Trifásico: Es un equipo diseñado para separar de una corriente de alimentación, una fase gaseosa y dos líquidas de diferentes densidades. Sistema de recolección: La red de tuberías en la cual se transporta gas de los pozos a las plantas de procesamiento y otros equipos de separación. Tamiz Molecular: Es un material sólido compuesto por silicato de calcio, aluminio o sodio (zeolita ), el cual se utiliza para proceso de

22

Temperatura crítica: Para un componente puro, es la máxima temperatura a la cual un componente puede existir como líquido Turbina de expansión: Es un dispositivo el cual convierte parte de la energía contenida en una corriente de gas o líquido en trabajo mecánico, mediante la expansión del gas o líquido a través de una turbina de la cual se extrae trabajo. Ucarsol: Nombre que recibe una amina patentada utilizada en procesos de absorción de gases. Está compuesta mayormente por MDEA.

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CAPITULO I

FUNDAMENTOS TEÓRICOS GAS NATURAL LICUADO DEFINICION

El Gas Natural Licuado (GNL), es término común que se utiliza para designar al

gas natural en estado líquido. El término gas natural se refiere a la mezcla de

hidrocarburos en estado gaseoso compuesto principalmente por metano, y pequeñas

cantidades de otros componentes como etano, propano, etc.

Montañas

rocosas (CAN)

Oklahoma (USA)

Golfo de Texas (USA)

Golfo de México (MEX)

Occidente (VEN)

Oriente libre

(VEN)

Costa Afuera libre

(VEN) N2 0.12 2.16 0.63 0.22 0.50 0.10 0.10

H2S 0.00 0.00 0.00 1.33 0.00 0.00 0.00 CO2 1.58 0.34 0.18 4.00 4.40 12.50 0.20 C1 86.75 81.54 88.88 88.15 73.10 76.90 90.50 C2 7.75 8.48 5.74 4.51 11.00 5.80 5.00 C3 2.38 4.63 2.49 1.18 6.00 2.50 2.20 iC4 0.45 0.50 0.73 0.26 1.10 0.50 0.40 nC4 0.43 1.42 0.62 0.20 1.90 0.60 0.70 iC5 0.18 0.27 0.14 0.05 0.60 0.30 0.30 nC5 0.14 0.37 0.09 0.02 0.50 0.20 0.20 C6+ 0.24 0.32 0.34 0.08 0.90 0.60 0.40 Total 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Tabla Nº 1. Composiciones típicas del Gas Natural (1),(2)

El GNL se produce básicamente a través del enfriamiento del gas natural hasta

temperaturas de aproximadamente -260 ºF a la presión atmosférica. Previamente al

proceso de licuefacción, algunos compuestos como el oxígeno, dióxido de carbono,

compuestos de azufre, agua y otras impurezas se remueven de la corriente de gas. En

la siguiente tabla se pueden observar algunas composiciones típicas del GNL.

24

Alaska

% mol

Argelia

% mol

Baltimore gas & electric

% mol

New Cork city

% mol

San Diego gas & electric

% mol N2 0.20 0.71 1.01 0.10 1.00 C1 99.72 86.98 93.32 98.00 92.00 C2 0.06 9.35 4.65 1.40 6.00 C3 0.0005 2.33 0.84 0.40 1.00 C4 0.0005 0.63 0.18 0.10 0.00

Tabla Nº 2. Composiciones típicas del Gas Natural licuado (3)

VENTAJAS DEL USO DEL GNL

Uno de los grandes incentivos para el uso del gas natural, es como mecanismo de

diversificación de las fuentes de energía, de manera de tener mayor estabilidad en

cuanto a precios y suministro que los del volátil mercado petrolero mundial.

La otra ventaja de licuar el gas natural es que el volumen del GNL es

aproximadamente 600 veces menor que su volumen en estado gaseoso a condiciones

estándar, esto representa una gran ventaja especialmente para su transporte y

almacenamiento (Fig. 1).

Fig. Nº 1. Comparación costos de transporte del gas (Institute of Gas Technology)

Otra ventaja en cuanto al uso del gas natural como combustible es desde el punto

de vista ambiental, ya que su uso como combustible produce menos residuos

contaminantes al ambiente que otras fuentes de energía de origen fósil.

25

Gas Natural Petróleo Carbón Dióxido de carbono 117000 164000 208000 Óxidos de Nitrógeno 92 448 457 Dióxido de azufre 0.6 1122 2591 Particulados 7.0 84 2744

Tabla Nº 3. Comparación de la producción de contaminantes ambientales debido al uso de combustibles de origen fósil (Lbs contaminante /Billón de BTU de energía) PROPIEDADES DEL GAS NATURAL LICUADO

Las propiedades del gas natural licuado se derivan de su composición, en la

siguiente tabla puede observarse los componentes que constituyen el GNL, y como

difiere el GNL de los otros productos comerciales derivados del procesamiento del gas

natural.

COMPONENTES CO2 H2S N2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+

Gas inerte

Gas ácido

GNL

Gas natural

GLP

Gasolina natural

LGN

Condensados (estabilizados)

Tabla Nº 4. Componentes típicos de las corrientes industriales de productos.

Dado que el GNL, esta compuesto en su mayoría de metano, las propiedades

del GNL se acercan mucho a las del metano puro. En la siguiente tabla se puede

comparar algunas propiedades físicas de ambos productos.

26

GNL Metano

Factor de compresibilidad (z) 0.998 0.999 Presión crítica (psia) 660.118 667.000

Temperatura crítica (ºF) -223 -117 Boiling Point (ºF) -259.00 -258.72

Gravedad específica 0.564 0.553 Peso Molecular 16.320 16.043

Densidad (lb/pie3) 26.50 23.65 Poder calorífico neto

(BTU/pie3) 909.7 909.4

Tabla Nº 5. Comparación de las propiedades del GNL y el metano puro.

HISTORIA DEL GAS NATURAL LICUADO

Entre las primeras compañías en reconocer el potencial de gas natural, fue la Ohio

Company que descubrió grandes depósitos de gas en las áreas remotas de Wyoming

en 1915. Ya en 1917, el método de licuefacción había sido probado y en 1920 ellos

abrieron el camino para el desarrollo de tuberías de transporte de gas natural para

suministrarles el gas a los consumidores.

En la 1920 Frank Phillips, fundador de Phillips Petroleum, reconoció la importancia

de gas natural como una fuente de derivados líquidos valiosos como el propano y

butano.

Basado en experimentos empezados en 1937, el primer proyecto de licuefacción

criogénico de gran alcance empezó en 1941 en Cleveland, Ohio. El primer transporte

marítimo de GNL fue en 1954 sobre una base experimental con los embarques desde

Louisiana hasta la Isla de Canvey (Reino Unido) donde el primer terminal de

importación GNL lo estableció la British Gas. La primera comercialización a gran escala

comenzó en 1964 cuando la British Gas inició sus importaciones a través de buques

desde Argelia.

Este primer proyecto de GNL era para 40 mil millones pies cúbicos por año con

contrato por un período de 15 años. Esto fue seguido por las asociaciones de Argelia y

Francia en 1965 y entre Alaska y Japón en 1969.

La primera evidencia de la aparición del GNL fue en los Estados Unidos cuando

Godfrey Cabot sometió una patente de una gabarra para transportar gas líquido en

1914. Sin embargo no hay evidencia que esta haya sido construida alguna vez, esto

27

prueba que para la época el concepto era técnicamente viable. La actividad de diseño

de embarcaciones comenzó cerca de 1954 con Británicos, Franceses y Americanos

trabajando en el diseño de transportadores de gas.

En 1961 Los Británicos firmaron un contrato por 15 años para tomar cerca de 1

Millón de toneladas por año (MMTMA) de Argelia, comenzando esta actividad en 1965.

La primera planta de licuefacción en el mundo fue comisionada en Arzew en Argelia

cuya alimentación era la producción de gas proveniente de las inmensas reservas de

gas encontradas en el Sahara. En los años siguientes los franceses firmaron un

acuerdo similar para comprar GNL desde Argelia.

La Planta Kenai de Alaska (la cual actualmente tiene una capacidad de 1.3

MMTMA) comenzó el envío de GNL hacia la Tokio Gas y la Tokio Electric Power

Company (tepco) de japón en 1969. En 1972, Brunei se convirtió en el primer productor

de Asia, construyendo una Planta de GNL Lumut que ahora tiene una capacidad de 6.5

MMTMA y suministra gas tanto a Corea como a Japón. La Planta Marsa el Brega de

Libia comenzó el suministro a España en 1970. A Italia también la suple Libia,

marcando la entrada de un nuevo productor y dos nuevos compradores dentro de la

clasificación del mercado del GNL.

Las importaciones a los Estados Unidos desde Argelia fueron aprobadas en 1972

con el compromiso de la Boston's Distrigas de comprar 50 MMPCED de la Planta

Skikda por un período de 20 años.

El primer involucramiento de la British Petroleum con el GNL vino a través del

proyecto de Abu Dhabi quienes fueron contratados para el suministro de 2.1 MMTMA a

la Tokio Electric en Japón, comenzando en 1977.

1979 fue testigo de la expiración del primer contrato de GNL, el contrato de 15

años entre Argelia y el Reino Unido llegó a su final. Los envíos desde Argelia

continuaron hasta los años 80 pero eventualmente terminaron. Durante 1979, el

mercado fue sacudido por disputas sobre los precios entre los compradores de los

Estados Unidos y Sonatrach los cual eventualmente resultó en la terminación de los

contratos, la paralización de 6 de los transportes de GNL (3 de los cuales fueron

desechados posteriormente) y el cese de actividades en dos de los 4 terminales

Norteamericanos.

Sin embargo, la demanda de GNL en Asia continuó incrementándose y Malasia

entró en el mercado del GNL en 1983 (el volumen contratado originalmente era de

28

6 MMTMA pero posteriormente se incrementó a 7.5 MMTMA), seguido por Australia en

1989 (similarmente con un volumen contratado de 6 MMTMA la cual ahora ha sido

incrementada a 7.5 MMTMA).

Qatar se convirtió en el segundo productor de GNL del medio Oriente con el

suministro de su primer cargamento de GNL de la Planta Qatargas en enero de 1997.

En tiempos más recientes varias Plantas han entrado en línea: Trinidad (3 MMTMA)

comenzó en Abril de 1999, la primera planta de licuefacción de la cuenca atlántica del

hemisferio occidental comenzó su producción en Trinidad. Este evento junto con el

aumento de la demanda (particularmente para la generación de electricidad) y de los

precios del gas natural en EE.UU., renovaron el interés por el GNL en el mercado

Estadounidense. Ras Laffan (6.6 MMTMA) en mayo de 1999; Nigeria (5.6 MMTMA) en

octubre de 1999. En Abril del 2000 Oman comenzó la producción con una Planta con

capacidad por diseño de 6.6 MMTMA enviando su primer cargamento hacia Corea.

El interés por el GNL en el mercado estadounidense tuvo como resultado al

reactivación dos terminales previamente cerrados. El terminal en “Elba Island” fue

reactivado en el 2001. En Octubre del 2002, La Comisión Federal Reguladora de

Energía (“FERC”) aprobó la reapertura de las instalaciones de GNL en “Cove Point”

para el año 2003.

En las tablas de la Nº 6 a la 8 Se presentan algunas de las instalaciones de

Licuefacción existentes, en construcción y planificadas alrededor del mundo.

29

Tabla Nº 6. FACILIDADES DE LICUEFACCION DE GAS NATURAL EXISTENTES (Feb. 2005)

Nº Ubicación Planta PropietarioProducción (MMton/año) Nº Trenes

Producción/Tren (MMTon/Año*Tren) Tipo de Proceso Año Arranque

1 Argelia Arzew GL-1Z Sonatrach 7,95 6 1,3 C3-RM 19772 Argelia Arzew GL-2Z Sonatrach 8,40 6 1,4 C3-RM 19813 Argelia Arzew GL-4Z (camel) Sonatrach 0,90 3 0,3 C3-RM 1964

4 Argelia Skikda GL-4Zm Fases 1 y 2 Sonatrach 4,70 6 0,8TEAL (T1, T2 y T3)

PRICO (T4, T5 y T6) 19725 Libia Marsa El Brega NOC (Sirte Oil Company) 2,30 3 0,8 C3-RM 1970

6 Nigeria Bonny Island T1&T2

Nigerian LNG Ltd (Nigerian National Petroleum Corporation, Shell,Total

LNG Nigeria Limited, ENI) 5,90 2 3,0 C3-RM 1999

7 Nigeria Bonny Island T3

Nigerian LNG Ltd (Nigerian National Petroleum Corporation, Shell Gas

BV, Cleag Limited (Elf) Agip International BV) 2,95 1 3,0 C3-RM 2002

8 Australia NWS Australian LNG

Northwest Shelf venture (woodside, Shell, BHP, BP, TexacoChevron,

Mitsubishi, Mitsui) 11,70 4 2,9 1989/20049 Brunei Lumut 1 Brunei LNG 7,20 5 1,4 C3-RM 1972

10 Indonesia Arun, Fase 1 PT Arun LNG 6,80 6 1,1 C3-RM 1978/83/8611 Indonesia Nbontang A-H (Kalimantan) PT Badak NGL 22,59 8 2,8 COP 1977/199912 Malasia Bintulu MLNG 1 Petronas, Shell, Mitsubishi 8,10 3 2,7 C3-RM 1983

13 Malasia Bintulu MLNG 2 (Dua) Petronas, Shell, Mitsubishi, Sarawak 7,80 3 2,6 C3-RM 1994

14 Malasia Bintulu MLNG 3 (Tiga)Petronas, Shell, Mitsubishi, Sarawak,

Nippon 6,80 2 3,4 C3-RM 200315 Oman OLNG (Qualhat) Oman LNG 6,60 2 3,3 C3-RM 200016 Qatar Qatargas 1 (T1-T3) Qatargas 8,30 3 2,8 C3-RM 199717 Qatar Rasgas 1 (Ras Laffan) Rasgas 6,60 2 3,3 C3-RM 199918 Qatar Rasgas 2 (Ras Laffan) T1 Rasgas 4,70 1 4,7 C3-RM 200419 Emiratos Arabes Unidos ADGAS (Das Island I & II) ADGAS 5,60 3 1,9 C3-RM 1997/199420 Estados Unidos de America Kenai Conoco-Phillips 1,50 1 1,5 COP 196921 Trinidad y Tobago Atlantic LNG Atlantic LNG 3,30 1 3,3 COP22 Trinidad y Tobago Atlantic LNG T2 y T3 Atlantic LNG 6,60 2 3,3 COP 1999/2003

147,29Fuente: "World LNG Map 2004 Edition" Petroleum Economist Limited en asociación con Qatargas, y actualizado con información de paginas web de los propietarios de las plantas

COP: Cascada Optimizado PhillipsC3-RM: Refrigerante Mixto Preenfriado con propanoRMD: Refrigerante mixto DualMFC: Mixed fluid cascadeAP-X ™: APCI C3-RM+N2

30

Tabla Nº 7. FACILIDADES DE LICUEFACCION DE GAS NATURAL EN CONSTRUCCION (Feb. 2005)

Nº Ubicación Planta PropietarioProducción (MMton/año) Nª Trenes

Producción/Tren (MMTon/Año*Tren) Tipo de Proceso Año Arranque

1 Egipto Damietta Segas (Union Fenosa, EGPC) 5,00 1 5,0 C3-RM 2005

2 Egipto Idku (ELNG1)Egypsian LNG (EGPC, EGAS, BG,

Gaz de France, Petronas) 3,60 1 3,6 COP 2005 (3T)3 Egipto Idku (ELNG2) EGPC, EGAS, BG, Petronas 3,60 1 3,6 COP 2006 (2T)

4 Nigeria Bonny IslandNigeria LNG Plus (NNPC, Shell,

Total, AGIP) 8,20 2 4,1 C3-RM 2005

5 Australia Darwin

Darwin LNG (ConocoPhillips, Santos, Impex, Kerr-McGee, AGIP, Tokyo

Gas, Tokyo Electric) 3,60 1 3,6 COP 2004

6 Noruega Melkoye Island

Snohvit, AG (Statoil, Total, Gaz de France, Norsk Hydro, Norwegian

govt) 4,10 1 4,1 MFC™ 20067 Rusia Sakhalin Shell, Mitsubishi, Mitsui 4,80 2 2,4 RMD 20078 Qatar Ras Laffan T2 Ras Laffan II (QP, Exxon Mobil) 4,70 1 4,7 C3-RM 2005 (3T)

9 Qatar Qatargas 2 (T4-T5)Qatargas II (Qatar Petroleum,

ExxonMobil Corporation, Total) 15,60 2 7,8 AP-X ™ 200810 Trinidad y Tobago Atlantic LNG T4 BP, BG, Repsol YPF, NGC 5,20 1 5,2 COP 2005

58,40Fuente: Datos de la IEA 2003 Natural Gas Information, Gas Technology Institute's World LNG Source Book 2001 y actualizado con información de paginas web de los propietarios de las plantas


31

Tabla Nº 8. FACILIDADES DE LICUEFACCION DE GAS NATURAL PLANIFICADAS (Feb. 2005)

Nº Ubicación Planta PropietarioProducción (MMton/año) Nº Trenes

Producción/Tren (MMTon/Año*Tren) Año Arranque

1 Argelia Arzew Gassi Touil Integrated Gas Project 4,00 1 4,0 2008+

2 Angola SoyoChevronTexaco, Sonangol, BP,

ExxonMobil, Total 5,00 1 5,0 20093 Egipto Idku (Edku) T3 Egypsian LNG 3,60 1 3,6 2007+4 Guinea Ecuatorial Bioko Island Marathon 3,40 1 3,4 20075 Nigeria Nigeria LNG 6 Nigeria LNG 4,10 1 4,1 2006 (2T)

6 Nigeria West Niger DeltaExxonMobil, ChevronTexaco,

ConocoPhillips 5,00 1 5,0 2008+

7 Nigeria Brass River LNGNNPC, ENI, ConoPhillips,

ChevronTexaco 10,00 1 10,0 2007+8 Nigeria Floating LNG Statoil, Shell 5,00 1 5,0 2009+9 Australia Northwest Shelf 5 NWS Joint Venture 4,20 1 4,2 2007+

10 Australia Gorgon LNG ChevronTexaco, ExxonMobil, Shell 10,00 2 5,0 2008

11 Australia Greater SunriseWoodside, Osaka Gas, ConocoPhillips,

Shell 5,30 1 5,3 200912 Brunei Brunei LNG 6 Brunei LNG 4,00 1 4,0 2008+13 Indonesia Donggi Pertamina 7,00 2 3,5 2008

14 Indonesia TangguhBP, CNOOC, Mitsubishi, Mitsui, Nippon

Oil, etc 7,00 2 3,5 200715 Indonesia Bontang T1 Total, Unocal 3,50 1 3,5 2007+16 Rusia Sakhalin II Shell, Mitsubishi, Mitsui 4,8 2 2,4 2008

17 IranMIOC LNG (South Pars Phase 11) NIOC, BG, Enel, Agip 8 2 4

18 IranIran LNG Partnership (South Pars Phase 12) NIOC, BP, Reliance, Petroleum Ltd 8 2 4

19 Iran Pars LNG NIOC, Total and Petronas 10 2 520 Iran Persian LNG NIOC, repsol , Shell 10 2 521 Qatar Ras Laffan 5/6 Ras Laffan LNG Company 15 2 7,522 Qatar QatarGas II QatarGas, ExxonMobil 15 2 7,5 2007/0823 Qatar QatarGas III QatarGas, ConoPhillips 7,8 1 7,8 200924 Qatar QatarGas IV QatarGas, Total 5 1 525 Yemen Yemen LNG Yemen LNG 6 2 326 Bolivia Margarita Total, Repsol, BG, Sempra 7 2 3,527 Peru Camisea Hunt Oil Co., SK Corp 4 1 4 200728 Trinidad y Tobago Atlantic 5/6 Atlantic 10,4 2 5,229 Estados Unidos de America Liquefaction at Valdez (Alaska) Yukon Pacific 1430 Venezuela Mariscal Sucre Shell, Mitsubishi 4,7 1 4,7 2007

Fuente: The global Liquefied Natural Gas Markeet Status & Outlook (Dec .2003) EIA y actualizado con información de paginas web de los propietarios de las plantas


32

GAS NATURAL LICUADO EN VENEZUELA

Venezuela ocupa el octavo lugar en el mundo de los países con mas reservas de

gas natural probadas, con aproximadamente 147 Trillones de pies cúbicos de gas

(Fig. Nº 2).

Fig. Nº 2. Reservas probadas de Gas Natural en trillones de pies cúbicos (Ente Nacional de Gas ENAGAS)

En base a que se prevé un incremento en la demanda mundial de GNL,

especialmente en los estados unidos, se presenta una ventana de negocios atractiva

para Venezuela. Venezuela ha emprendido dos proyectos con el objetivo de entrar a

participar en el negocio mundial del GNL. El proyecto Plataforma Deltana y El

Proyecto Gran Mariscal de Sucre.

33

Plataforma Deltana

Consiste en el desarrollo de exploración y explotación de gas no asociado costa

afuera en un área de 6.500 Km2 dividido en cinco (5) bloques. El proyecto incluye

cuantificar un volumen de reservas entre 6 y 10 BPC. Se prevé una producción de gas

de 1,000 MMPCED una parte dirigida a satisfacer la demanda del mercado interno y

otra parte para la exportación, el proyecto incluye la infraestructura de transporte hasta

el Complejo Industrial Gran Mariscal Ayacucho (CIGMA). La Plataforma Deltana abarca

una zona de 25.000 Km2, reservas probadas de 4 BPC y expectativas por el orden de

los 31 BPC. Se encuentra ubicado en la cuenca oriental de Venezuela, y que en el área

Trinitaria la denominan cuenca Columbus. Se encuentra al sur este de Trinidad y al

Noreste del Delta Amacuro (Fig. Nº 3) . Se estima una inversión aproximada de

4328 MMUS$.

La fuente de financiamiento proviene de las empresas: PDVSA, Statoil, Chevron

Texaco y Conoco Phillips.

Se estima que el proyecto sea ejecutado según el siguiente cronograma:

Exploración y delineación de los bloques 2,3,4 y 5Desarrollo de InfraestructuraPerforación de Desarrollo (Explotación)Unificación de YacimientosProducción y mantenimiento por 25 años

2007 2008 20092003 2004 2005 2006

Tabla Nº 9. Cronograma de ejecución Proyecto Plataforma Deltana

Proyecto Gran Mariscal

Consiste en el desarrollo de explotación de las reservas de gas no asociado costa

afuera y construcción de una planta de Gas Natural Licuado (GNL), contempla una

alimentación de gas de 1.050 MMPCED y una producción de 4,7 MMTMA (millones de

toneladas métricas por año) de GNL. Y 300 MMPCED de gas metano que estará

dirigido a satisfacer la demanda del mercado interno. Las reservas probadas y

probables de gas no asociado: 3,4 BPC y 6,8 BPC respectivamente. Estará Ubicado en

34

el norte de Península de Paria, Edo. Sucre. Se estima una inversión aproximada de

2.500 MMUS$ durante toda la ejecución del proyecto.

La fuente de financiamiento consiste en una asociación con capital privado, con

participación: PDVSA (60%), Shell (30%), Mitsubishi (8%) y capital privado Nacional

(2%).

Se estima que el proyecto sea ejecutado según el siguiente cronograma:

Desición final de inversión y definición del proyectoDesarrollo y ejecución del proyectoProducción y primer cargamento para la exportación de GNL

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tabla Nº 10. Cronograma de ejecución proyecto Gran Mariscal

Fig. Nº 3. Ubicación de los proyectos Plataforma Deltana y Gran Mariscal.

35

TIPOS DE PLANTAS DE LICUEFACCIÓN DE GAS

Generalmente las plantas se clasifican en dos tipos, dependiendo de su tamaño y

función, así tenemos:

Carga Base (Base load)

Son plantas de gran tamaño, usualmente por encima de 300 MTMA, construidas

para exportar grandes cantidades de GNL. Su función principal es licuar la producción

de gas un campo de petróleo y/o reservorio para exportarla a otras localidades. Poseen

tanques de almacenamiento relativamente pequeños, ya que generalmente almacenan

la producción de unos tres días, para luego exportarla normalmente vía marítima.

Plantas de control de épocas de mayor demanda (Peak shaving)

Son plantas típicamente pequeñas (hasta 100 MTMA), y su objetivo principal es

cubrir cualquier desbalance que ocurra entre el suministro y la demanda de gas natural,

como por ejemplo cuando ocurren demandas pico en los sistemas de distribución de

gas durante el invierno. Una característica importante, es que el volumen de

almacenamiento es bastante grande en comparación con la capacidad de licuefacción

de las plantas de carga base. La mayoría de las plantas de este tipo fueron construidas

entre en los 70 y los 80.

36

LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL

Tal como se mencionó anteriormente el gas natural licuado (GNL), es término

común que se utiliza para designar al gas natural en estado líquido, y se produce

básicamente a través del enfriamiento del gas natural hasta temperaturas de

aproximadamente -260 ºF a la presión atmosférica.

Por esta razón las plantas de licuefacción estas compuestas de dos secciones

principales:

- Preparación de la alimentación o sección de pretratamiento: Para la remoción de

CO2, agua y otros componentes del gas natural que pudieran formar sólidos

cuando el gas sea licuado.

- Sección de licuefacción: Es la sección que se encarga de remover calor sensible

y calor latente del gas a fin de disminuir su temperatura hasta aprox. -260 ºF y

convertirlo en líquido a la presión atmosférica.

El esquema general de un sistema integrado de producción, almacenamiento y

distribución de GNL puede observarse en la Figura Nº 4:

Fig. Nº 4. Diagrama de bloques sistema integrado de producción de GNL.

37

PREPARACIÓN DE LA ALIMENTACIÓN

La licuefacción de gas natural requiere temperaturas de proceso tan bajas como -

260 ºF. Cualquier componente en la entrada de la corriente de gas que pueda

transformarse en sólido a estas temperaturas debe ser removido hasta el punto donde

puedan mantenerse en solución con el GNL o a una concentración tal que no origine

problemas de solidificación o taponamiento. Los dos constituyentes encontrados en

todas las corrientes de gas natural que deben reducirse son el agua (H2O) y el dióxido

de carbono (CO2). Adicionalmente, el proceso de licuefacción también requiere de la

remoción de hidrocarburos pesados de cadena larga tales como hexanos,

hidrocarburos cíclicos como el benceno, aceites lubricantes, polvo, y si están presentes,

el sulfuro de hidrógeno (H2S) y mercaptanos de azufre odorizantes.

Remoción de agua

El gas natural en las facilidades de “peak-shaving” de GNL típicamente contienen

de 3 a 7 lbs H2O/MMPCE, mientras que el gas de alimentación a la planta de carga

base puede contener tanto como 100 lbs H2O/MMPCE. Este gas debe deshidratarse

hasta la cantidad práctica mínima a fin de prevenir la formación de hidratos y

taponamientos en el sistema de licuefacción aguas abajo. La cantidad máxima de agua

permitida es difícil de establecer, debido a que en la actualidad no existen datos

disponibles para determinar la solubilidad del agua en el gas natural licuado a las

condiciones de proceso. En la práctica sin embargo, el rango de punto de rocío entre -

100 ºF y -150 ºF ha probado ser satisfactorio para plantas de GNL que operan entre

200 y 700 psig.

La Deshidratación hasta un punto de roció entre -100 ºF y -150 ºF se efectúa

usualmente a través del uso de tamices moleculares o zeolitas absorbentes sintéticas.

Otros desecantes secos tal como la alúmina activada, bauxita activada y sílica gel han

sido utilizados en algunos casos.

En la Fig. Nº 5 se puede observar un diagrama de flujo típico de un

deshidratador de tamiz molecular. Después de una separación típica de sólidos y

líquidos arrastrados por el gas, el gas se pasa a través de una torre que contiene el

material adsorbente. Cuando el tamiz molecular se aproxima a su saturación, la

38

corriente de alimentación se cambia a una segunda torre, mientras que el adsorbente

de la primera se regenera, pasando un flujo de gas caliente en contracorriente a la

dirección de flujo de la corriente que se está secando. Después de dejar la torre, el

húmedo y caliente gas de regeneración se enfría hasta lograr la condensación del agua,

la cual se separa y remueve del sistema. El gas de regeneración puede devolverse al

sistema mezclándolo con el gas de alimentación a la torre de secado (operación de

ciclo cerrado), o enviarlo a un sistema de distribución de baja presión (operación de

ciclo abierto). Una vez regenerada, la torre regenerada se enfría a través del flujo de

gas seco frío, antes de colocarlo en servicio nuevamente.

Fig. Nº 5. Sistema de deshidratación con tamiz molecular típico

Aquellas corrientes de gas que contienen usualmente altas concentraciones de

agua, pueden realizarse el secado en dos etapas, una primera etapa usando un sistema

de deshidratación con glicol y la segunda con un sistema final de secado con tamiz

molecular. En la mayoría de los casos, sin embargo puede diseñarse un sistema simple

de absorción con tamiz molecular para remover la carga total de agua.

39

Remoción de Dióxido de carbono

El dióxido de carbono en su estado libre forma un sólido a -109 ºF. Es solamente

ligeramente soluble en metano y debe, sin embargo, removerse a niveles satisfactorios

para prevenir su cristalización y taponamiento. El gas natural de entrada típicamente

contiene de 0.5 a 2 % v/v de CO2. La reducción requerida de dióxido de carbono se

basa en los límites de solubilidad medida de CO2 en metano. A -260 ºF y entre 100 a

400 psia, la solubilidad límite es de 350 partes por millón en volumen (ppmv). La

práctica operacional segura, sin embargo, usualmente requiere remociones de CO2

por debajo de 50 ppmv.

Existen una gran diversidad de métodos y procesos para la remoción de CO2 y

otros gases ácidos como el H2S, estos procesos pueden englobarse dentro de algunas

de las siguientes categorías:

- Procesos con solventes químicos (alcanolaminas, sales de carbonato de potasio,

sales básicas).

- Procesos con solventes físicos (Selexol, Sepasolv MPE, solvente Fluor,

Rectisol, etc).

- Procesos con solventes híbridos o mixtos (Sulfinol – D, Sulfinol – M,

Flexsorb – PS, etc).

- Procesos de conversión directa para remoción de H2S (Stretford, Lo-Cat,

Claus, etc).

- Procesos de lechos sólidos, membranas y otros (Tamices moleculares, esponja

de hierro, oxido de zinc, etc).

Para el caso de remoción de CO2 para los procesos de producción GNL, los

procesos basados en aminas y tamiz molecular son los más ampliamente utilizados.

El proceso con amina envuelve la absorción de “gases ácidos” (CO2 y H2S

simultáneamente) por una solución acuosa pobre de amina, de las cuales las más

comunes son la monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA), metil-dietanolamina

(MDEA), y en los últimos años han tenido un uso extensivo las aminas formuladas tipo

UCARSOL®, Gas Spec®, aMDEA®, etc,

40

El proceso de endulzamiento con aminas se puede resumir de la siguiente manera:

El gas de alimentación se pasa en contracorriente al líquido en una torre de platos o

empacada. El proceso de absorción es una reacción química entre los gases ácidos, el

agua y la amina en la cual se forman carbonatos de amina, bicarbonatos e hidrosulfatos.

La solución de amina rica (en gases ácidos) se regenera de los gases ácidos en una

columna de destilación mediante la adición de calor con lo cual se reversa la reacción

química. Un diagrama simplificado de un sistema de amina se muestra en la Fig. Nº 6.

Fig. Nº 6. Sistema de endulzamiento con amina típico

La selección del tipo de proceso y amina a utilizar para la remoción de dióxido de

carbono, depende de diversos factores tales como:

- Regulaciones sobre contaminación del aire respecto a disposición de

componentes de azufre o limpieza de gas de cola (gas de desecho).

- Tipo y concentración de las impurezas en el gas de alimentación.

41

- Especificaciones del gas residual.

- Especificaciones del gas ácido.

- Presión y temperatura a la cual esta disponible el gas de alimentación, y a la cual

el gas dulce debe ser entregarse.

- Volumen de gas a procesar.

- Composición del gas de alimentación.

- Selectividad requerida para la remoción de gases ácidos.

- Costos de capital y costos operativos.

- Costo de regalías por el uso de procesos o productos patentados.

- Especificaciones de los productos líquidos.

- Facilidades de disposición de subproductos o materiales peligrosos.

El proceso basado en tamices moleculares para remoción de CO2 ha tenido un

uso más extendido en facilidades de de GNL de peak shaving de GNL. A diferencia de

los procesos de aminas, los cuales requieren de una posterior deshidratación del gas

natural antes de su licuefacción, el proceso basado en tamiz molecular puede remover

simultáneamente tanto el agua como el dióxido de carbono en una sola unidad. El

proceso consiste esencialmente en los mismos equipos y la misma operación de un

sistema de deshidratación ordinario.

El gas de entrada fluye a través de una de las torres llenas de tamiz molecular

(Tipo 4A). El agua se remueve en la sección superior del lecho absorbente y el CO2 se

remueve en la sección inferior. El gas natural que sale de esta unidad típicamente

contiene menos de 20 ppmv de CO2 y menos de 1 ppmv de H2O. Las torre

absorbedoras se diseñan para ciclos cortos de tiempo de dos horas o menos, con

válvulas de cambio automáticas para lograr una operación sin mucha atención del

personal de operaciones.

Dependiendo de algunos factores tales como del tipo de ciclo en particular y la

localización de la planta de licuefacción, la regeneración de la segunda torre se efectúa

a la misma presión de la absorción, o a otra presión más baja. El gas de regeneración

pasa a través de un calentador hacia la torre a regenerar y entra en sentido contrario al

flujo de gas de proceso, a fin de remover (desorber) el CO2 y el H2O. El gas que sale

pasa luego a través de un enfriador y luego por un separador, a fin de retener el agua

42

desorbida del lecho de tamiz, luego el gas se retorna al sistema de tuberías de gas.

Después de un calentamiento suficiente y desorción, el gas de regeneración deja de

pasarse a través del calentador con lo cual se permite su enfriamiento y el enfriamiento

del lecho regenerado. En la Fig. Nº 7 puede observarse un diagrama simplificado de un

sistema combinado de tamiz molecular para remoción de H2O y CO2.

Fig. Nº 7. Sistema combinado de endulzamiento y deshidratación con tamices moleculares.

Con el fin de obtener una integración eficiente con algunos tipos de ciclos de

licuefacción, también se han diseñado algunos sistemas de purificación con tamices

moleculares de múltiples unidades. Por ejemplo, un ciclo por expansión requiere un

gas más seco que otros ciclos de licuefacción. En este caso se utiliza un sistema de

tamices moleculares de cuatro torres: dos torres (secadoras) para la remoción de agua

de la corriente de gas natural y dos torres (purificadoras) para la remoción de Dióxido

de Carbono del gas natural a ser licuado (Fig. Nº 8).

43

Fig. Nº 8. Sistema de cuatro torres de tamiz molecular para deshidratación de tamiz molecular y remoción de CO2 adaptada para un ciclo de licuefacción con expansor.

El azufre puede estar presente de muchas formas en el gas natural, el compuesto

orgánico odorizante incluye sulfuros, disulfuros y mercaptanos. También puede estar

presente el sulfuro de hidrógeno, pero en cantidades muy pequeñas. Todos estos

materiales pueden retenerse por el tamiz molecular. Se absorben más fuertemente que

el CO2, en orden de selectividad decreciente el tamiz molecular los absorbe como

sigue. (1) Agua, (2) compuestos de azufre; (3) Dióxido de azufre, (4) Hidrocarburos.

Durante la regeneración estos cuatro componentes se desorben en olas o picos en

orden reverso de selectividad.

En sistemas de dos etapas, algunos compuestos de azufre serán removidos en los

secadores, pero la mayoría será absorbida en los recipientes purificadores.

44

La capacidad de tratamiento de los tamices moleculares para rangos de Dióxido

de Carbono desde 800 a 1500 libras de tamiz molecular por MMPCED de gas

procesado. Los parámetros de diseño están fuertemente afectados por las condiciones

del gas, presión, temperatura, concentraciones de agua y CO2, y por el tiempo del ciclo

de tratamiento. Los recipientes absorbedores son diseñados de tal manera que la caída

de presión para la unidad de absorción con tamiz molecular sea de 5 a 15 psi en total.

La corriente de regeneración rica en gases ácidos se reinyecta en el sistema de

distribución o transmisión eliminando el problema de disposición o tratamiento adicional.

Otros contaminantes

Algunas corrientes de gas natural pueden contener otros contaminantes además

del agua y el dióxido de carbono, polvo, aceite de compresores e hidrocarburos

pesados, estos contaminantes pueden removerse satisfactoriamente en los filtros

separadores de entrada, extractores de neblina o filtros de carbón previos a la

deshidratación.

Cantidades pequeñas o trazas de compuestos de azufre, sulfuro de hidrógeno y

mercaptanos odorizantes, si están presentes, pueden acumularse en los equipos de

procesos. Tanto los procesos de tamices moleculares como con aminas típicamente

remueven estos tipos de componentes a limites no detectables además de evitar la

necesidad de equipos adicionales de purificación.

Siempre debe instalarse un filtro de sólidos de tamaño pequeño a nivel de

micrones siempre debe instalarse aguas abajo del sistema de deshidratación para

asegurar remover las trazas o polvo de absorbente el cual se genera durante

operaciones de arranque o paradas para mantenimiento.

45

TIPOS DE PROCESOS (CICLOS) PARA LIQUEFACCIÓN DE GAS

Introducción

Como se ha mencionado anteriormente el gas natural se produce básicamente

removiendo el calor sensible y calor latente del gas a fin de disminuir su temperatura

hasta aprox. -260 ºF y convertirlo en líquido a la presión atmosférica. Este proceso de

enfriamiento puede llevarse a cabo mediante algunos de los dos siguientes procesos:

- Enfriamiento a presión constante: A través de un intercambiador de calor, usando

un medio refrigerante como medio de extracción de calor.

- Enfriamiento por expansión: Este puede realizarse haciendo pasar el gas a

través de un equipo (expansor) a partir del cual puede obtenerse trabajo.

También puede efectuarse produciendo estrangulamiento del gas a través de

una válvula (válvula de expansión).

Ciclo de Joule-Thomson

El ciclo de licuefacción Joule-Thomson está basado en el efecto termodinámico

que lleva el mismo nombre Joule-Thomson. Algunos autores llaman también a este

ciclo Linde-Hampson Simple6. La mayoría de los sistemas de licuefacción utilizan o

poseen en alguna parte de su proceso una válvula de expansión Joule-Thomson para

producir bajas temperaturas.

Si se aplica la primera ley de la termodinámica en estado estacionario a una

válvula de expansión como la mostrada a continuación:

Fig. Nº 9. Flujo a través de una válvula de expansión de efecto Joule-Thomson aislada.

46

Para una transferencia de calor y trabajo de cero (0), y para cambios de energía

potencial y cinética despreciables, se puede encontrar que 21 hh = . Dado que el flujo

dentro de la válvula es irreversible y no es un proceso isentálpico, el punto de entrada y

de salida caen en la misma curva de entalpía. Se pueden graficar una serie de puntos

de salidas para unas determinadas condiciones de entrada y obtener líneas de

entalpías constantes. Para un gas real, tal como se muestra en la Fig. Nº 10, se puede

observar que existe una región en la cual la expansión a través de la válvula

(decrecimiento de la presión) produce un incremento en la temperatura, mientras en la

otra región la expansión resulta en un descenso de la temperatura. Obviamente, si se

opera una válvula de expansión en una planta de licuefacción se desea operar en la

región donde resultado neto de la temperatura es un decrecimiento. La curva que

separa estas dos regiones se denomina curva de inversión.

Fig. Nº 10. Representación de la expansión isentálpica de un gas real.

47

El efecto del cambio de temperatura para un cambio insentálpico en la presión se

representa a través del coeficiente joule-Thomson JTμ , definida por:

h

JT pT⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∂∂

=μ (1)

Donde la derivada se interpreta como el cambio de temperatura para un cambio

isentálpico debido al cambio de presión a entalpía constante. El coeficiente Joule-

Thomson es la pendiente de las líneas isentálpica, en la Fig. Nº 10. El coeficiente

Joule-Thomson es cero a lo largo de la curva de inversión, debido a que un punto en la

línea de inversión es uno en el cual la pendiente de la línea isentálpica es cero.

Si las condiciones de operación para la expansión de un determinado gas se

encuentra en la parte derecha de la curva de inversión, al ocurrir la expansión el gas

elevará su temperatura (coeficiente Joule-Thomson es negativo), si por el contrario las

condiciones de operación están del lado derecho de la curva de inversión, al ocurrir la

expansión el gas se enfriará (coeficiente Joule-Thomson es positivo).

La forma de las curvas descritas en la Fig. Nº 10 es típica para mayoría de los

gases reales, sin embargo existen algunas particularidades de comportamiento

dependiendo del gas expandido, por ejemplo, el hidrogeno tiende a calentarse cuando

se expande a presiones normales, mientras que la mayoría de los hidrocarburos

livianos se enfrían, cuando se expanden a presiones muy altas (> 8700 psia) la

mayoría de los hidrocarburos se calientan.

En la Fig. Nº 11 se representa de manera sencilla en sistema de licuefacción de

gas natural, basado en el efecto Joule-Thomson. El Gas se comprime y se enfría y

luego se hace pasar a través de un intercambiador, en donde disminuye la temperatura

hasta un grado considerable. Posteriormente se expande insentálpicamente hasta una

presión muy baja (efecto Joule-Thomson), a la cual entra en el separador líquido-gas

con el objeto de recuperar el producto líquido.

48

Fig. Nº 11. Sistema de licuefacción de gas mediante el efecto Joule-Thomson.

Se han ideado algunas modificaciones al ciclo de Joule-Thomson cuyo objetivo

principal es la disminución del consumo de energía o del trabajo realizado.

Una de las maneras para lograr aumentar la eficiencia del ciclo (disminuir el

trabajo) es haciendo pasar parte de la corriente que se enfría a través de un expansor,

denominado también ciclo expansor (Fig. Nº 12a). En este caso, el comportamiento de

las curvas de enfriamiento y calentamiento es el que se muestra en la Fig. Nº 12b, el

trabajo perdido disminuye notablemente (Fig. Nº 12c). Esto se debe a que la cantidad

de masa que circula a través de la válvula de expansión se hace mucho menor.

49

Fig. Nº 12.a Expansión de una porción de la corriente enfriada, Fig. 12.b. Diagrama T-HΔ para el ciclo de expansión. Fig. 12.c. Disminución del trabajo perdido por efecto de

la expansión.

Otra forma de lograr una mayor eficiencia es través del uso de un sistema de

refrigeración externa (Fig. Nº 13). Algunos autores llaman también a este ciclo Linde-

Hampson preenfriado6

50

Fig. Nº 13.a Refrigeración externa (preenfriado) de la corriente enfriada, Fig. 13.b. Diagrama T- HΔ para la refrigeración externa. Fig. 13.c. Disminución del trabajo perdido por efecto de la refrigeración externa.

Sistema Linde de presión Dual

El sistema de licuefacción Joule-Thomson puede modificarse de otra manera para

reducir la cantidad total de trabajo, aunque esta modificación reduce un poco a

cantidad de líquido producida. Debido a que solo una pequeña cantidad del gas

51

comprimido se licua en el sistema simple. La modificación consiste en que no todo el

gas se expande hasta la presión más baja, sino que se expande a la presión intermedia.

El requerimiento de trabajo para un compresor ideal isotérmico y un gas perfecto puede

ser )/( 121 ppLnRT , así que una reducción en la relación de compresión puede reducir el

requerimiento de trabajo. Esto se logra en el sistema Linde de presión dual el cual se

muestra esquemáticamente en la Fig. Nº 14, el comportamiento del ciclo también puede

observarse en un diagrama ST − en la Fig. Nº 15.

Fig. Nº 14. Esquema del funcionamiento del Sistema Linde de presión dual.

52

Fig. Nº 15. Representación en diagrama ST − el funcionamiento del sistema Linde de presión dual.

El gas se comprime primero a una presión intermedia y luego al ciclo de alta

presión, después que una corriente de retorno se le añade el gas de alta presión a

través de un intercambiador de corrientes múltiples y se expande a la presión

intermedia en el punto (5), donde algo del gas se licua. El líquido saturado y el vapor se

separa en el recibidor de líquido, y el vapor se retorna al segundo compresor a través

del intercambiador de corrientes múltiples mientras que el líquido se expande en el

sistema de baja presión.

Aplicando la primera ley en estado estacionario al intercambiador, el recibidor de

líquido y las dos válvulas de expansión, se puede determinar la cantidad de líquido

producida por este sistema Linde de presión Dual:

ff hh

hhihhhhy

−−

−−−

=1

21

1

31 * (2)

53

Donde i es la relación de masas a la presión intermedia,

•

•

=m

mi i (3)

Donde •

im es la velocidad de flujo másico a la presión intermedia en el punto (8) y

•

m es la velocidad de flujo másico total que pasa a través del compresor de alta presión.

El segundo término representa la reducción en la producción de líquido respecto al

sistema simple, debido a la separación del flujo en el recibidor de líquido de presión

intermedia.

Aplicando la primera ley en estado estacionario a los dos compresores, se puede

determinar el requerimiento de trabajo por unidad de masa del gas comprimido en el

compresor de alta presión es:

[ ] [ ])()(**)()(* 2121131311 hhssTihhssTm

W−−−−−−−=

−• (4)

De la ecuación anterior se puede observar que el requerimiento de trabajo se

reduce por debajo del obtenido para un sistema simple, debido a la cantidad del

segundo término de la ecuación. En la práctica las plantas de licuefacción operan con

valores de i en el orden de 0.8, de tal manera que la reducción del requerimiento de

trabajo es mayor que la reducción en la producción de líquido.

Ciclo en cascada

El sistema de Cascada fue utilizado primero para licuefacción de aire. La esencia

del ciclo de cascada es enfriar el gas natural progresivamente hasta licuarlo en una

serie de intercambiadores, utilizando para ello diversos niveles de enfriamiento

54

provistos por varios circuitos de refrigeración cada uno con fluidos refrigerantes distintos

e interrelacionados entre sí.

Una de las variantes del ciclo de cascada es el que se puede observar en la Fig.

Nº 16. En este, el gas natural se combina con el gas metano que regresa desde el

sistema, y se divide en dos corrientes. Una de ellas pasa a través de un intercambiador

de calor de múltiples corrientes (intercambiador criogénico o caja fría), en el cual el gas

caliente se enfría con los vapores fríos de metano provenientes del último separador del

proceso. La otra parte del gas de alimentación, pasa a través de una serie de

intercambiadores de calor, donde el gas se enfría progresivamente con propano y

etileno. Las dos corrientes de gas natural finalmente se combinan y se enfrían con

etileno refrigerante.

Fig. Nº 16. Esquema típico de un ciclo de cascada.

55

El GNL producido a la salida del sistema de refrigeración con etileno, se expande

y pasa a un tambor separador de presión intermedia. El vapor saturado que se separa

de este tambor pasa a través del intercambiador de múltiples corrientes, mientras que el

líquido saturado se subenfría con los vapores provenientes del tambor separador final

de GNL producto.

El GNL subenfriado se expande a través de una válvula hacia el separador final de

GNL producto.

El circuito de refrigeración con propano envuelve una compresión en dos etapas.

El propano se condensa en un intercambiador de calor de múltiples etapas con el

propano frío que retorna.

El propano subenfriado se expande a través de una válvula, para enfriar

posteriormente el gas natural que entra en el primer lntercambiador. El vapor de

propano producido se pasa a través del intercambiador de múltiples corrientes, mientras

que la porción líquida de la corriente se enfria.

En el ciclo de refrigeración con etileno, el etileno gaseoso se comprime en dos

etapas y se pasa a través del Intercambiador de calor de múltiples corrientes. La

corriente de gas se condensa posteriormente con propano, el líquido formado se

expande hasta una presión intermedia y se pasa a través de un intercambiador de calor

para enfriar un poco más la corriente de gas natural entrante. El vapor de etileno

regresa, mientras que la porción de líquido se subenfría y se expande posteriormente.

El etileno frío condensa la corriente de gas natural, y circula hacia el compresor de

etileno, pasando a través del subenfriador y el intercambiador de calor de múltiples

corrientes.

El sistema en cascada puede adaptarse a varios tipos de curvas de enfriamiento,

dependiendo de la composición de la corriente del gas de alimentación. La cantidad de

refrigeración suplida a varios niveles de temperatura debería ser escogida de tal forma

que las diferencias de temperaturas en los evaporadores e intercambiadores de calor se

aproxime aun mínimo, con la finalidad de proveer poca irreversibilidad termodinámica y

un consumo de potencia pequeño.

En este ciclo se hace hervir el refrigerante con el objeto de aprovechar el calor

latente, ya que de esta forma hace falta menos masa que si se requiere calor sensible

únicamente.

56

En los intercambiadores de calor es necesario tomar en cuenta que al diseñar para

pequeñas diferencias de temperatura (disminuyendo así el requerimiento de potencia

en los compresores), se incremente el área de transferencia de calor. Los factores de

costo favorecen el aumento en la superficie sobre el incremento en potencia requerida.

De esta forma, los intercambiadores se diseñan para diferencias de temperatura entre 5

y 10ºF.

La decisión básica a tomar en el diseño de un proceso de cascada, es la

temperatura de ebullición a ser asignada a los varios refrigerantes. Para minimizar el

trabajo, la selección de temperaturas debe estar basada en la curva de enfriamiento del

gas natural a ser licuado.

Las presiones de descarga en los compresores se fijan considerando que el

refrigerante que entra a la válvula es un líquido subenfriado para así, maximizar la

cantidad de líquido en la línea que sale de la válvula.

En la figura Nº 17 se presenta un esquema más simple del Ciclo en Cascada,

mostrando las temperaturas de ebullición y de condensación de los tres refrigerantes.

Fig. Nº 17. Esquema simplificado de un ciclo de cascada

57

El ciclo de cascada es flexible en su operación debido a que cada circuito puede

controlarse separadamente.

La mayor desventaja de este tipo de ciclo es el costo de capital relativamente alto

debido precisamente al número de circuitos de refrigeración, los cuales requieren cada

uno de su propio compresor y almacenamiento de refrigerante. También los costos de

mantenimiento y de equipos en espera tienden a ser relativamente altos debido al gran

número de maquinarias del proceso.

Las economías de escalas muestran que el ciclo de cascada es más indicado para

trenes de liquefacción de gran capacidad, debido a que la menor área de los

intercambiadores de calor y bajo costo energético del proceso durante su operación,

compensan el costo de tener múltiples compresores en la planta.

Sistema de Ciclo expansor

Este es el más simple de todos los procesos. Una cantidad considerable de

refrigeración comercial de baja-temperatura se produce mediante ciclos que emplean

turbinas de expansión o máquinas que expanden el gas mientras que produce un

trabajo externo.

El ciclo de expansión aplica el bien conocido principio de la autorefrigeración

mediante la expansión de un gas comprimido casi isentrópicamente a través de una

turbina o máquina para extraer trabajo y simultáneamente disminuir la temperatura del

fluido del trabajo. Existen muchas variaciones que incluyen ciclos abiertos, ciclos

cerrados, y combinaciones dependiendo del criterio particular que deba ser alcanzado,

y la ingenuidad del diseñador del proceso para aproximarse al máximo de reversibilidad

con la maquinaria disponible, y el peso de las variables económicas aplicables a la

situación.

La cantidad de refrigeración requerida es proporcional a la cantidad de líquido neto

a ser producido. La cantidad refrigeración disponible es proporcional a la cantidad de

gas que se pasa a través del expansor y fuertemente proporcional al logaritmo de la

relación de las presiones de entrada y salida del expansor. Para valores altos de esta

relación, puede que se requiera más de una etapa de expansión. La temperatura

mínima de la salida de cualquier expansor esta limitada por la composición del gas y la

58

naturaleza de los contaminantes que minimizan la formación dentro del expansor de

sólidos tales como el CO2.

Claude propone un ciclo de expansión simple5,6 que puede observarse en la

Fig. Nº 18. En este el gas se comprime hasta una alta presión y luego se pasa a través

de un primer intercambiador. A la salida de este aproximadamente un 80 % del gas de

alimentación se separa de la corriente y se envía hacia un expansor cuya descarga se

une con la corriente de retorno fría que alimenta al segundo intercambiador. La

corriente a licuarse continua a través de un segundo y tercer intercambiador de calor y

finalmente se expande en una válvula de expansión para entrar en el separador final de

GNL producto. Los vapores fríos de este separador de producto final se retornan a

través de los intercambiadores de calor para enfriar el gas de alimentación.

La válvula de expansión sigue siendo necesaria en el ciclo de expansor o sistema

Claude, debido a que el expansor convencional no puede soportar la formación de

líquido en su interior. Si embargo han sido desarrollado algunos turboexpansores

rotativos (tipo flujo axial) que pueden tolerar una cantidad de líquido de hasta 15 % en

peso, sin dañar los alabes de la turbina.

En algunos sistemas de ciclo expansor, la energía desarrollada por el expansor se

utiliza para comprimir el gas a ser licuado. En la mayoría de los sistemas pequeños, la

energía se disipa en otros sistemas como sopladores de aire, etc.

Fig. Nº 18. Esquema simplificado de un ciclo de Claude (ciclo expansor).

59

Bien sea que la energía del expansor se desperdicie o no esto no afecta la

producción de líquido, sin embargo, el trabajo requerido para el trabajo de compresión

aumenta si el trabajo del expansor no se utiliza.

Aplicando la primera ley en estado estacionario al flujo hacia el intercambiador de

calor, la turbina de expansión, la válvula de expansión y el separador final de producto

como una unidad, sin transferencia de calor externa, se obtiene:

21)( hmhmhmmW fffc

•••••

−+−=− (5)

Donde cW•

es el trabajo de salida del expansor. Aplicando la primera ley para el

estad estacionario de la máquina de expansión solamente,

••

−=− )(* 3hhmW ccc (6)

Si se define la fracción del flujo total que pasa a través del expansor como x , se

tiene,

•

•

=m

mx c (7)

Combinando las ecs. Anteriores, se obtiene que la producción de líquido ••

= mmy f / como,

f

c

f hhhhx

hhhhy

−−

+−−

=1

3

1

21 (8)

60

En esta Ec. El segundo término representa el mejoramiento en el desempeño

sobre el sistema Linde-Hampson simple. Por supuesto, yx + debe ser menor que la

unidad en esta ecuación.

El requerimiento de trabajo por unidad de masa comprimida es exactamente el

mismo que para el sistema Linde-Hampson si el trabajo del expansor no se utiliza en el

trabajo de compresión. Este valor viene dado por la ecuación,

)()( 21211 hhssTm

W−−−=

−• (9)

Por otro lado el trabajo del expansor se utiliza para comprimir el gas, el trabajo

neto viene dado por:

[ ] )()()( 321211 eec hhxhhssT

m

W

m

W

m

W−−−−−=

−−

−=

−•

•

•

•

•

•

(10)

El último término de esta ecuación. Es la reducción de energía debido a la

utilización del trabajo del expansor.

El ciclo de expansor presenta varias ventajas respecto al ciclo de cascada y de

refrigerante mixto. Por ejemplo debido a su sencillez, este ciclo permite un rápido

arranque y parada del proceso, esto es especialmente importante cuando se esperan

frecuentes paradas y arranques durante la operación normal, como es el caso de una

planta de peak-shaving. Debido a que el refrigerante siempre esta en estado gaseoso y

el intercambiador opera con una relativa alta diferencia de temperatura, este proceso

tolera cambios en la composición del gas de alimentación requiriendo solo cambios

mínimos en el circuito de refrigeración. El control de temperaturas no es tan crucial

como para los ciclos de mezcla refrigerante y cascada, el desempeño general del ciclo

es más estable. El problema de la distribución de vapores y líquidos dentro de los

intercambiadores queda eliminado debido a que el refrigerante siempre se mantiene en

fase gaseosa.

61

La mayor de las desventajas de este ciclo es el relativo alto consumo de energía,

comparado con los ciclos de cascada y mezcla refrigerante. Sin embargo para plantas

pequeñas donde el consumo de energía no es un factor determinante esta desventaja

no es tal.

Sistema Kapitza

El sistema Kapitza6 es una modificación del sistema de Ciclo Expansor de Claude

que elimina el tercer intercambiador de calor, tal como se muestra en la Fig. 19. Varias

modificaciones prácticas también se introdujeron en este sistema. Se utilizó una

máquina rotativa de expansión en lugar de un expansor reciprocante. El primer

intercambiador del sistema Kapitza (de alta temperatura) se convierte en dos

regeneradores paralelos, los cuales combinan los procesos de enfriamiento con el

proceso de purificación. El gas caliente entrando se enfría en uno de los regeneradores

y se depositan algunas impurezas en él, mientras que la corriente de salida caliente y

limpia congela las impurezas depositadas en él. Después de varios minutos, se opera

una válvula para generar las corrientes de alta y baja presión para intercambiar los

regeneradores. El sistema Kapitza usualmente opera a relativamente bajas presiones,

en el orden de los 103 psia.

Fig. Nº 19. Esquema simplificado de un ciclo expansor de Kapitza.

62

Ciclo de refrigerante mixto (CRM)

La operación de este sistema es posible por el hecho de que el gas natural está

constituido por componentes que condensan a diferentes niveles de temperatura. Estos

componentes pueden ser usados para enfriar la corriente de alimentación sin utilizar

circuitos de enfriamiento separados para los refrigerantes, controlando cuidadosamente

la composición de la mezcla gaseosa del ciclo. Ello permite emplear un compresor

simple para el gas recirculante, en lugar de un compresor individual para cada una de

las diferentes corrientes, el número de intercambiadores de calor es también menor

para este sistema, que para el un Ciclo de Cascada clásico. Estas características hacen

que el ciclo de refrigerante mixto tenga las siguientes ventajas: costo inicial más bajo,

instalación más rápida, aumento en la confiabilidad operacional (menor número de

equipos rotativos) y mantenimiento más simple.

En la figura Nº 20 se muestra un esquema del ciclo de mezcla refrigerante. La

corriente de alimentación del gas natural entra en el sistema a una presión de

aproximadamente 750 psia, el gas del ciclo se comprime y se condensa parcialmente

en el primer enfriador. Posteriormente pasa hacia un separador, desde el cual la fase

líquida, rica en propano, se expande a través de una válvula y se mezcla con la

corriente de gas que regresa para suministrar enfriamiento en los intercambiadores de

múltiples corrientes. El vapor que sale del separador se enfría y se licua parcialmente

licuado. La mezcla líquido-vapor entra en un segundo separador, en donde el líquido

rico en etano se expande y va a un intercambiador de calor para enfriar la corriente de

alimentación y el vapor del separador.

El vapor del último separador y la corriente de gas natural se licuan parcialmente

en otro intercambiador de múltiples corrientes. En este punto, la corriente del ciclo es

fundamentalmente metano, de tal forma que se expande a través de una válvula para

proporcionar enfriamiento a la corriente de alimentación. El GNL producto finalmente se

lleva hasta la presión de almacenamiento en el separador final de producto.

El número óptimo de etapas de intercambio de calor depende de diversos factores

tales como: tamaño de la planta, importancia relativa de la inversión de capital, y costos

de operación. La composición de la corriente de refrigeración depende del tamaño de la

63

planta, del número de intercambiadores utilizados y de la composición de la corriente

de alimentación.

La temperatura a la cual las mezclas líquidas hierven, cambia a medida que la

composición del líquido cambia. Debido a que el vapor de una mezcla que hierve es

más rico en componentes livianos. La mezcla hierve progresivamente a temperaturas

cada vez mayores.

En principio, los refrigerantes mezclados pueden sacar provecho del calor de

vaporización para mantener pequeña la tasa de flujo del refrigerante, y

simultáneamente, conservar pequeñas diferencias de temperaturas entre el refrigerante

y el gas natural enfriando (Fig. Nº 21.a y 21.b), con lo cual se reducen los

requerimientos de compresión.

Fig. Nº 20. Esquema simplificado de un ciclo de Refrigerante Mixto.

64

Fig. Nº 21. Comparación curva de enfriamiento del gas natural para los ciclos de refrigeración normal (21.a) y refrigerante mixto (21.b).

Si los componentes del refrigerante son similares a los del gas natural. También

las características de ebullición y condensación serán parecidas. Así para las plantas de

GNL, los refrigerantes son mezclas de nitrógeno, metano, etano (o etileno), propano,

butano, pentano y hexanos.

Una escogencia inteligente del refrigerante y el uso de sus propiedades, permite

diseñar una mezcla refrigerante que opere con pequeñas diferencias de temperaturas

ente ella y el gas natural.

La composición del refrigerante generalmente se escoge entre los siguientes

mostrados en la Tabla Nº 11

Componente % MolarNitrógeno 0,08 - 0,15Metano 0,35 - 0,45Butano o Pentano 0,20 - 0,25Etano y Propano 0,15 - 0,447

Tabla Nº 11. Composición típica de refrigerante. Ciclo refrigerante Mixto

65

El refrigerante al pasar por el compresor, debe estar encima de su punto de rocío,

para evitar la entrada de líquido hacia el compresor (es posible instalar un separador

delante del compresor y bombear el líquido separadamente, pero esto resulta en un

mayor requerimiento de compresión).

Otra composición típica del refrigerante comúnmente empleado en este tipo de

ciclos es la mostrada en la tabla Nº 12.

Componente % MolarNitrógeno 0,12Metano 0,4Etano 0,23Propano 0,13Pentano 0,12

Tabla Nº 12. Composición típica del refrigerante. Ciclo de refrigerante Mixto

Comparando los ciclos de cascada Simple y el de refrigerante Mixto, se observa

que para este último el número de intercambiadores es menor, los cual le da a este

sistema ciertas ventajas, tales como: Menor costo inicial, más rápida instalación y

simplicidad de mantenimiento.

También se puede mencionar que el número total de etapas o intercambiadores

dependerá de factores como: El tamaño de la planta y la importancia relativa de la

inversión inicial o costo de capital. Mediante el uso de más intercambiadores que los

utilizados en la Fig. Nº 20, se puede mejorar en desempeño termodinámico (eficiencia) ,

sin embargo se incrementará sensiblemente el costo de capital.

66

Otras variaciones del ciclo de mezcla refrigerante Ciclo TEAL

En este ciclo el refrigerante de alta presión que sale del compresor se enfría con

agua de enfriamiento y se condensa parcialmente. El líquido y el vapor se separan. El

vapor se enfría, y el líquido expandido se une a una corriente de baja presión y baja

temperatura que va hacia el compresor.

El refrigerante en estado de vapor se enfría, y se condensa parcialmente antes de

ir al separador. El vapor y el líquido que salen del separador son tratados en la misma

forma anterior.

En la Fig. Nº 22 se puede observar que el vapor a alta presión se torna

progresivamente más y más rico en componentes de bajo punto de ebullición. Por tanto,

la corriente de refrigerante a baja presión está constituida principalmente por metano y

nitrógeno que hierven a muy baja temperatura.

El diseño de este ciclo provee puntos de ebullición cada vez mayores a medida

que el refrigerante a baja presión se mueve hacia el terminal de alta temperatura del

sistema.

Fig. Nº 22. Esquema simplificado de un ciclo de modificado de Refrigerante Mixto, Ciclo TEAL.

67

Ciclo de Refrigerante Mixto preenfriado APCI (Air Products and Chemical Inc)

El ciclo APCI es una modificación del Ciclo Teal Arc. (Fig. Nº 23). La diferencia

consiste en que la corriente líquida del separador pasa por el intercambiador de calor,

antes de expandirse hasta la corriente de baja presión.

Fig. Nº 23. Esquema simplificado de un ciclo de modificado de Refrigerante Mixto, Ciclo APCI.

Este es el ciclo de producción más utilizado y representa aproximadamente el 78%

de las unidades totales de licuefacción y el 88% de la producción global mundial de

GNL7. Las capacidades de los trenes de este proceso llegan hasta 4.7 MMTMA.

En este proceso hay dos ciclos principales de refrigeración (Fig. 23.a). El ciclo de

preenfriamiento utiliza un componente puro, propano. El ciclo de licuefacción y

subenfriamiento utiliza un refrigerante mixto (RM), compuesto por Nitrógeno, Metano,

Etano y Propano.

El ciclo de preenfriamiento utiliza propano a tres o cuatro niveles de presión y

puede enfriar el gas de proceso hasta -40ºC. También se utiliza para enfriar y licuar

parcialmente el refrigerante mixto. El enfriamiento se lleva a cabo en intercambiadores

68

de calor tipo Kettler con el propano refrigerante ebullendo y evaporándose en el

recipiente del lado de la carcasa, y las corrientes de proceso fluyendo por los tubos

inmersos en el propano.

Utiliza un compresor centrífugo con corrientes laterales para recobrar el propano

evaporado y comprimir los vapores hasta 15-25 bara para ser condensados

nuevamente con agua o aire, y reciclarse hacia los intercambiadores tipo Kettler

En el ciclo de refrigerante mixto, el refrigerante licuado parcialmente se separa en

corrientes de vapor y líquido que se utilizan para licuar y subenfriar la corriente de

procesos desde aproximadamente -35 ºC hasta entre -150ºC-160ºC. Esto se lleva a

cabo en un intercambiador de tubo en espiral, que es el intercambiador de calor

criogénico principal.

Fig. Nº 23.a. Proceso Apci de preenfriamiento con propano y mezcla de refrigerantes.

69

El intercambiador de calor criogénico principal consiste en dos o tres grupos de

tubos arreglados en un recipiente vertical, con el gas de proceso y los refrigerante

entrando por los tubos desde el fondo y fluyendo hacia arriba bajo presión.

El gas de proceso pasa a través de los tubos y sale licuado por el tope. La

corriente de refrigerante mixto líquida se extrae después del arreglo de tubos

intermedio y se expande en una válvula a través de una válvula Joule-Thomson o un

expansor. Fluye hacia abajo y se evapora, proveyendo el total del enfriamiento de los

tubos inferiores. La corriente de vapores de refrigerante mixto del tope (tubos fríos) se

licua y subenfría, y luego se vaporiza a través de una válvula Joule-Thomson en el lado

de la carcasa en la parte superior de los tubos fríos. Luego fluye hacia abajo para

proveer los requerimientos de enfriamiento para los tubos del tope y luego de mezclarse

con el líquido del refrigerante mixto, provee parte del requerimiento de los tubos

inferiores.

La corriente total vaporizada del refrigerante mixto del fondo del intercambiador

criogénico principal se recobra y se comprime en el compresor de refrigerante mixto

hasta 45-48 bara. Si enfría y se licua parcialmente en primer término con agua o aire, y

luego con propano refrigerante, luego se recicla al Intercambiador principal criogénico.

En las primeras plantas todas las etapas del compresor de refrigerante mixto eran

normalmente centrífugos, sin embargo en años mas recientes algunas plantas poseen

compresores axiales para las etapas de baja presión, y centrífugos para la etapa de alta

presión.

Ciclo de Pritchard

Este es un ciclo extremadamente simple, en el cual no existe necesidad de

separar las líneas de líquido y vapor del refrigerante; por tanto, el sistema está

compuesto por un número reducido de tuberías, válvulas y recipientes auxiliares de

presión (Fig. Nº 24).

La mayor desventaja de es sistema es que todos los componentes del refrigerante

se transfieren a baja temperatura. Esto significa que el butano y el pentano normal no

son apropiados como refrigerantes, y en su lugar deben usarse isobutano e isopentano,

los cuales tienen puntos de ebullición y de congelamiento más bajos que los anteriores.

70

También se debe señalar que debido a la necesidad de evitar el congelamiento en

el intercambiador, los refrigerantes para el ciclo Pritchard no pueden ser preparados

fácilmente a partir de gas natural disponible, y se hace necesario comprar nitrógeno,

isobutano e isopentano para compensar las pérdidas de refrigerante.

Fig. Nº 24. Esquema simplificado de un ciclo de modificado de Refrigerante Mixto, Ciclo Pritchard.

71

ALMACENAMIENTO

Tal como se ha mencionado los grandes volúmenes de GNL normalmente se

almacenan en estado líquido, debido a que como líquido este ocupará

aproximadamente 1/600 veces menos volumen que el correspondiente en estado

gaseoso a condiciones estándar.

El almacenamiento es necesario básicamente por dos motivos: Debido a la

necesidad de transportar grandes volúmenes desde los sitios donde esta disponible el

gas natural, hasta aquellos sitios donde hay necesidad de este, en ambos sitios donde

se produce, y donde se utiliza, se debe contar con grandes volúmenes de

almacenamiento tanto en la fuente como en el receptor.

El otro motivo es para contar con volúmenes de gas natural que permitan que

permitan compensar los desbalances en las demandas especialmente en épocas de

alto consumo energético como en el invierno.

Existen dos maneras básicas de almacenar el GNL, por encima de la superficie o

debajo de la superficie.

Almacenamiento en superficie

El almacenamiento encima de la superficie se clasifica en cuatro tipos:

1. Tanques de contención simple

2. Tanques de contención doble

3. Tanques de contención completa

4. Tanques de tipo membrana

72

Tanques de contención simple

Estos tanques generalmente son cilíndricos, de fondo plano, techo tipo domo, con

doble pared, una pared externa de acero al carbono y una pared interna hecha de 9%

de níquel. El espacio anular entre las dos paredes esta relleno con un material aislante

compuesta de perlita.

La cubierta de acero al carbono no es capaz de contener materiales criogénicos,

así que el único material que es capaz de contenerlos es la cubierta interior. Para

contener cualquier fuga de material criogénico, el tanque de contención simple

normalmente esta rodeado por un dique de contención, el cual provee un nivel de

contención secundario en caso de una eventual falla (Fig. 25).

Fig. Nº 25. Esquema simplificado de un tanque de contención simple.

El espesor de la pared interna del tanque varia desde varios centímetros en el tope,

hasta varias decenas de centímetros de espesor en el fondo, a fin de soportar la presión

estática del líquido contenido en el tanque. La aleación especial de acero de 9% de

níquel asegura suficiente dureza para contrarrestar cualquier propagación de fractura

debido a la temperatura criogénica de -262 ºF del GNL almacenado.

73

Tanques de contención doble

El tanque de contención doble es similar al de contención simple, pero en lugar de

un dique de contención, tiene una pared externa hecha de concreto pretensado. Esto

significa que si la pared interna falla, la pared externa es capaz de contener el líquido

criogénico. También la pared externa de concreto ayuda a disminuir los costos debido a

que se necesita menos terreno debido a que se elimina el área del dique.

En estos tanques la pared externa de concreto pretensado aumenta la resistencia

externa al impacto, sirve de soporte para el aislamiento térmico, actúa como barrera

entre el aislamiento y el espacio del techo, sirve de soporte a la pared interior, y es

menos susceptible a cualquier daño por fuerzas externas y por fuego (Fig. 26) .

La desventaja es que a medida que se desea aumentar la capacidad de

almacenamiento del tanque, con la altura del mismo, también aumenta la dirección axial,

haciendo un trabajo muy difícil el fabricar la pared interna debido al espesor de la pared,

a fin de contener el peso del líquido contenido del tanque.

Fig. Nº 26. Detalle interno de un tanque de doble contención.

74

Tanques de contención completa

En este tipo de tanques el espacio anular entre la pared interna y externa es

sellada. Generalmente este tipo de tanques posee un techo de concreto, así como una

pared externa de concreto pretensado. La pared externa y el techo pueden ahora

contener tanto el líquido como el vapor generado. El peso del techo de concreto

permite operar a una mayor presión (290 mbarg) que los tanques con techo de metal

(170 mbarg), lo cual disminuye la posibilidad de vaporización del líquido almacenado, y

en consecuencia el consumo de potencia requerido para comprimir y licuar los vapores

del tanque.

Tanques de tipo membrana

Este es un tanque que tiene la apariencia de un tanque de contención completa,

sin embargo poseen características estructurales diferentes.

La pared interna esta fabricada de un acero fino llamado membrana. La membrana

está hecha de una lámina corrugada de 1.2 mm de acero inoxidable 304. Con esta

estructura interna la carga hidrostática se transfiere a la pared de concreto a través de

una espuma de aislamiento de PVC. Esto significa que todas las partes planas de la

membrana tienen cero esfuerzos, a su vez, la membrana soporta las contracciones y

expansiones debido a las temperaturas del líquido del tanque (Fig. 27). Esta es la

mayor ventaja de los tanques tipo membrana en comparación con los tanques de

contención completa.

Algunos diseños mas recientes8 incluyen como material aislante la espuma de

poliuretano, denominado comercialmente CS1®, y la membrana esta compuesta por

dos capas, una de una aleación de acero y níquel de bajo coeficiente de contracción, y

otra de un compuesto de fibra de vidrio y aluminio denominada Triplex®.

75

Fig. Nº 27. Esquema simplificado de un tanque de tipo membrana.

La decisión de utilizar tanques de contención simple, doble, o completa se basa en

los costos de capital y costos operativos, disponibilidad de tierra, distancia de

separación hasta los brazos de carga/descarga y algunas veces por protección de

eventos externos tales como misiles o ataques con aviones pequeños.

Los tanques de contención completa son más costosos que los tanques simples.

Antes de seleccionar un tipo final de tanque es importante considerar los costos de

capital y operativos de los equipos de manejo de vapor, así como los costos asociados

a dispositivos de seguridad , sistema de combate de incendios asociados con el uso de

tanques de contención simple y los de contención completa.

Almacenamiento subterráneo El almacenamiento de gas natural subterráneo creció en popularidad

inmediatamente después de la segunda guerra mundial, la industria del gas natural

observó que los incrementos de demanda debido a las temporadas no podían cubrirse

76

con el suministro vía redes de tuberías solamente. Con el fin de suplir el incremento en

la demanda por la estacionalidad, el suministro debía incrementarse drásticamente

Existen tres tipos básicos de almacenamiento subterráneo de GNL: campos de

crudo y/o gas agotados, Acuíferos, cavernas de sal, y últimamente existen

investigaciones y desarrollos para el almacenaje de gas en minas abandonadas y

cavernas de roca recubiertas (Fig. 28).

Fig. Nº 28. Tipos de Almacenamiento subterráneo.

En los cinco casos la facilidad de almacenamiento se acondiciona antes de la

inyección, la crear una especie de recipiente de almacenaje subterráneo. El gas natural

se inyecta en la formación, elevando su presión a medida que se añade más gas

natural. En este sentido, la formación se transforma en una especie de contenedor de

gas natural presurizado. Así como sucede en los pozos perforados nuevos, a medida

que exista más presión en la facilidad de almacenamiento, el gas puede extraerse más

rápidamente. Una vez que la presión cae por debajo de la presión de cabeza de pozo,

no hay presión diferencial que permita empujar el gas natural fuera de la facilidad de

almacenamiento. Esto significa que, en cualquier facilidad de almacenaje subterráneo,

hay una cierta cantidad de gas que nunca será extraída. Esta cantidad se conoce como

“gas físicamente irrecuperable”, y estará permanentemente formando parte de la

formación.

77

En adición al gas físicamente irrecuperable, también existe el gas conocido como

“gas base” o “gas colchón”. Este es el volumen de gas que debe permanecer en la

facilidad de almacenamiento para proveer la presurización requerida para extraer el gas

remanente. En operación normal este gas base permanece bajo tierra, sin embargo una

porción del mismo puede extraerse utilizando equipos de compresión especializado en

la cabeza de pozo.

El “gas de trabajo” es el volumen de gas natural en el reservorio que puede

extraerse durante operación normal de la facilidad de almacenamiento. Este es el gas

natural que puede ser almacenado y extraído; la capacidad de las facilidades de

almacenamiento normalmente se refiere a la capacidad del gas de trabajo. Al principio

del ciclo de extracción, la presión dentro de la facilidad de almacenaje esta en su más

alto punto; lo que significa que el gas de trabajo puede extraerse a la velocidad más alta.

A medida que el volumen de gas dentro de la facilidad de almacenaje disminuye, la

presión (y la capacidad de entrega) también disminuyen. Periódicamente, los

operadores de la facilidad de almacenaje subterráneo deben reclasificar porciones del

gas de trabajo como gas de base después de evaluar la operación de sus facilidades.

Para el año 2000 el número total de Facilidades de almacenamiento subterráneo

en el mundo ascendía a 602, con una capacidad total de almacenamiento de 310 bmc,

y una capacidad de retiro de 4.46 bmc/dia (Fig. 27)

VOLUMEN DE TRABAJO INSTALADO EN EL MUNDO

0

50

100

150

200

250

300

350

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Año

Volu

men

Gas

de

trab

ajo

(Gm

3 )

Europa (Oeste) Europa (Este) - Asia (Central)Norte America OtrosTotal Mundial

Fig. Nº 29. Volumen de trabajo instalado en el mundo.

78

Campos de crudo y/o gas agotados

El primer experimento de inyección de gas en un reservorio fue hecho en Canadá,

Ontario en el año de 1915. En 1916 se creo la primera facilidad de almacenamiento

subterráneo en un campo agotado en los Estados Unidos, en el estado de Nueva York.

En los años 30 ya existían nueve facilidades de almacenamiento en seis estados

diferentes. Antes de 1950, todas las facilidades de almacenamiento subterráneo era

virtualmente reservorios depletados.

Los reservorios agotados son aquellas formaciones a las cuales se le ha extraído

todo el gas natural o crudo recuperable. Esto deja una formación subterránea,

geológicamente capaz de contener gas natural. Entre las características principales

que tiene este tipo de almacenamiento están:

- Uso de los sistemas de distribución y equipos utilizados cuando el campo estaba

productivo.

- Poseen características geológicas bien conocidas, debida a los trabajos de

exploración de los antiguos operadores del campo.

Por estas razones de los cuatro tipos de almacenamiento subterráneo, los

reservorios agotados son la opción menos costosa, de más fácil desarrollo, operación y

mantenimiento.

Las razones para la elección de la utilización de un reservorio agotado y que lo

hacen apropiado o no para utilizarlo como almacenamiento son del tipo geográficas y

geológicas.

Geográficamente, el reservorio agotado debe estar relativamente cerca de las

zonas de consumo. También debe estar cerca de la infraestructura de transporte,

incluyendo tuberías y sistemas de distribución.

Geológicamente, las formaciones debe tener una alta permeabilidad y porosidad.

La porosidad de la formación determina la cantidad de gas natural que puede retenerse,

mientras que la permeabilidad determina la velocidad a la cual es gas natural fluye a

través de la formación, los cual se refleja en la velocidad de inyección y extracción del

gas de trabajo. En algunos casos, la formación puede estimularse para incrementar su

permeabilidad.

79

Acuíferos

Los acuíferos son formaciones de roca subterráneas permeables y porosas, que

actúan como reservorios naturales de agua. Sin embargo en algunas ocasiones esta

agua contiene formaciones que puede acondicionarse y usarlas como facilidades de

gas natural (Fig. 29).

Debido a que es más costoso desarrollar este tipo de facilidades que un reservorio

agotado, este tipo de facilidad de almacenaje solo se utiliza en lugares donde no existen

reservorios agotados en las cercanías.

Tradicionalmente estas facilidades se operan solo para extracción de gas en

época de invierno, sin embargo también puede utilizarse para cubrir picos de demanda

cuando se requiera.

Fig. Nº 30. Esquema general de un Acuífero para almacenamiento de Gas.

80

Los acuíferos son menos deseables y el más costoso de los tipos de facilidades

almacenaje de gas por un número de razones:

- Las características geológicas no son tan bien conocidas como la de los

reservorios agotados. Se debe invertir una gran cantidad de tiempo y dinero para

determinar las características geológicas de un acuífero, y determinar su

conveniencia como facilidad de almacenamiento de gas natural. Se deben

realizar estudios y pruebas sismológicas, como las que se realizan para la

exploración de formaciones de gas natural potenciales. El área de la formación,

la composición y la porosidad de la formación en sí misma, y la presión de la

formación existente deben determinarse antes de desarrollar la formación.

Adicionalmente, la capacidad del reservorio se desconoce, y solo puede

determinarse una vez que la formación está completamente desarrollada.

- Toda la infraestructura necesaria para la utilización de la facilidad debe ser

desarrollada. Esto incluye la instalación de pozos, equipo de extracción, tuberías,

instalaciones de deshidratación, y posible equipo de compresión. Debido a que

los acuíferos están llenos de agua de manera natural, en algunos casos se

deben utilizar equipos de inyección muy poderosos, a fin de detener suficiente

presión para desplazar el agua y ocupar este espacio con gas natural. El

contacto del gas natural con el agua hace necesario el contar con un sistema de

deshidratación en las cercanías a la facilidad de almacenamiento a fin de

deshidratar el gas, antes de su transporte. Las formaciones de acuíferos no

tienen la misma capacidad de retención de gas natural que los reservorios

agotados, algo del gas natural inyectado escapa de la formación, y debe ser

recolectado por pozos colectores.

- Requieren más gas de colchón que los reservorios agotados. Debido a que los

acuíferos no contienen gas de manera natural, requieren una mayor cantidad de

gas para su acondicionamiento, el cual es físicamente irrecuperable. En las

formaciones de acuíferos el gas de colchón representa el 80 % del volumen total

de gas . Es posible extraer el gas de colchón de los reservorios agotados, sin

embargo hacer esto en los acuíferos puede traer efectos negativos, tales como el

daño de la formación. La mayoría de las facilidades de almacenamiento en

acuíferos se desarrollaron cuando los precio s del gas natural eran muy bajos, lo

que significa que el gas de colchón utilizado no era tan importante, sin embargo,

81

en épocas de altos precios del gas, se requieren grandes gastos para desarrollar

los acuíferos.

- El tiempo de desarrollo de un acuífero es de aproximadamente 4 años, lo cual es

el doble del tiempo necesario para desarrollar un reservorio agotado.

Cavernas de sal

Las formaciones subterráneas de sal ofrecen otra opción para el almacenaje de

gas natural. Las paredes de las cavernas de sal tienen la resistencia estructural del

acero lo cual la hace muy resistente a la degradación del reservorio y durabilidad de la

vida de la facilidad de almacenamiento.

Esencialmente, las cavernas de sal se forman de depósitos de sal existente. Estos

depósitos de sal subterráneos puede existir en dos formas: Domos de sal, y camas de

sal. Los domos de sal son gruesas formaciones creadas de depósitos naturales de sal

que, con el tiempo, por decantación va depositándose en capas sedimentándose y

formando grandes estructuras tipo domo. Puede ser tan grande como de más de 1 Km

de diámetro, y de 9 Km de alto. Típicamente, los domos de sal utilizados para

almacenamiento de gas natural se encuentran entre 0.5 Km a 2 Km por debajo la

superficie, aunque que en algunas ocasiones se encuentran mucho más cerca de la

superficie. Las camas de sal son formaciones más delgadas. Estas formaciones

usualmente no tienen más de 0.3 Km de altura. Debido a que las camas de sal son más

anchas que altas, las mismas están más propensas al deterioro, y también son más

costosas de desarrollar.

Una vez que una cama o un domo de sal se descubre, y se determina que es

apropiado para almacenar gas natural, se necesita desarrollar la caverna de sal dentro

de la formación. Esencialmente, esto consiste en utilizar agua para disolver y extraer

cierta cantidad de sal del depósito, aprox. 7-9 m3 de agua por cada 1 m3 de sal,

dejando un gran espacio vacío en la formación (Fig. 30). El agua producto de este

proceso tiene una concentración de aproximadamente 300 kg/m3, y usualmente se

utiliza en la industria del cloro y sodio, o se reinyecta en el subsuelo, o se envía hacia el

mar. Este es un proceso muy costoso (aprox. 25-30% del costo total del desarrollo), sin

embargo, una vez que ha sido creado, la caverna de sal se transforma en un recipiente

para almacenamiento de gas natural con una muy alta capacidad de envío. Los

82

requerimientos de gas de colchón es el más bajo de los tres tipos de almacenamiento.

El porcentaje de la capacidad total utilizada como colchón de gas es de

aproximadamente 33%.

Las cavernas de sal típicamente son más pequeñas que los reservorios agotados

y que los acuíferos, de hecho ocupan una centésima parte de lo que ocupa un

reservorio agotado. Por esta razón este tipo de cavernas no puede contener el volumen

de gas de una planta de carga base, y son más comúnmente utilizadas para

operaciones de “Peak-Shaving”. Sin embargo la capacidad de envío es más alta que la

de los acuíferos y los reservorios agotados

Fig. Nº 31. Esquema general de una caverna de sal para almacenamiento de Gas.

83

Almacenamiento en rocas recubiertas Existen dos métodos para almacenar gas natural en masas de roca. Una utiliza

agua de superficie para mantener el sello del gas, y la otra mantiene el gas dentro de la

caverna a través de una capa o recubrimiento de la caverna con láminas de acero

(método de recubrimiento). Una vista conceptual de ese método puede observarse en la

Fig. 31. Los principios del método se lista debajo:

- El sello del gas se asegura a través de las capas de acero

- La presión del gas se transmite a la masa de roca de los alrededores a través de

una lámina de concreto ubicada detrás de la lámina de acero y resistida por la

masa de roca.

- El agua subterránea de los alrededores del tanque de almacenamiento se drena

a través de un sistema de drenaje (compuesto de tuberías de drenaje y otros

elementos), mientras la caverna de almacenamiento esta siendo construida o

cuando la presión del gas interno se libera. El objetivo es prevenir que actúen

presiones de agua extremas sobre las capas de acero.

Fig. Nº 32. Esquema general de facilidad de almacenamiento en roca recubierta..

84

El método del recubrimiento es superior a otros sistemas de almacenamiento es los

siguientes aspectos:

- La facilidad de almacenamiento puede localizarse bajo una amplia variedad de

condiciones geológicas.

- La facilidad de almacenamiento tiene una velocidad alta de extracción o retiro.

- Pueden adoptarse varios ciclos de inyección/extracción.

TERMINALES DE GNL

La función principal de los terminales de GNL (Fig. 32) es recibir barcos cargados

con GNL, desde su estado líquido a -260 ºF al estado gaseoso, usualmente hasta la

temperatura ambiente y a la presión de envío de los sistemas de distribución. El

terminal de recibo esta diseñado para suministrar un flujo específico de gas en las

líneas de distribución y para mantener una capacidad de reserva de GNL. La cantidad

de capacidad de reserva depende del retardo esperado de los barcos, variaciones

debido a la temporada de consumo o envío, y requerimiento estratégicos de reserva.

Fig. Nº 33. Diagrama simplificado de flujo de procesos de un terminal de recibo

85

La regasificación del GNL se lleva a cabo en tres etapas, saturación del líquido

subenfriado, vaporización del líquido, y sobre calentamiento de los vapores.

Los terminales están compuestos de:

- Sistema de descarga de GNL, incluyendo el muelle

- Tanques de almacenamiento

- Vaporizadores de GNL

- Bombas de GNL internas (Tanque) y externas

- Sistema de manejo de vapores

- Servicios de soporte, tuberías, válvulas, sistema de control, sistemas de

seguridad.

- Infraestructura (caminos y edificios)

Los terminales construidos actualmente se esperan que tengan operaciones

durante 365 días al año, para lo cual cuentan con equipos de espera que les dan esta

capacidad. La única excepción es cuando se requiere una parada para inspección o

mantenimiento de los recipientes y algunos equipos críticos como el flare. Los equipos

de espera pueden eliminarse y ahorrar costos si los consumidores pueden tolerar

interrupciones en el suministro.

Sistema de descarga de GNL

Una vez que el barco llega y enfría los brazos de descarga, el GNL se transfiere a

los tanques de GNL en tierra a través de las bombas del barco. La facilidad de descarga

siempre se diseña para acomodar un amplio rango de tamaños de banqueros desde

87000 m3 hasta 145000 m3. Para la mayoría de los tanqueros de hoy día la velocidad

de descarga del líquido varía entre 8000-12000 m3/hr

Durante la descarga del barco algo de los vapores generados en el tanque de

almacenamiento se retorna a los tanques de almacenamiento del barco a través de la

línea de retorno de vapores y del brazo, con el fin de mantener una presión positiva en

el barco. Debido a la baja diferencia de presión entre el tanque de almacenamiento y el

barco, algunas veces se necesitan compresores (blowers) de retorno. Sin embargo

86

generalmente se cuenta con suficiente presión para el retorno de vapores, sin

necesidad de la utilización de compresores de retorno.

Almacenamiento de GNL

Este punto fue discutido en una sección anterior dedicada al almacenamiento, sin

embargo es importante destacar que los terminales de GNL, pueden tener desde uno

hasta dos o tres tanques. Con el fin de disminuir los costos los diseñadores tratan de

minimizar el número de tanques y maximizar la capacidad de los tanques. Si la facilidad

solo tiene un tanque, la carga y la descarga se realiza sobre el mismo tanque.

La práctica usualmente aceptada en la industria es tener todas las conexiones del

tanque (venteos, llenado, vaciado, etc.) en la parte superior del techo, de tal manera

que el tanque no se vacíe en caso de ocurrir una falla en alguna de las tuberías. Cada

tanque también tiene la capacidad de introducir en GNL por el tope o por el fondo del

tanque, a fin de permitir el GNL de diferentes densidades y así evitar el fenómeno

conocido como estratificación o “rollover”, el cual puede generar una gran cantidad de

vapores de manera muy rápida.

Manejo de vapores

Durante la operación normal, se produce vaporización del GNL en los tanques y

en las líneas de llenado de líquido debido a la transferencia de calor con los alrededores.

Estos vapores se recolectan en un cabezal que entra al tambor de succión del(los)

compresor(es) de vapores, el(los) cual(es) usualmente son del tipo reciprocantes

multietapas. También se coloca una línea para inyectar GNL líquido frío (-260 ºF) a

la corriente de vapores aguas arriba del tambor, en caso que la temperatura se

incremente por encima de -112 ºF. Los vapores generados durante la operación normal

(no durante la descarga) por pérdida de calor en el tanque de almacenamiento y

tuberías se comprimen y licuan en un re-condensador.

Durante la descarga del barco, la cantidad de vapores que sale del tanque se

incrementa significativamente. Estos vapores adicionales son una combinación del

volumen desplazado en el tanque por el GNL entrante, los vapores resultantes de la

liberación de la energía entrante proveniente de las bombas del barco, vapores

87

liberados debido a la diferencia de presión entre el barco y el tanque de

almacenamiento y vaporización debido a la pérdida de calor a través de los brazos de

carga y las líneas de transferencia. La cantidad de vapores que puede recondensarse

depende de la cantidad de envío de GNL. Si no hay suficiente envío de GNL para

absorber los vapores los vapores debe o comprimirse hasta la presión de la tubería de

envío, ventearse o quemarse. La prioridad en el manejo de vapores tiene el siguiente

orden de preferencias:

- Desplazarse hacia el barco o tanques de almacenamiento

- Recondensar hacia la línea de envío de GNL

- Comprimirlo hasta la presión de las tuberías de envío

- Quemarlo o ventearlo a la atmósfera

Bombas de GNL internas (Tanque) y externas

En la mayoría de los sistemas las bombas de bajo cabezal están instaladas en la

parte interior de los tanques. Estas bombas operan totalmente sumergidas en el GNL y

están localizadas dentro de pozos o columnas, lo cual permite su fácil remoción o

instalación. El pozo de la bomba también sirve como tubería de descarga, y están

conectados a la tubería de tope del tanque. Estas bombas circula el flujo de GNL a

través de la tubería de descarga del barco para mantener las líneas frías durante el

periodo entre descargas.

Las bombas de primera etapa usualmente tienen presiones de descarga de

aproximadamente 160 psia, y dado que la presión de saturación es aproximadamente

14.5 psia por lo que a esta presión se encuentra efectivamente subsaturado por

145.5 psi. Este subenfriamiento provee la capacidad térmica necesaria para

recondensar los vapores en la próxima etapa del proceso.

Las bombas externas, o de segunda etapa, usualmente inyectan el GNL a un

sistema de distribución a aproximadamente 1175 psia. Para alcanzar esta presión se

requieren bombas multietapas. Las bombas toman el GNL del recondensador y lo

suministra a los vaporizadores a la presión adecuada de la línea.

88

Vaporizadores de GNL

Los terminales de GNL tienen vaporizadores múltiples que operan en paralelo.

Los vaporizadores de arreglo abierto (Open Rack Vaporizers ORV) son los más

comunes mundialmente y utilizan agua de mar para calentar y vaporizar el GNL. Los

Vaporizadores de combustión sumergida (Submerged Combustión Vaporizers SCV)

utilizan parte del gas enviado como combustible para la combustión que provee el calor

de vaporización. Los sistemas de vaporizadores de arreglo abierto tienen un costo de

instalación alto, y los vaporizadores de combustión sumergida tienen los costos

operativos más altos. En muchos casos se encuentra un balance económico utilizando

ORV en operación normal y los SCV como equipos de espera.

Otro factor que tiene un impacto sobre la decisión de que tipo de vaporizador

utilizar, es si la temperatura del agua de mar esta cerca de 41 ºF, los ORV’s no son

prácticos debido al peligro de congelamiento del agua de mar. La utilización de SCV´s

conducen a problemas de contaminación debido a la emisión de Dióxido de Carbono y

NOX´s . El exceso de agua producida como resultado de la combustión requiere

tratamiento antes de su descarga.

Adicionalmente a los ORV´s y SCV`s, también se utilizan intercambiadores del tipo

doble tubo, y de tubo y carcasa, particularmente en áreas donde existen fuentes

alternativas de calor.

Sistemas de soporte

Para la operación de terminales de GNL se requiere de ciertos servicios y

utilitarios para el soporte de la operación:

- Entrada de agua de mar.

- Energía eléctrica.

- Agua contra incendio y espuma

- Aire de planta y de instrumentación.

- Nitrógeno (Para tanques y vaporizadores).

- Generación de energía de emergencia.

- Tratamiento de efluentes, incluyendo aguas sanitarias y aguas contaminadas de

lluvia.

89

Otro de los factores importantes a considerar en los terminales de GNL es la

ubicación del sitio, el cual usualmente debe contar con una profundidad de agua de al

menos 40 pies (12 m)9 para permitir el atraque de tanqueros de GNL y las condiciones

atmosféricas y tráfico marítimo del sitio deben permitir las operaciones de descarga con

retardo mínimo.

Otro factor importantísimo en el diseño del terminal de GNL es el contenido de

nitrógeno en el GNL, el cual depende de la fuente u origen del gas natural, si es

asociado o no asociado. La presencia de nitrógeno afecta considerablemente los

valores de las constantes de equilibrio k , lo cual con un cambio pequeño en la

concentración de nitrógeno puede generar mayores o menores pérdidas de metano e

hidrocarburos más pesados por vaporización, en las operaciones de descarga

TRANSPORTE DE GNL Transporte Marítimo

El primer embarque de GNL (5000 m3) fue cargado por el Methane Pioneer en

Lake Charles Luisiana en 1959, y descargado en Canvey Island en el estuario del río

Thames en el Reino Unido. Este barco fue originalmente una nave de carga de la

segunda guerra mundial y convertida para contener este cargamento experimental. El

primer carguero construido con el propósito de transportar GNL fue el Methane Princesa,

el cual transportó su primer cargamento (27400 m3) comercial desde Argelia hasta

Canvey Island en 1964.

Después de Argelia en 1964, vinieron más plantas de licuefacción con sus

respectivas naves para transporte marítimo, en Alaska (1968) , Libia (1970) , Brunei

(1972), Abu Dhabi (1977), Indonesia (1977), Malasia (1983), Australia (1989), Catar

(1996), Nigeria (1999), Trinidad (1999) y Omán (2000) y actualmente en Egipto.

Para finales del 200410 existían 155 cargueros GNL con una capacidad operativa

de 18 millones de m3. Distribuidos aproximadamente según lo que se muestra en la

tabla Nº 13 .

90

Capacidad (m3) Nº de tanqueros>120000 125

50000 - 120000 15< 50000 15

Tabla Nº 13. Distribución de la capacidad de cargueros de GNL operativos

Para finales del 200410 se encontraban en construcción 55 cargueros de GNL los

cuales estaban distribuidos según lo que se indica en la tabla Nº 14.

Capacidad (m3) Nº de tanqueros> 138000 46< 138000 9

Tabla Nº 14. Distribución de la capacidad de cargueros de GNL en construcción

En general los cargueros de GNL son de un diseño sofisticado que incorporan dos

características únicas en una nave. La primera característica es la naturaleza criogénica

de la carga. Esto requiere que todas las superficies que están en contacto con la carga

debe construirse de materiales que puedan soportar temperaturas por debajo de -100ºC,

muy por debajo de las temperaturas requeridas para la licuefacción total del GLP. Este

material típicamente es acero inoxidable, aluminio o Invar ™.Esto hace que este tipo de

cargueros sean costoso además de que envuelven técnicas especiales de soldadura.

La segunda característica importante de los cargueros de GNL, es la vaporización.

A diferencia de los cargueros de GLP, los cuales tienen abordo plantas de

relicuefacción, los tanqueros de GNL solo pueden manejar la evaporación natural de la

carga, lo cual ocurre debido a que no existe un aislamiento 100% eficiente, el GNL

evaporado se ventea o se quema en el barco. La máxima cantidad garantizada de

evaporación es alrededor del 0.15% del volumen de carga por día de viaje

Hay predominantemente tres tipos de tanqueros de GNL, el Kvaemer-Moss®

(tanque Esférico), el de Membrana, y una nueva generación de tanques de forma de

Prisma o piramidal.

91

Kvaerner-Moss® (Tanque esférico)

Los recipientes Kvaerner-Moss® poseen unos distintivos tanques esféricos

(Fig. Nº 34), construidos normalmente en aluminio, los cuales no contienen estructuras

internas. Estos tanques se encuentran soportados mediante una falda metálica

cilíndrica continua incrustada en el carguero mediante extrusión especial, que le permite

al cilindro contraerse y expandirse libremente. El tanque esta cubierto con aislamiento

térmico y una capa protectora de aluminio. El espacio de aislamiento se purga

continuamente con nitrógeno, y posee detectores de gas.

La característica principal de estos cargueros es que los tanques están colocados

libremente, son auto soportados y no forman parte de la estructura de la carcasa del

barco.

Fig. Nº 34. Diagrama general de un carguero de GNL del tipo Kvaerner-Moss ®

92

Tanques de membrana

Este tipo de tanques utilizan un membrana flexible de acero, de aproximadamente

1 mm de espesor, para contener la carga (Fig. Nº 35). Las membranas están rodeadas

por un material aislante aplicado directamente sobre la doble carcasa del barco, el peso

de la carga se transmite a través del aislamiento y soportada por la estructura del barco.

El diseño requiere de una membrana primaria, y una membrana secundaria. Esta última

esta diseñada para contener la carga durante 15 días, en caso de que falle la primera

membrana. Hay un aislamiento entre la primera y la segunda membrana, y tambien

entre la segunda membrana y el interior de la carcasa del barco. Estos espacios se

purgan con nitrógeno y constantemente se monitorean la presencia de gas y los

cambios de temperatura.

Existen dos tipos de diseños de tanques de membranas, el sistema

GazTransport®, el cual incorpora una membrana primaria de Invar®. (Aleación de

acero y de 36% níquel). Y el sistema Technigaz® el cual utiliza una membrana

corrugada de acero inóxidable. Recientemene hay algunos diseños (Gaz De France)

que utilizan una combinación de ambos denominada comercialmente CS1®.

Fig. Nº 35. Diagrama general de un carguero de GNL del tipo Membrana

93

Existen varias ventajas y desventajas para cada uno de los tipos de diseño de

tanques:

- Se conoce que algunos recipientes de membranas han presentado

concentración de gas fuera de la primera membrana, debido a la porosidad de la

membrana, sin embargo esto no se considera como peligro debido a que este

espacio constantemente se purga con nitrógeno.

- Los tanques de membranas tienen tiempos de enfriamiento mas rápidos que los

de tipo Kvaerner-Moss, típicamente 9-10 horas comparadas con las 24 horas o

mas. Esto se debe a que la masa de acero a enfriar en los de tipo membrana es

mucho menor que en los Kvaerner-Moss.

- Los tanqueros del tipo membrana son físicamente más pequeños que los

Kvaerner-Moss, para la misma capacidad de transporte, también necesitan

menos acero para su construcción.

Tanques prismático o piramidal

Recientemente la ABS (American Bureau of Shipping) aprobó a ConocoPhillips11

un nuevo diseño de tanque para transporte de GNL llamado tanque prisma/piramidal,

cuya característica principal es reducir al máximo el área superficial, y de esta forma

reducir el alto impacto debido al chapoteo del GNL dentro del tanque (Fig. Nº 36).

Fig. Nº 36. Corte sección de un banquero tipo prisma o piramidal

94

COSTOS DEL GNL

Una de las razones del resurgimiento de interés mundial por el GNL se debe a

que los costos han bajado significativamente durante los últimos años. El gas natural

puede ser producido económicamente y transportado a los diferentes mercados a

precios aproximados entre US$2.50 - US$3.50 por millón de Btu (MMBtu) dependiendo

principalmente de los costos de transporte.

Exploración & Producción Licuefacción Transporte Regasificación y

Almacenamiento

$0.5 $0.5 -- $1.0 / $1.0 / MMBtuMMBtu $0.8 $0.8 -- $1.2 / $1.2 / MMBtuMMBtu $0.4 $0.4 -- $1.0 / $1.0 / MMBtuMMBtu $0.3 $0.3 -- $0.5 / $0.5 / MMBtuMMBtu

Exploración & Producción Licuefacción Transporte Regasificación y

Almacenamiento

$0.5 $0.5 -- $1.0 / $1.0 / MMBtuMMBtu $0.8 $0.8 -- $1.2 / $1.2 / MMBtuMMBtu $0.4 $0.4 -- $1.0 / $1.0 / MMBtuMMBtu $0.3 $0.3 -- $0.5 / $0.5 / MMBtuMMBtu

Fig. Nº 37. Costo de la cadena de GNL3

Los costos de exploración y producción han venido disminuyendo debido a

tecnologías avanzadas como sísmica 3-D (tres dimensiones), perforación y terminación

de pozos de arquitectura compleja, e instalaciones submarinas más avanzadas. La

sísmica 3-D permite la creación de imágenes detalladas del subsuelo, lo cual ayuda a

los científicos a predecir donde pueden existir acumulaciones de gas natural. La

perforación y terminación de pozos de arquitectura compleja permite a los ingenieros de

petróleo penetrar de manera más precisa estas acumulaciones y maximizar la

recuperación de petróleo y gas usando pozos de ramas múltiples y sistemas de

terminación inteligentes. Las instalaciones submarinas avanzadas le permiten a las

compañías producir gas natural desde el fondo del mar.

Las innovaciones tecnológicas han reducido el costo de licuefacción y transporte

del GNL, permitiendo que más proyectos de GNL alcancen viabilidad comercial. Por

ejemplo, los costos de licuefacción han sido reducidos hasta 35 por ciento por la

introducción de tecnologías competitivas y economías de escala. Las eficiencias en el

diseño y mejoras tecnológicas han contribuido al mejoramiento de las finanzas los de

proyectos.

95

Reduccion de costos por aprendizaje

0

100

200

300

400

500

600

700

65-70 70-75 75-80 80-85 85-90 90-95 95-00 0,00 00+

Años

$/ tp

a

$/tpa

Fig. Nº 38. Reducción de costos de GNL por efectos del aprendizaje3

Las nuevas tecnologías también están ayudando a reducir los costos en el diseño

de embarcaciones. Los nuevos sistemas de propulsión están perfilados a reemplazar

los motores de turbina a vapor tradicional con unidades más pequeñas y eficientes que

no sólo reducirán los gastos de combustible sino también aumentarán la capacidad de

carga transportable. Otras mejoras en los transportadores de GNL, como la vida

operativa prolongada, tecnología de seguridad mejorada y mayor eficiencia de

combustible, han reducido los gastos de transporte substancialmente.

Las expansiones en los astilleros del Lejano Oriente y la gran competencia entre

los constructores de embarcaciones han bajado los costos de los transportadores de

GNL en un 40 por ciento. La competencia entre los constructores también está bajando

los costos de las nuevas plantas de regasificación. Los costos de regasificación han

bajado 18 por ciento (Fig. 39)

96

Reducción de Costos de Transporte(Para buques de 125-135000 m3)

0

50

100

150

200

250

300

350

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Años

M$

M$

Fig. Nº 39. Reducción de costos de transporte de GNL3

El resultado de todas estas mejoras es que el costo general de entrega del GNL ha

sido reducido en casi 30 por ciento durante los últimos 20 años (Fig.40).

2.52.5

0.50.50.10.1 0.10.1

1.81.8

Disminución de costos de GNL

2.52.5

0.50.50.10.1 0.10.1

1.81.82.52.5

0.50.50.10.1 0.10.1

1.81.8

Disminución de costos de GNL

Fig. Nº 40. Disminución global de costos de GNL 3

97

Modelo de Costo del GNL

Okimi30 Propone un modelo para determinar el costo total de producción de GNL,

el cual se resume en la Figura Nº 41

Suposiciones Básicas

Precio del gas en el campo

Capacidad, ventas esperadas, distancia del mercado, etc

Costos estudios de factibilidad

Licuefacción de Gas Natural: Costos de Capital, Operación y Mantenimiento

Tamaño de embarcaciones, velocidad, condiciones de mantenimiento

Condiciones de carga y descarga en terminales de regasificación

Operación de embarcaciones de GNL

Embarcaciones de GNL: Costos de Capital, Operación y mantenimiento

Tamaño y número de tanques de GNL

Otras condiciones del terminalTerminales de GNL: Costos de Capital, Operación y mantenimiento

Analisis de Flujo de caja Suposiciones económicas y financieras

Costo promedio del GNL ($/MMBtu)

Suposiciones BásicasSuposiciones Básicas

Precio del gas en el campoPrecio del gas en el campo



Costos estudios de factibilidadCostos estudios de factibilidad



Tamaño de embarcaciones, velocidad, condiciones de mantenimientoTamaño de embarcaciones, velocidad, condiciones de mantenimiento



Operación de embarcaciones de GNLOperación de embarcaciones de GNL

Embarcaciones de GNL: Costos de Capital, Operación y mantenimientoEmbarcaciones de GNL: Costos de Capital, Operación y mantenimiento

Tamaño y número de tanques de GNLTamaño y número de tanques de GNL

Otras condiciones del terminalOtras condiciones del terminalTerminales de GNL: Costos de Capital, Operación y mantenimiento

Terminales de GNL: Costos de Capital, Operación y mantenimiento

Analisis de Flujo de cajaAnalisis de Flujo de caja Suposiciones económicas y financierasSuposiciones económicas y financieras

Costo promedio del GNL ($/MMBtu)Costo promedio del GNL ($/MMBtu)

Fig. Nº 41. Modelo de costo de la cadena del GNL

98

Este modelo consiste básicamente de los costos de capital, operación y

mantenimiento del campo de gas, la licuefacción, el almacenamiento y la regasificación.

Para el cálculo de cada uno de estos costos intervienen factores como: Tamaño de los

tanques de GNL, tamaño y velocidad de los barcos, Distancia desde la planta de

licuefacción hasta el mercado final, condiciones de carga y descarga, frecuencia de los

viajes de los cargueros, cantidad de barcos al año. Luego de contar con toda esta

información se proceden a realizar los análisis económicos de flujo de caja y valor

presente neto, donde intervienen variables como; Duración del proyecto, Depreciación,

Inflación, Impuestos, etc.

El cálculo de costo final del GNL es un procedimiento complejo donde intervienen

un sin número de variables, e información de acceso restringido, o disponible solo para

los desarrolladores de las tecnologías.

99

CAPITULO II

MARCO METODOLÓGICO INTRODUCCION

En este capitulo se describe el procedimiento metodológico empleado durante la

realización de esta investigación a fin de lograr los objetivos planteados. Para ello se

estudia la influencia de los parámetros de calidad requeridos por los clientes, y su

ubicación geográfica sobre la selección del tipo de proceso, también se estudia la

Influencia del entorno (servicios industriales disponibles, ubicación geográfica, etc.)

sobre la selección del proceso. Luego basándose en la experiencia de plantas

existentes y estudios de otros investigadores se seleccionan los parámetros técnicos y

económicos a considerar como base de comparación entre los procesos.

Posteriormente usando la herramienta de simulación de procesos, se estudia el

comportamiento de los parámetros técnicos para los principales tipos de procesos para

producción de GNL.

INFLUENCIA DE LOS PARÁMETROS DE CALIDAD REQUERIDOS POR LOS CLIENTES

A diferencia de otros productos derivados de hidrocarburos tales como el propano,

butano, mezclas de propano-butano, gasolina natural, etc., en la actualidad no existe

una regulación o requerimiento estándar para la composición del GNL, y básicamente

la composición del GNL se adapta a los requerimientos específicos de los clientes, la

cual en la mayoría de los casos se refiere a los requerimientos de composición para

transmisión a través de tuberías.

La falta de una especificación de GNL estándar o regulada se debe principalmente

a los siguientes factores:

– Disponibilidad de mercado para subproductos como el GLP (C3&C4)

– Extracción de C2 para uso en petroquímica

100

– Necesidad de utilizar diferentes fuentes (composiciones) de gas de

alimentación.

De la literatura consultada se puede observar algunos de los parámetros de

composición requeridos por los clientes (Tabla Nº 15)

Componente Fuente: 13Alaska (%

mol)Argelia (% mol)

Baltimore G&E (% mol)

NY City (% mol)

San Diego G&E (% mol) GPSA (% mol)

CH4 99,72 86,98 93,32 98,00 92,00 > 75C2H6 0,06 9,35 4,65 1,40 6,00 < 10C3H8 0,0005 2,33 0,84 0,40 1,00 < 5C4H10 0,0005 0,63 0,18 0,10 < 2CO2 50-100 ppm 3-4H2O 0,1 - 1 ppm 4.0-7.0 lb/MMPCHg < 10 ng/Nm3

HgCH3

Aromáticos < 2 ppmC6H14 < 250 ppm < 0,5C7H16 < 90 ppmC8H18 < 0.6 ppmH2S 3.5 mg/Mm3 (4ppm) 0.25-1.0 gr/100 PCECOSCS2

Mercaptanos 0.25-1.0 gr/100 PCEAzufre total 10 - 50 mg/Nm3 5-20 gr/100 PCE

N2 0,5 - 1,5 & molar 0,20 0,71 1,01 0,10 1,00 3-4O2 0.2-1.0 ppmv

Fuente: 14

Tabla Nº 15. Especificaciones Típicas de GNL

Por lo general la composición del GNL en cuanto al metano varía entre 88% mol

y 98 % mol, para el caso de los contaminantes como el H2S y CO2 pudieran existir

mayores o menores restricciones dependiendo de las regulaciones locales del mercado.

Por lo tanto se considera que las especificaciones del GNL no ejerce una alta influencia

en la selección final del proceso de liquefacción, aunque si tiene efecto sobre el costo

total del proyecto debido a la selección del proceso de pretratamientos del gas de

alimentación.

101

UBICACIÓN GEOGRAFICA

La ubicación geográfica influye en los siguientes aspectos:

Venta de subproductos: Dependiendo de las condiciones del mercado adyacente o

disponible al desarrollo del proyecto, de la composición del gas de alimentación, y de la

composición del GNL requerida por el cliente, la producción de algunos subproductos,

tales como el GLP, puede ser o no conveniente12.

Restricciones ambientales: Las restricciones ambientales de la ubicación podrían

aumentar o disminuir los costos, en función de ajustarse a las medidas ambientales

para el control de emisiones de CO2, H2S, NOx’s al ambiente. Sin embargo este

aspecto tiene mayor relación con la selección de los procesos de pretratamiento del gas.

Servicios disponibles en el sitio: Las características de los servicios disponibles en el

área para el proceso tienen influencia sobre los costos de producción de GNL, la

disponibilidad de agua de enfriamiento tratada, temperatura del agua de enfriamiento

del mar, temperatura ambiente, etc., los cuales además de influir en los costos

específicos del proceso, afectan el consumo de potencia15. Solo en los casos cuando la

elección entre dos procesos de licuefacción tengan costos o consumo de potencia muy

cercanos entre sí, es conveniente estudiar este parámetro.

Debido a la complejidad de detalles que involucra las regulaciones ambientales

locales, costo y disponibilidad de servicios industriales, para el desarrollo de la

metodología no se incluyen aspectos relacionados con estos.

SELECCIÓN DE PARÁMETROS TÉCNICOS COMO BASE DE COMPARACIÓN ENTRE LOS PROCESOS.

En la literatura consultada existe un a gran diversidad de parámetros utilizados

para evaluar los procesos de licuefacción de GNL, algunos de ellos son cualitativos,

tales como flexibilidad, expresada en términos de rango de operación de gas de

102

alimentación, rango de operación a varias temperaturas de ambiente17, facilidad de

mantenimiento, experiencia previa en el uso de la tecnología, etc16.

También existe diferencia entre los parámetros utilizados para comparar plantas

de procesos a ser construidas en tierra firme y las construidas costa afuera.

En el caso de las plantas construidas costa afuera, algunos de los parámetros de

comparación utilizados son: Utilización de tecnología probada, espacio total requerido,

peligrosidad de almacenamiento de refrigerantes, sensibilidad al movimiento de

recipientes, simplicidad de operación, facilidad de arranque/parada, flexibilidad a los

cambios de gas de alimentación, eficiencia y costo capital19.

Los parámetros de comparación cuantitativos más comunes utilizados para

comparar técnicamente los procesos en tierra son la Eficiencia de Producción,

Eficiencia Térmica, Potencia específica16, 17,23,24, disponibilidad, y utilización. Para

efectos prácticos cada uno de estos parámetros se define de la siguiente forma:

Eficiencia de producción:

Es la relación entre la producción real y la producción esperada12

100*Pr

Presperadaoducción

realoducciónproducciónEficiencia = (11)

Algunas veces se expresa también en función del tiempo de operación18

reservaTiempoprognoTFSprogTFStotalTiempoesperadaoducciónrealoducciónproducciónEficiencia−−−−

=)()(

Pr/Pr (12)

Debido a que el objetivo de este estudio esta relacionado con proyectos futuros, y

no se conocen la producción real comparada con la esperada por diseño (Ec. 11) ni

tampoco los tiempos de parada programada y no programada (Ec. 12). Estos

parámetros no se utilizaran para seleccionar tecnologías de licuefacción.

103

Eficiencia Térmica:

Resulta de dividir el poder calorífico más alto de los productos por el valor

calorífico de la alimentación12,24

100*limentaciónacaloríficoPoderproductocaloríficoPoderTérmicaEficiencia = (13)

Potencia específica:

Se define como la relación entre la potencia total consumida y la producción,

expresada en KWH/ton, o cualquier otro juego de unidades equivalentes.

oducciónPotenciaEspecíficaPotencia

Pr= (14)

SELECCIÓN BASADA EN LA CAPACIDAD

La tendencia de los últimos años en cuanto al diseño de los trenes de producción

de GNL es a incrementar su capacidad o tamaño, a fin de tomar ventaja de la economía

de escala (Fig. Nº 42)

EVOLUCION DEL TAMAÑO DE TREN DE LICUEFACCION

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Año

MM

Tm/A

ño

Producción/Tren (MMTon/Año*Tren) Fig. Nº 42. Evolución de la capacidad por tren en el tiempo

104

Basándose en las capacidades de las plantas existentes, las plantas en

licuefacción y las planificadas para construcción (Tablas Nº 8, 7 y 8), y además

tomando en consideración los últimos avances e investigaciones para incrementar la

capacidad de trenes25,26. Se diseñó una Figura donde utilizando la capacidad de

licuefacción deseada, se pueden seleccionar los procesos disponibles para alcanzar

dicha producción.

Fig. Nº 43. Selección de procesos de licuefacción de gas natural en función de la capacidad de producción.

105

SELECCIÓN DE PARÁMETROS ECONÓMICOS

Los parámetros de comparación económicos más comúnmente utilizados son el

costo de capital, el costo específico23, 27,28

Costo de Capital: El cálculo del costo de capital requiere de información detallada y compleja

acerca de todos los factores que influyen en el costo total del proyecto. En el modelo

para el cálculo del costo total de la cadena de GNL propuesto por Okimi30 (Fig. Nº 41),

se observa que sobre el costo de Licuefacción influyen Factores como la capacidad de

la planta, la distancia desde la planta hasta el mercado, los costos de estudios de

factibilidad, los costos en sí de capital, y los costos de operación y mantenimiento.

El cálculo de los costos de los estudios de factibilidad puede variar de un

diseñador o consultor a otro, dependiendo del número de tecnologías especializadas

involucradas y de los acuerdos de transferencia tecnológica de los accionistas del

proyecto, debido a que esta información es sumamente variable y de difícil acceso, no

se toma en consideración para desarrollo del modelo de selección contenido en este

trabajo.

El cálculo de costo de capital, también supone un esfuerzo multidisciplinario de

diversas ramas de la ingeniería, economía y contabilidad de costos, sumamente

complejo que requiere información detallada de aspectos netamente técnicos como el

dimensionamiento de equipos, materiales de construcción, costo de la labor en el

mercado local, y de aspecto no técnico tales como: Construcción de áreas residenciales,

clínicas, y otras infraestructuras, construcción de sistemas de distribución, adecuación

del terreno, dragado, etc., etc.,. Debido a la complejidad del manejo de tales factores los

mismos no se incluirán dentro del modelo a desarrollar en este trabajo, al igual que lo

han hecho otros autores28

Okimi30 también hace una aproximación al costo de capital de una planta de

licuefacción usando valores del costo de proyectos contenidos en el 1994 World Bank

Report, y ajustados a los costos para el año 2001.

106

La formula General para el cálculo del costo de capital es:

MMtpaMMUSMMtpaCapacidadMMUSCapitalCosto /$8.261*)($)( = (15)

La utilización de está sujeta a las siguientes restricciones:

- Es válida para este tiempo específico (2005), ya que según lo indicado en la

figura 40, el costo de capital disminuye a medida que pasa el tiempo debido

principalmente a los avances tecnológicos, y maduración de la tecnología de

construcción de plantas de este tipo31

- Solo es valida para estimar el costo del primer tren de licuefacción, los trenes

subsiguientes pudiesen tener un costo inferior debido a que muchas etapas y

costo iniciales ya han sido cubiertos por el primer tren, por ejemplo construcción

de facilidades de transporte, carga, descarga, preparación de terrenos, etc.

- No se hace distinción entre los distintos tipos de procesos.

Debido a estas restricciones la utilización de la Ec 15, para fines de selección de

procesos carece de valor práctico ya que no permite distinguir entre el costo de capital

generado por un proceso u otro. Para efectos de la metodología solo se utilizará el valor

del costo de capital para efectos de referencia general sobre el costo

Okimi30 también asume (de acuerdo al comportamiento de las plantas

construidas y operadas por Shell Ducth Company) que los costos de operación

mantenimiento fijos son el 4.5 % del costo capital, y los variables de 0.05 $/MMBtu.

Costo específico:

Otra manera común de expresar y comparar la eficiencia económica de un

proyecto es utilizando el concepto de Costo específico que no es más que:

)(Pr($))/($tmaGNLoduccion

CapitalCostotmaEspecíficoCosto = (16)

107

Avidan, Richardson, Anderson y Woodard29 Presentan de manera gráfica el

efecto del incremento de la producción sobre el costo específico (Fig. 44). En este

trabajo en el costo presentado no se incluyen los costos de facilidades de producción,

ingeniería, procura y construcción, ni tampoco sistemas de tuberías para distribución, ni

costos de transporte marítimos. Se incluyen las facilidades de recepción de GNL,

Almacenamiento, facilidades de carga.

El amplio rango de valores de costo específico se debe que para plantas con la

misma capacidad de producción pueden variar en lo siguiente:

- Naturaleza del gas a procesar, composición y presión.

- Naturaleza del sitio, requerimientos especiales del sitio.

- Especificaciones de diseño y estándares locales.

- Regulaciones ambientales (Tipo de pretratamiento)

- Tipo de proceso de licuefacción utilizado

Costo especifico Vs. capacidad de plantas de licuefaccion de GNL

100120140160180200220240260280300

1,50 2,50 3,50 4,50 5,50 6,50Capacidad de planta (Mtpa)

Cos

to u

nita

rio (U

S $/

ton)

Costo unitario mínimo (US $/ton)

Costo unitario Máximo (US $/ton)

Fig. Nº 44. Costo específico VS. Capacidad de producción de GNL

108

El cálculo del costo específico requiriere del conocimiento previo del costo de

capital, por lo tanto aplican las mismas restricciones que las discutidas para este, de

igual forma no es posible incluir este parámetro dentro de una metodología sencilla para

selección de procesos de licuefacción.

SIMULACIÓN BÁSICA DE LOS PRINCIPALES TIPOS DE PROCESOS PARA PRODUCCIÓN DE GNL.

De las tablas 6 y 7 se puede observar que los procesos Cascada Optimizado

Phillips, Refrigerante mixto preenfriado con propano y Refrigerante Mixto dual,

representan el 90% de las plantas existentes, en construcción o planificadas. Por lo

tanto las simulaciones se realizarán para estos tres tipos de procesos.

Las premisas a seguir para realización de las simulaciones son las siguientes:

- Simulador de procesos Hysys® Versión 3.01. El cual a sido utilizado en otras

investigaciones relacionadas con GNL y ha demostrado ser adecuado para

simular este tipo de procesos20, 21,22.

- Ecuación de estado utilizada Peng-Robinson21,22

- La composición del gas utilizado en las simulaciones corresponde a un gas dulce

y deshidratado como se muestra en al tabla Nº 1622

Componente % molCH4 94,29C2H6 3,33C3H8 1,30

n-C4H10 0,30i-C4H10 0,38n-C5H12 0,11i-C5H12 0,13

C6+ 0,18Total 100,00

Tabla Nº 16. Composición típica de un Gas Natural

109

- Las condiciones de entrada del gas natural de alimentación son 400 MPCED, 90

ºF y 950 psia.

- Las condiciones finales del GNL son Líquido saturado a 14.696 psia

- La caída de presión en todos los intercambiadores se establece en 5 psi

- Los compresores utilizados con del tipo centrífugos con una eficiencia adiabática

del 75% (valor por defecto del Hysys®)

Validación de los modelos de simulación:

Debido a la falta de información detallada sobre balances de materia y energía en

la literatura disponible, no es posible validar la veracidad de los modelos de simulación.

Resultado obtenidos de las simulaciones: Los resultados detallados de las simulaciones se pueden observar en el Anexo,

de estos resultados se puede resumir los valores de potencia específica para los

procesos estudiados.

Proceso Kw/ton GNL HP/lb GNLRefrigerante mixto preenfriado (APCI) 12,2 0,18

Refrigerante Mixto Dual (Shell) 12,5 0,18Cascada Optimizado (Phillips) 14,1 0,21

Tabla Nº 17. Potencia específica para diferentes tipos de procesos de producción de

GNL.

110

MODELO PARA LA SELECCION DE LOS PROCESOS DE LIQUEFACCIÓN DE GAS NATURAL.

De acuerdo con los parámetros técnicos y económicos discutidos en este capitulo,

se propone la siguiente metodología para la selección de procesos de producción de

GNL:

1. Establecer la capacidad de producción anual de la planta

2. Utilizar la Fig. Nº 43 para determinar el(los) tipos de procesos disponibles para

alcanzar la producción esperada.

3. Si existen varios procesos posibles, y entre los procesos seleccionados están los

procesos Cascada Optimizado Phillips, Refrigerante mixto preenfriado y/o

Refrigerante mixto dual, utilizar los valores de Potencia específica determinados

mediante simulación para determinar el proceso más eficiente desde el punto de

vista energético. Si hay procesos diferentes a estos tres, presentarlos también

como una alternativa posible para la producción de GNL.

4. Utilizar la Ec. Nº 15 para determinar el costo de capital del GNL producido.

5. Realizar la recomendación final según los resultados obtenidos en el punto 3.

111

CAPITULO III

EXPRESIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS

APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA AL PROYECTO “GRAN MARISCAL”

En esta parte se aplica la metodología diseñada en el capitulo anterior a las

condiciones del proyecto “Gran Mariscal”.

Para esto se intentó ubicar la composición del gas a ser procesado en la planta de

licuefacción a construir como parte del proyecto “Gran Mariscal”, la misma no pudo ser

obtenida. Sin embargo tal como se diseñó en la metodología se utilizará la capacidad

de producción esperada para la selección preliminar el proceso

1.- Capacidad planta: 4.7 MMTpa

2.- Según la Fig. Nº 43, los procesos posibles son:

Cascada Optimizado (Phillips)

Refrigrante mixto preenfriado (APCI)

Refrigerante Mixto Dual (Shell)

LiquefinTM

3.- Potencia específica para cada proceso (tabla Nº 17)

Proceso Kw/ton GNL Potencia Total (MMKw)

Refrigerante mixto preenfriado (APCI) 12,2 57,34Refrigerante Mixto Dual (Shell) 12,5 58,75Cascada Optimizado (Phillips) 14,1 66,27

4.-

$46.1230/$8.261*7.4$)( MMUSMMtpaMMUSMMtpaMMUSCapitalCosto ==

112

5.- De acuerdo con lo obtenido en el punto Nº 3, el proceso recomendado sería el de

Cascada Optimizado Phillips, seguido muy de cerca por el del refrigerante Mixto Dual

(Shell), sin dejar de proponer el proceso LiquefinTM del cual no se posee información

acerca de la potencia específica.

ANALISIS DE LOS RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA AL PROYECTO “GRAN MARISCAL”

De los resultados obtenidos en la aplicación de la metodología diseñada se hacen

los dos siguientes análisis:

1. Según la literatura consultada el proceso seleccionado para la licuefacción de

gas natural del proyecto Gran Mariscal es el de Refrigerante Mixto Dual32, la cual

se corresponde a la segunda opción determinada por la metodología actual.

2. El costo total del proyecto puede obtenerse dividiendo el aporte de la sección de

liquefacción estimado en la metodología actual (1230 MMUS$) por el aporte del

costo total de la cadena de valor de GNL para la sección de liquefacción según lo

expresado en la Fig. 37 que es aproximadamente un 47% (Exceptuando el costo

de transporte). Esto da un costo aproximado para este proyecto de 2617

MMUS$, comparados con los 2500 MMUS$ estimados para este proyecto Gran

Mariscal expresado en el capitulo I.

113

CAPITULO IV

CONCLUSIONES

De la investigación realizada y elaboración total de este trabajo se pueden

alcanzar las siguientes conclusiones:

1. El GNL presenta ventajas en cuanto al costo de su transporte a grandes

distancias y constituye una fuente de energía ecológicamente amigable en

comparación con otras como el petróleo y el carbón, y estabilidad de precios.

2. La historia comercial del gas natural licuado es relativamente joven (1965), por lo

que el desarrollo de nuevas tecnologías en esta área está en pleno proceso de

desarrollo, especialmente en lo referido a aumento de capacidades de

producción a bajos costos.

3. Venezuela ocupa el octavo lugar en el mundo de los países con más reservas de

gas natural probadas (147 Tpc), se dispone a entrar en el mercado del GNL para

el año 2009.

4. Se han desarrollado una gran cantidad se procesos (ciclos) para producir gas

natural licuado, de estos procesos los procesos comercialmente probados y

utilizados, más utilizados son los procesos de Refrigerante Mixto preenfriado,

ciclo de Cascada Optimizado y refrigerante Mixto Dual.

5. Las innovaciones tecnológicas han reducido el costo de licuefacción y transporte

del GNL.

6. El cálculo del costo de un proyecto de GNL es un procedimiento complejo donde

intervienen un gran número de variables técnicas y económicas, mucha

información es de acceso restringido, o disponible solo para los desarrolladores

de las tecnologías.

7. En la actualidad no existe una regulación o requerimiento estándar para la

composición del GNL.

8. La ubicación geográfica ejerce una altísima y en ocasiones definitiva influencia

en la selección del tipo de procesos, ya que aspectos como: Disponibilidad de

mercado para venta de subproductos, Adecuación del proceso a restricciones

114

legales ambientales, condiciones ambientales (temperaturas de aire y agua) y

disponibilidad de servicios industriales. Ejercen un gran efecto sobre la economía

global del proyecto.

9. Los parámetros técnicos más comúnmente utilizados para la comparación de

procesos de producción de GNL, son la eficiencia de producción, la eficiencia

térmica y la potencia específica.

10. Las limitaciones técnicas de cada tipo de proceso, hacen que cada uno tenga un

rango capacidad de producción donde el proceso es técnica y económicamente

factible. Por lo tanto la capacidad de producción requerida puede utilizarse para

realizar una selección preliminar del tipo de proceso de producción de GNL.

11. Los parámetros económicos más comúnmente utilizados para la comparación de

procesos de producción de GNL, son el costo de capital, y el costo específico.

12. Las simulaciones realizadas representan solo una limitada aproximación básica

al comportamiento de cada tipo de proceso, y debido a la escasa información

técnica disponible no fue posible incluir aspectos y componentes que pueden

hacer la diferencia entre uno y otro proceso.

13. El modelo o metodología diseñada para la selección de procesos de producción

de GNL, solo toma en cuenta la capacidad de producción como factor de

selección, y no toma en cuenta otros aspectos importantes que pueden ser

definitivos a la hora de seleccionar un tipo de proceso.

14. La aplicación al proyecto Gran Mariscal de la metodología diseñada se aproxima

razonablemente a la selección realizada por el consorcio que desarrolla el

proyecto.

15. El costo total calculado para el proyecto según la metodología desarrollada en

este trabajo se aproxima razonablemente al costo estimado del proyecto gran

mariscal reportado por el consorcio que desarrolla el proyecto.

16. Debido al gran número de limitaciones, suposiciones y simplificaciones

realizadas en el desarrollo de la metodología. Se concluye que la misma solo

puede ser utilizada para realizar una selección preliminar del tipo de proceso,

pero de ningún modo puede aplicarse como selección definitiva sin tomar en

consideración los todos aspectos obviados en ella.

115

CAPITULO V

RECOMENDACIONES

De la elaboración total de este trabajo se pueden realizar las siguientes

recomendaciones:

1. Realizar investigaciones adicionales y detalladas sobre la influencia en la selección

de procesos de licuefacción de gas natural de los aspectos simplificados u obviados

en el presente trabajo, entre estos aspectos pueden mencionarse:

1.1. Influencia de la economía del proyecto debido a la comercialización de

subproductos del proceso de GNL, tales como el LGN, el LPG y/o el etano.

1.2. Influencia de las restricciones ambientales venezolanas sobre la selección de

sistemas de pretratamiento y licuefacción de gas natural.

1.3. Influencia de las condiciones ambientales del sitio (temperatura de aire y agua)

sobre la selección del proceso.

2. Realizar simulaciones rigurosas de los principales tipos de procesos a fin de poder

calcular otros parámetros de comparación técnica como la eficiencia térmica y la

potencia específica como parámetro de comparación. Estas simulaciones rigurosas

deben incluir aspectos como la simulación de los intercambiadores tipo espiral, y

diferentes tipos y arreglos de compresores para los sistemas de refrigeración.

3. Desarrollar modelos de costos rigurosos para el cálculo de costos de capital, de

modo de poder utilizar este parámetro o el costo específico como herramienta de

comparación entre los diferentes procesos.

116

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