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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
TECNOLOGÍA PARA LA LICUEFACCIÓN Y REGASIFICACIÓN DE L GAS NATURAL DEL CAMPO LA CRECIENTE DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
Para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. Johany Margarita Marcano Oliveros Tutor: Dr Jorge Barrientos
Maracaibo, enero de 2014
Marcano Oliveros, Johany Margarita. Tecnología para la Licuefacción y Regasificación del Gas Natural del Campo la Crecien te de la República de Colombia (2014). Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Estado Zulia, República Bolivariana de Venezuela. Tutor: Dr. Jorge Barrientos.
RESUMEN Debido al gran descubrimiento gasífero en el campo la creciente ubicado en la República de Colombia, en el presente trabajo se desarrolla un estudio de las alternativas tecnológicas disponibles para los proceso de licuefacción y regasificación del gas natural para seleccionar la tecnología más adecuada para cada una de estas áreas y desarrollar el diseño conceptual de una planta de licuefacción del gas natural con 70 MMPCED de capacidad a ser ubicada en el Golfo de Morrosquillo en la República de Colombia. Del mismo modo se desarrollara el diseño conceptual de una planta de regasificación la cual estará ubicada en Bahia de Las Minas Republica de Panana donde será recibido el gas licuado proveniente del campo la Creciente para retornarlo al estado gaseoso. La presente investigación ha sido sustentada en los criterios de la investigación de tipo documental y descriptiva. Como resultado de la investigación se obtuvo que los principales procesos para la licuefacción del gas son Cascada Clásica, Refrigerante Mixto y Propano Refrigerante-Mixto mientras que para la regasificación del gas licuado se utilizan sistemas denominados vaporizados los principales son: vaporizadores de panel abierto, los vaporizadores de combustión sumergida, los vaporizadores tubo carcasa empleando fluido intermedio y los vaporizadores con aire del ambiente. Considerando los criterios: consumo de energía, inversión inicial, impacto ambiental, facilidad en la operación, seguridad y eficiencia se seleccionó la tecnología de Propano-Refrigerante mixto para la licuefacción del gas y los vaporizadores de panel abierto para la regasificación del gas Finalmente, haciendo uso del simulador de proceso se realizó el diseño conceptual.
Palabras Clave: Gas Natural, Licuefacción, Regasificación, Refrigerante.
E-mail del autor: [email protected]
Marcano Oliveros, Johany Margarita. Natural gas Liquefaction and Regasification Technology from the La Creciente Field in the Repub lic of Colombia (2014). Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Estado Zulia, República Bolivariana de Venezuela. Tutor: Dr. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
Due to the large discovery of gas reservoir in La Creciente field located in the Republic of Colombia, this research study shows the technological alternatives available for the process of liquefaction and regasification of natural gas to select the most appropriate technology for each of these areas and develop the conceptual design of a liquefaction plant with capacity of 70, this plant will be located in the Gulf of Morrosquillo in the Republic of Colombia. Similarly, the conceptual design of a regasification plant which will be located in Bahia Las Minas Republic of Panana where you will receive the liquefied gas from the field to return it to the Crescent gaseous state is developed. This research has been supported by research criteria of documentary and descriptive As a result of the investigation it was found that the main processes for gas Liquefaction are Cascade Classic , mixed refrigerant and Propane Mixed Refrigerant, whereas for regasification of liquefied gas systems called vaporized the main ones are used: open panel vaporizers, submerged combustion vaporizers, Shell tubing vaporizers using the intermediate fluid and ambient air vaporizers. Considering the criteria: energy consumption, initial investment , environmental impact, ease of operation, safety and efficiency technology Propane Mixed Refrigerant technology was selected for liquefaction gas plant as the technology of vaporizers open panel was selected for the gas regasification plant regasification. finally using process simulator concept designs for both plants were developed. Keywords: Natural Gas, Liquefaction, Regasification, Refrigerant. Author´s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A DIOS todopoderoso por todas las posibles razones
A mis padres este logro es para ustedes
AGRADECIMIENTO
A Dios todo poderoso por permitir que esta y todas mis metas se hagan realidad.
A mis padres por inculcarme la perseverancia como forma de vida y por ser mi apoyo
incondicional.
A mi esposo por todas esas tardes y noches a mi lado apoyando y dándome fuerzas
para seguir adelante.
A Adriana y Eduardo por siempre estar cuando lo necesite siendo mi mano derecha
para todo.
A mi tutor por estar siempre disponible y atenderme aun en horario y días fuera de
oficina.
A Sergio por confiar en mi para el desarrollo de este tema de investigación.
Por último pero no por eso menos importante a Jesenia por vivir junto a mi esta etapa,
por ser mi presencia cuando la distancia me lo impedía y por sus palabras y acciones
que siempre llegaban en el justo momento antes de desistir.
A todos MUCHISIMAS GRACIAS!!!!
INDICE GENERAL
Página
APROBACIÓN ........................................................................................................................ 2
RESUMEN ........................................................................................................................ 3
ABSTRACT ........................................................................................................................ 4
DEDICATORIA ........................................................................................................................ 5
AGRADECIMIENTO ...................................................................................................................... 6
INDICE GENERAL ........................................................................................................................ 7
CAPITULO I EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema ............................................................................................. 12
1.1.1 Formulación del Problema ................................................................................ 13
1.2 Objetivos de la Investigación ............................................................................................ 14
1.2.1 Objetivos Generales ......................................................................................... 14
1.2.2 Objetivos Específicos ....................................................................................... 14
1.3 Justificación de la Investigación ........................................................................................ 14
1.3.1 Alcance ............................................................................................................ 15
1.3.2 Delimitación de la Investigación ........................................................................ 15
CAPITULO II MARCO TEORICO
2.1 Refrigeracion Mecanica .................................................................................................... 16
2.1.1 Expansión ......................................................................................................... 16
2.1.2 Evaporación ..................................................................................................... 17
2.1.3 Compresión ...................................................................................................... 17
2.1.4 Condensación .................................................................................................. 17
2.2 Servicios Criogénicos ....................................................................................................... 17
2.3 Intercambiadores de Calor para servicios Criogénicos ..................................................... 18
2.3.1 Intercambiadores de Láminas Aleteadas (PFHE) ............................................. 18
2.3.2 Intercambiador de Calor Tipo Arreglo Espiral (Spiral Wound) .......................... 21
2.4 Cadena integrada del GNL ............................................................................................... 23
2.5 Principios Básicos del Proceso de Licuefacción del Gas Natural ...................................... 24
2.6 Impurezas en el proceso de Licuefacción del Gas ............................................................ 25
2.7 Presión de Operación ....................................................................................................... 26
2.8 Ubicación Plantas de Licuefacción del Gas Natural .......................................................... 27
2.8.1 Plantas de gas natural licuado Onshore ........................................................... 27
2.8.2 Plantas de gas natural licuado offshore ............................................................ 29
2.8.3 Ventajas e inconvenientes de plantas de gas natural offshore .......................... 30
2.9 Procesos más utilizados en la industria para la licuefacción del Gas Natural. .................. 33
2.9.1 Proceso de Cascada Clásica. ........................................................................... 33
2.9.2 Proceso de Refrigerante Mixto (MCR) .............................................................. 36
2.9.3 Proceso de Propano y Refrigerante Mixto (C3-MR) .......................................... 39
2.10 Almacenamiento del Gas Natural Licuado ........................................................................ 42
2.11 Barco Metanero ................................................................................................................ 43
2.12 Muelle para la Descarga de GNL ...................................................................................... 44
2.13 Boil-Off y Almacenamiento ............................................................................................... 45
2.14 Tecnologías Disponibles para la Regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) .............. 46
2.14.1 Sistema de Panel Abierto. ................................................................................ 46
2.14.2 Sistema de Combustión Sumergida .................................................................. 49
2.14.3 Vaporizadores Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio (IFV). ................ 52
2.14.4 Vaporizadores con Aire del Ambiente (Ambient Air Vaporizers, AAV) .............. 54
CAPITULO III MARCO METODOLÓGICO
3.1 Nivel de Investigación ...................................................................................................... 56
3.2 Diseño de Investigación.................................................................................................... 57
3.3 Población y Muestra ......................................................................................................... 59
3.4 Métodos y Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos ......................................... 60
3.5 Validez y Confiabilidad de los Instrumentos...................................................................... 62
3.6 Tratamiento de los Datos .................................................................................................. 63
3.7 Procedimiento de la investigación .................................................................................... 64
CAPITULO IV ANÁLISIS Y TRATAMIENTO DE LOS DATOS
4.1 Caracteristicas de Produccion del Campo La Creciente ................................................... 65
4.2 Identificacion de las Tecnologias Disponibles en el mercado para la licuefacción del gas Natural .............................................................................................................................. 68
4.2.1 Proceso de Cascada Clásica ............................................................................ 68
4.2.2 Proceso de Refrigerante Mixto (MCR) .............................................................. 69
4.2.3 Proceso de Propano y Refrigerante Mixto (C3-MCR) ....................................... 69
4.3 Identificacion de las Tecnologias Disponibles en el mercado para la Regasificación del gas Natural .............................................................................................................................. 71
4.3.1 Vaporizadores de Combustión Sumergida (SCV): ............................................ 71
4.3.2 Vaporizadores de Panel Abierto (ORV): .......................................................... 71
4.3.3 Vaporizadores con Aire del Ambiente (AAV) .................................................... 71
4.3.4 Vaporizadores Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio .......................... 72
4.4 Calculos ........................................................................................................................... 80
4.4.1 Características de la corriente de gas producida en el campo. ........................ 81
CONCLUSIONES ...................................................................................................................... 87
RECOMENDACIONES ................................................................................................................ 89
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ............................................................................................. 90
ANEXOS
1. Instrumento Utilizado ............................................................................................................... 91
2. Simulacion Proceso de Licuefaccion Gas Natural La Creciente ............................................... 96
3. Simulacion Proceso de Regasificacion Gas Natural La Creciente ............................................ 97
INDICE DE FIGURAS Figura Página
1. Esquematico ciclo de Refrigeración Simple ............................................................................ 16
2. Elemento Intercambiador PHFE .............................................................................................. 18
3. Manifold Intercambiador PFHE ............................................................................................... 19
4. Diferentes aletas PFHE ........................................................................................................... 19
5. Intercambiador Tipo PHFE ...................................................................................................... 21
6. Intercambiador Tipo Spiral Wound .......................................................................................... 22
7. Haz de Tuberías Internas Intercambiador Spiral Wound ......................................................... 22
8. Fabricación Intercambiador Spiral Wound............................................................................... 23
9. Cadena Integrada del Gas Natural Licuado ............................................................................ 24
10. Facilidades Típicas Planta de Licuefacción del GNL .............................................................. 25
11. Planta Offshore Noruega ....................................................................................................... 30
12. Esquema de Distribución de Equipos Planta Offshore ........................................................... 32
13. Proceso de Licuefacción del GN Cascada Clásica ................................................................. 34
14. Proceso de Licuefacción del GN Refrigerante Mixto .............................................................. 37
15. Proceso de Licuefacción Propano-Refrigerante Mixto ............................................................ 40
16. Buques Metaneros ................................................................................................................. 44
17. Sistema de vaporización de panel abierto con agua de mar ................................................. 48
18. Detalle del Panel abierto ....................................................................................................... 48
19. Sistema de vaporización de combustión sumergida .............................................................. 50
20. Imagen Interior Vaporizador de combustión sumergida ........................................................ 50
21. Vaporizadores de combustión sumergida Imagen Planta ...................................................... 51
22. Sistema de Vaporización Carcasa – Tubo empleando un Fluido Intermedio ......................... 52
23. Vaporizadores Carcasa – Tubo empleando un Fluido Intermedio ......................................... 53
24. Sistemas de Vaporización con Aire del Ambiente ................................................................. 55
25. Gasoducto y Campo de Gas en Colombia ............................................................................ 65
26. Envolvente del gas ................................................................................................................ 84
INDICE DE TABLAS Tabla Página
1. Composición del gas ............................................................................................................... 13
2. Trenes de GNL por proceso de Licuefacción .......................................................................... 28
3. Intervalos Cañoneados para Pruebas pozo Apamate-1X La Creciente ................................ 66
4. Resultados Prueba Pozo ....................................................................................................... 67
5. Composición del gas .............................................................................................................. 68
6. Ventajas y Desventajas Procesos de Licuefacción ................................................................ 69
7. Ventajas y Desventajas Procesos de Regasificación ............................................................. 72
8. Ponderación de Criterios de Evaluación ................................................................................ 75
9. Evaluación de opciones para la licuefacción del gas natural. ................................................. 76
10. Calificación de Tecnologías de licuefacción del gas natural. ................................................. 77
11. Evaluación de opciones para la Regasificación del gas natural. ............................................ 78
12. Calificación de Tecnologías de Regasificación del gas natural. ............................................ 80
13. Composición del gas .............................................................................................................. 81
14. Composición del gas Acondicionado Para la licuefacción ...................................................... 81
15. Calculo del Peso Molecular del Gas. ...................................................................................... 82
16. Composición Refrigerante Mixto. ........................................................................................... 84
17. Resultados de la Simulación de Proceso de Licuefacción. ..................................................... 85
18. Resultados de la Simulación de Proceso de Regasificación. ................................................. 86
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema
El sector gas natural en Colombia muestra un importante crecimiento en los últimos
diez años. Actualmente la red de transporte de gas interno se compone de tres
sistemas principales: Costa Atlántica, centro e interior. La actividad de transporte de gas
natural se lleva a cabo mediante la modalidad de transportador por contrato, en el cual
los diferentes servicios de transporte, así como la expansión de la infraestructura,
dependen de los términos y condiciones de los contratos respectivos.
En el año 2010 se comenzaron las labores de exploración en los pozos del campo
La Creciente ubicado, Cuenca del Valle Inferior del Rio Magdalena en Colombia entre
los municipios de Sincelejo, San Pedro, Buenavista, los Palmitos y Ovejas en Sucre;
anunciando para principios del año 2011 resultados exitosos en el pozo exploratorio
Apamate-1X en el Bloque I, Los resultados positivos obtenidos en este pozo aunado a
los resultados similares observados en los yacimientos “A” y “D” también pertenecientes
a la Creciente confirman que el tamaño del yacimiento descubierto es muy promisorio lo
cual aporta un incremento a las reservas de gas y refuerzan el potencial del área.
Durante la prueba inicial de producción el pozo alcanzó una producción de más de
24 millones de pies cúbicos de gas por día (MMPCD), con una presión fluyente en
cabeza de tubería (PFCT) de 3.170 libras por pulgada cuadrada (LPC), restringida por
la capacidad de flujo de las facilidades de producción.
Debido al gran descubrimiento gasífero en el campo la creciente la empresa
adjudicada para el manejo del gas se propone aumentar su producción y realizar
exportaciones hacia el Caribe, en donde se está en busca de sustituir los combustibles
líquidos para generación eléctrica, en corto plazo el gas será enviado a Panamá y se
estima que a mediano plazo llegará a Jamaica y Aruba.
En el Campo La Creciente, existe la infraestructura requerida para el tratamiento y
compresión del gas natural producido. Estas facilidades permiten que el gas a
13
transportar cumpla con las especificaciones mínimas de calidad del gas exigidas por el
Reglamento Único de Transporte (RUT). En este campo se instalará un nuevo
gasoducto de 12” y 80 kilómetros de longitud aproximada, el cual transportará el gas
natural hasta la costa. El sitio seleccionado para la llegada del gasoducto de 12”
corresponde al golfo de morrosquillo sitio en el cual se instalará una planta para la
licuefacción del gas (GNL) con una capacidad de 70 MMPCED y las facilidades
requeridas para la carga de los buques; el gas licuado será recibido en el terminal de
Bahía las minas en la República de Panamá.
Para llevar a cabo el proyecto mencionado la empresa requiere el análisis conceptual
de las tecnologías existentes para la licuefacción de gas natural (LNG) y su adecuación
a las condiciones, características del gas, características de la región y los
requerimientos de servicios, debido a que esta opción resulta más económica y segura
para el transporte en buques al sitio de entrega. De igual forma se requiere el análisis
conceptual de las tecnologías para la regasificación del gas una vez recibido en el
terminal de Bahía las Minas _Panamá.
Para la realización de este estudio se tienen como premisa que el caso de diseño es
la licuefacción de 70 MMPCED del gas con la composición mostrada a continuación
(Tabla 1).
Tabla 1 Composición del gas
Composición Fracción Molar
Metano 0.9941
Nitrógeno 0.0028
Dióxido Carbono 0.0013
Etano 0.0017
n-Butano 0.00001
n-Hexano 0.00012
Total 1.0000
1.1.1 Formulación del Problema
14
Una vez descrito el proyecto a desarrollar, se plantean las siguientes
interrogantes:
¿Cuáles son las tecnologías disponibles para las etapas del proceso de licuefacción
gas natural y en qué consiste cada una de estas tecnologías?
¿Cuáles son las tecnologías disponibles para las etapas del proceso de regasificación
de gas natural licuado y en qué consiste cada una de estas tecnologías?
¿Cuál resulta la tecnología más apropiada para una planta de licuefacción y posterior
regasificación de 70 MMPCED del gas con la composición mostrada en la tabla Nº 1?
1.2 Objetivos de la Investigación
1.2.1 Objetivos Generales
Seleccionar la alternativa tecnológica más adecuada para la licuefacción del gas
natural proveniente del campo la Creciente.
Seleccionar la alternativa tecnológica más adecuada para la regasificación del gas
natural licuado proveniente del campo la Creciente.
1.2.2 Objetivos Específicos
• Describir las características de producción del gas del campo La Creciente en la
República de Colombia.
• Identificar las tecnologías disponibles en el mercado para la licuefacción del gas
natural.
• Identificar las tecnologías disponibles en el mercado para la regasificación de GNL.
• Seleccionar el sistema de licuefacción y regasificación más idóneo para el gas
natural que se produce en el campo La Creciente.
1.3 Justificación de la Investigación
Con la realización de este estudio la compañía adjudicada para el manejo del gas
producido en el campo la Creciente fomentara las investigaciones referentes a la
licuefacción del Gas Natural así como las referentes a su posterior regasificación.
15
Adicionalmente, este estudio ofrecerá una visión más amplia y realista acerca del
proceso deseado lo cual permitirá a la empresa el establecimiento de bases sólidas
para la definición del proceso a seguir.
1.3.1 Alcance
La ejecución de la investigación está sujeta al análisis del proceso para la
licuefacción del Gas Natural producido en el campo la creciente y su posterior
regasificación en el terminal bahía las minas en Panamá; tomando en cuenta la
identificación de las tecnologías existentes para ambos procesos, la descripción de las
mismas, la selección de la tecnología más adecuada para una planta en tierra de 70
MMPCED de capacidad y el diseño conceptual de esta última, el cual comprende la
determinación de las capacidades de los equipos principales que la conforman.
1.3.2 Delimitación de la Investigación
La investigación en cuestión, será desarrollada desde el mes de Mayo de 2013
hasta el mes de Enero de 2014 La misma será enmarcada en el área académica de
Ingeniería de Gas, referida específicamente al estudio de la tecnología de GNL como
alternativa para el transporte de gas natural.
CAPITULO II
MARCO TEORICO
En este capítulo se describen los fundamentos teóricos relacionados con el
contenido del estudio, en él se tomaron en cuenta algunas investigaciones inherentes a
la variable objeto del estudio; la definición de términos básicos y el sistema de variable.
2.1 Refrigeración Mecánica
La refrigeración mecánica tiene por objeto desplazar la energía térmica en forma de
calor entre dos puntos. El ciclo de refrigeración puede ser representado por cuatro
distintos pasos:
• Expansión
• Evaporación
• Compresión
• Condensación
Figura 1. Esquematico ciclo de Refrigeración Simple
2.1.1 Expansión
El punto de inicio del proceso de refrigeración consiste en la disponibilidad de líquido
17
refrigerante. El fluido proveniente del condensador A en su punto de burbuja con
temperatura TA, presión PA y entalpia hLA, pasa por la válvula de expansión donde la
presión PB y la temperatura TB son reducidas por el flasheo manteniéndose constante la
entalpia hLA (proceso isoentálpico). En el punto B las fases líquido y gas coexisten.
2.1.2 Evaporación
El vapor formado en el ciclo de expansión (A-B) no proporciona la refrigeración
necesaria para el proceso. El calor es absorbido del proceso por medio de la
evaporación de la porción del líquido del fluido refrigerante. Este proceso se realiza a
temperatura constante TB = TC, por lo cual la entalpia de c hVC =hVB Este proceso ocurre
en el evaporador o chiller.
2.1.3 Compresión
El vapor proveniente del chiller con una presión PC, temperatura TC, entalpia hVB y
entropía SC; en esta etapa el vapor es comprimido isentrópicamente hasta la presión PA.
Sin embargo como el fluido refrigerante no se trata de un fluido ideal y el compresor no
funciona idealmente se debe considerar una eficiencia isentrópica.
2.1.4 Condensación
El fluido proveniente del compresor a alta presión y a alta temperatura es pasado por
el condensador en el cual como su nombre lo indica se condensa el fluido (punto de
burbuja) para volver a reiniciar el proceso.
2.2 Servicios Criogénicos
Se puede definir la Criogenia como el estudio de los procesos que se realizan a
temperaturas muy bajas. Existen varias consideraciones en cuanto al valor de
temperatura a la cual inician los procesos criogénicos algunos autores coinciden en
que estos procesos inician a una temperatura de -73 °C ( -100 °F) mientras otros
menos estrictos afirman que los procesos criogénicos inician a -45 °C (-50°F). En el
campo de los del gas natural se utilizan procesos criogenicos para la recuperación de
propano o metano, licuefacción del gas, reinyección de nitrógeno entre otros.
18
2.3 Intercambiadores de Calor para servicios Criogénicos
En los procesos criogénicos debido a que se debe trabajar con temperaturas muy
bajas es de vital importancia conseguir un muy buen acercamiento de las temperaturas
entre las corrientes de intercambio de calor, este acercamiento definirá la eficiencia final
del proceso por lo cual toma una especial importancia elegir el tipo de intercambiador
de calor adecuado para el proceso. De acuerdo a estudios previamente realizados es
posible separa los intercambiadores mayormente utilizados para los procesos de
temperaturas criogénicas de la siguiente manera.
2.3.1 Intercambiadores de Láminas Aleteadas (PFHE)
Los intercambiadores de láminas aleteadas consisten en una serie de láminas
paralelas de aluminio, las cuales se encuentran formando canales para el paso de fluido
dando lugar a una especie de “sandwich”, Las corrugaciones actúan como aletas, las
cuales proporcionan el área para la transferencia de calor. Las laminas se encuentran
cerradas en los borde con placas de aluminio solido generando una estructura solida
denominada elemento, y dependiendo de la aplicación, una serie de elementos se
ensamblan para formar un manifold. Los intercambiadores pueden estar formados por
uno o varios manifolds (ver Figura 2, Figura 3).
Figura 2 Elemento Intercambiador PHFE Fuente: Evaluation of LNG Technologies. Rivera, Adoku, Owwaseun, Harris
19
Figura 3 Manifold Intercambiador PFHE Fuente: Evaluation of LNG Technologies. Rivera, Adoku, Owwaseun, Harris
La configuración ondulada de las aletas promueve la turbulencia y por lo tanto
aumenta la transferencia de calor. Este incremento de transferencia se encuentra
estrechamente ligado al aumento de la caída de presión esto debe tenerse en cuenta al
momento de la selección del tipo de aletas, la cual será seleccionada por el proveedor
final del equipo de transferencia de calor. En la figura 4 se muestran dos tipos de
ondulaciones para las aletas.
Figura 4 Diferentes aletas PFHE Fuente: Evaluation of LNG Technologies. Rivera, Adoku, Owwaseun, Harris
En el diseño de un intercambiador de laminas aletadas es posible conseguir distintos
tipos de aletas, esto ocurre normalmente en aquellos procesos donde existe una gran
20
diferencia de densidades, de las fases presentes, del coeficiente de transferencia de
calor, el numero de Reynolds entre otros.
Estos intercambiadores de calor son ampliamente utilizados en las aplicaciones
criogénicas debido a su bajo costo, pequeño tamaño, bajo peso, alta capacidad térmica
y la eficacia en relación con otros tipos de intercambiadores de calor debido a que este
tipo de configuración permite una temperatura de acercamiento mucho mas pequeña lo
cual implica que la curva del refrigerante se encuentre mas cerca de la curva del gas a
licuar.
Ventajas y desventajas de los intercambiadores de láminas aletadas.
Ventajas
1. Se puede alcanzar un alto grado de compacticidad. El cociente 450 pie2/pie3 entre
superficie de área y volumen es bastante común, y valores hasta de 770 pie2/pie3
han sido reportados. En comparación, las unidades convencionales de tubo y
carcaza tienen un cociente de 50 a 75 pie2/pie3.
2. Se pueden acomodar 3 ó 4 corrientes de proceso fácilmente en una sola unidad
(manifold) con el espaciado de las láminas y la construcción de las aletas
optimizadas para cada una de las corrientes.
3. Estas unidades de corrientes múltiples son ideales para operar como unidades
reversibles en procedimiento de limpieza y mantenimiento.
4. Los intercambiadores pueden ser usados individualmente o conectados en serie y/o
en paralelo.
5. El tamaño pequeño y el peso liviano permite que las instalaciones sean compactas
con un mínimo de fluctuaciones y estructuras de soporte.
Desventajas
1. La máxima presión de diseño está limitada a 1660 psig.
2. Los intercambiadores de lámina aleteada no pueden ser usados donde una o más
de las corrientes de proceso tienen tendencia a obstruir (ensuciar).
3. Los escapes internos entre los pases son difíciles de localizar y de corregir en el
campo, se necesitan equipos para soldar aluminio y se requiere de personal
experto.
4. El rango de temperaturas permitido es de -269 °C a 65 °C.
21
Figura 5 Intercambiador Tipo PHFE Fuente: Http://www.linde_engineering.com
2.3.2 Intercambiador de Calor Tipo Arreglo Espiral (Spiral Wound)
Este intercambiador consiste de una columna hueca central con haces de tuberías
alrededor. Esta columna no tiene diámetro fijo uniforme teniendo en la mayoría de los
casos la parte del fondo un diámetro superior a la parte superior del intercambiador. El
intercambiador es elaborado de acuerdo a los requerimientos del cliente.
Ventajas y Desventajas de los intercambiadores Spiral Wound.
Ventajas
1. El cociente entre superficie de área y volumen se encuentra desde 6 hasta de
91 pie2/pie3.
2. Es posible su fabricación en diversos materiales tales como aluminio,
aleaciones especiales, acero al carbono y acero inoxidable.
3. Soporta presiones de operación de hasta 3625 psig.
4. Resistente a choques térmicos.
5. Apto para todas las temperaturas.
6. El diseño de tubos espirales minimiza el problema de contracción del material
Desventajas
22
1. Posibles dificultades para el traslado del equipo dependiendo del tamaño del
equipo.
2. Espacio requerido es mayor en comparación con el plate fin.
3. Mayor costo.
Figura 6 Intercambiador Tipo Spiral Wound
Fuente: Natural Gas Processing Principles and Technology. Younger
Figura 7 Haz de Tuberías Internas Intercambiador Spiral Wound Fuente: Natural Gas Processing Principles and Technology. Younger
23
Figura 8 Fabricación Intercambiador Spiral Wound
Fuente: Http://www.linde_engineering.com
2.4 Cadena integrada del GNL
La cadena del gas natural es el conjunto de etapas por los que pasa dicho
hidrocarburo desde que se encuentra en el yacimiento hasta que llega al consumidor
final. Consiste en cuatro segmentos fuertemente dependientes y relacionados entre sí:
Exploración y Producción (E&P), licuación y transporte. En la figura 9 se presenta un
esquema de la cadena integrada del gas natural licuado.
Para hacer el GNL disponible para su uso en un país, las compañías deben invertir
en cada una de estas etapas:
• Upstream (Exploración y Producción), engloba las actividades de exploración,
desarrollo y producción del gas natural.
• Licuefacción para convertir el gas natural en estado liquido.
• Transporte. Una vez producido el gas natural licuado se transporta en buques
metaneros
• Almacenamiento del GNL en tanques especialmente preparados para ello.
• Regasificación para convertir el GNL almacenado, de su fase liquida a su fase
gaseosa, listo para ser transportado a su destino final a través del sistema de
gasoductos de gas natural
24
Figura 9 Cadena Integrada del Gas Natural Licuado
Fuente: Dimensionamiento del proceso de Licuación de una Planta de Gas Natural Off Shore. Fernández Tobar
La importancia de la cadena del gas es;
• Coordinar todas las fases para poder conseguir el objetivo de llevar gas desde
los pozos hasta los puntos de consumo obteniendo un beneficio económico.
• Reducir los riesgos. Las plantas de licuación y regasificación y los buques
suponen una enorme inversión, esto hace que los bancos y las propias
empresas exijan fuertes garantías de que los proyectos van a llevarse a cabo, y
que son viables.
• Maximizar los beneficios, llegando a los mercados más rentables.
• Minimizar los costos, obteniendo sinergias en las distintas fases, y no
duplicando tareas. Se hace una inversión para transformar el gas natural
procedente de un estado inutilizable a uno en el cual el gas natural es óptimo
como energía fundamental de combustible y como materia prima para
materiales.
2.5 Principios Básicos del Proceso de Licuefacción del Gas Natural
En la Figura 10 a continuación se muestra un diagrama de bloques de las facilidades
típicas de un sistema de licuefacción del Gas Natural.
25
Figura 10 Facilidades Típicas Planta de Licuefacción del GNL
Fuente: New LNG Process Scheme Jorge H. Foglietta ABB Randall Corporation
Del diagrama mostrado en la figura anterior solo el recuadro encerrado dentro de las
líneas punteadas corresponde con el proceso de licuefacción del gas, mientras que a la
izquierda se muestran los requerimientos algunos de ellos opcionales para preparar la
corriente de gas (pre-tratamiento del gas); a la derecha se muestran los posibles
tratamientos al gas licuado y debajo se muestran los servicios auxiliares de la planta.
2.6 Impurezas en el proceso de Licuefacción del Gas
Los contaminantes principales del proceso normalmente presentes en la corriente de
gas y que deben ser retirados son:
- Dióxido de Carbono
- Sulfuro de Hidrogeno
- Agua
- Mercaptanos
- Mercurio
- Hidrocarburos Pesados
El Dioxido de carbono debe ser retirado debido a que a las bajas temperaturas a las
que se somete al gas natural, podría solidificarse y acumularse en las instalaciones de
licuefacción, bloqueando el proceso. El principal métodos de eliminación es la absorción
26
ya sea por solventes químicos o solventes físicos.
El mercurio causa corrosión en los elementos de aluminio, material que
habitualmente se emplea en los intercambiadores criogénicos, por sus buenas
propiedades mecánicas a baja temperatura a través de la siguiente ecuación:
(1)
El mercurio puede ser eliminado por diferentes procesos:
- Adsorción sobre carbón activado impregnado de azufre
- Adsorción sobre carbón activado
- La adsorción en tamices moleculares selectivos
El nivel de mercurio debe ser <0,1 microgramos/m3.
Los hidrocarburos pesados (C5+) y deben ser retirados ya que solidificarían en el
proceso de licuefacción.
El agua puede causar formación de hidratos en las secciones de baja temperatura
por eso debe llevarse hasta niveles <0,1 ppm. Operaciones cíclicas con tamices
moleculares son generalmente utilizadas para este objetivo.
Los mercaptanos (R-SH) se eliminan a causa de olor y para alcanzar la
especificación del gas natural en lo que se refiere al contenido en azufre, normalmente
se utilizan tamices moleculares.
2.7 Presión de Operación
La licuefacción del gas natural utiliza los principios de un refrigerador de cocina,
fundamentados en la condensación-refrigeración, después de una válvula de globo y,
finalmente, la evaporación, después que se ha reiniciado el ciclo.
El gas natural es tratado (libre de impurezas) pasa por las siguientes etapas de
enfriamiento:
− Preenfriamieto
− Enfriamiento
27
− Subenfriamiento
Es conveniente tratar el gas a la mayor presión que sea posible, quedando a un nivel
menor que la presión critica, para lograr la calidad de la destilación deseada. Entonces
la presión del proceso es un término medio entre la calidad de la destilación deseada
por una parte, y el costo del enfriamiento por otro.
Todas las plantas en la industria del gas natural, tienen condiciones de recibo de gas
que se usan como parámetro en el diseño de los equipos asociados al proceso, sin
embargo, normalmente las condiciones en el pozo son poco estacionarias, debido a la
recuperación misma de los hidrocarburos, la presión interna disminuye y ocasiona
cambios en las condiciones del gas de entrada, con el objeto de estabilizar las
condiciones del gas a las características de diseño de la planta , se diseñan sistemas
de compresión que permitan adecuar la línea de entrada a planta. En caso de contarse
con suficiente presión en el pozo (por lo general en pozos recientes), se suele
aprovechar esta característica manejando todos los procesos a esta condición.
Estudios económicos rigurosos (beneficio vs costos) han demostrado que la presión
adecuada para el diseño del sistema de compresión inicial debe encontrarse entre 36 y
40 atm (atmosferas absolutas). En esta presión, el punto de ebullición del gas natural
ocurre aproximadamente a -100ºC.
2.8 Ubicación Plantas de Licuefacción del Gas Natural
Debido a que la capacidad de producción de GNL continúa creciendo y el valor del
gas natural permanece alto, el ímpetu por monetizar los recursos no tradicionales de
gas natural también crece.
2.8.1 Plantas de gas natural licuado Onshore
El punto de partida lógico para cualquier nuevo escenario de producción de GNL
debería ser la industria y los procesos existentes. La industria de GNL onshore tiene
28
ahora más de 40 años de historia empezando con las operaciones permanentes de la
planta de licuación de Camel en Argelia en 1964.
Las plantas más tempranas utilizaban procesos de licuación bastantes simples,
basados en el proceso de refrigeración en cascada o en el de refrigerante mixto y con
una capacidad de tren menor de un millón de toneladas por año.
En 1972, se utilizó el primer proceso de licuación de dos ciclos usando un
refrigerante mixto con propano pre-enfriado. Este proceso empezó a dominar la
tecnología de los procesos de licuación a finales de la década de los 70 y hoy en día,
continúa siendo uno de los preferidos de la industria de GNL. Durante este periodo,
diversas empresas han llevado a cabo significativas mejoras en el proceso original,
además la economía de escala mejoró las herramientas de simulación de procesos y el
rendimiento de los equipos lo que todo junto ha llevado a una disminución drástica de
los costos de instalación en las plantas de licuación y ha incrementado la capacidad de
los trenes de licuación.
Históricamente, la selección del ciclo de licuación era una elección sencilla de hacer:
el proceso de licuación de dos ciclos usando un refrigerante mixto con propano
preenfriado.
La tabla muestra trenes de licuación actualmente operando (actualizada a Noviembre
de 2004), y previstos (en el caso del proceso de tres refrigerantes en cascada/AP-X).
Tabla 2 Trenes de GNL por proceso de Licuefacción
Fuente: BARCLAY, Michael; DENTON, Noel (2005)
La
Tabla 2 ilustra dos puntos clave:
- El proceso de un solo refrigerante mixto con un ciclo de pre-enfriamiento (C3MR)
de la compañía APCI domina la industria;
- Ha habido una considerable diversificación en los procesos de licuación en los
29
últimos 15 años.
Este incremento en la competencia ha llevado a un incremento en la capacidad de
los trenes, una mejora en la integración de los controladores, y una reducción en los
costes de capital.
2.8.2 Plantas de gas natural licuado offshore
La producción de GNL offshore ha generado interés porque ofrece el potencial para
evitar la quema o reinyección del gas asociado y monetizar los pequeños o remotos
campos de gas no asociado.
Hace unos 30 años atrás que la industria de GNL consideró la primera construcción
de unas instalaciones de licuación en una plataforma como un medio para comercializar
las reservas de gas offshore. El interés en este concepto se ha visto acrecentado en los
últimos años por el escaso desarrollo de proyectos de GNL en campos de gas onshore
y nearshore.
A medida que la industria del petróleo y el gas natural se mueven mar adentro, más
yacimientos de gas natural serán descubiertos. ¿Cómo podemos beneficiarnos de las
reservas de gas asociadas o de las reservas de gas varadas? La producción de GNL
offshore tiene el potencial para capturar los beneficios asociados con las instalaciones
de crudo. Esto elimina la necesidad de infraestructuras y proporciona almacenamiento.
En estos casos, el uso de una planta offshore puede ser más económico que una planta
tradicional en tierra.
La Figura 11 muestra la estructura de una planta offshore sobre un buque.
30
Figura 11 Planta Offshore Noruega
Fuente: http://www.serina.es
2.8.3 Ventajas e inconvenientes de plantas de gas natural offshore
Una planta offshore puede reducir el costo de producción asociado, así como
también proporcionar máxima flexibilidad en el desarrollo de una fuente de gas.
Tradicionalmente el gas asociado ha sido reinyectado y las reservas de gas remotas se
estaban dejando sin explotar debido a la dificultad de entregar productos gaseosos al
mercado.
La movilidad de las plantas offshore reducirá los costos de construcción de nuevos
gaseoductos e instalaciones de compresión que podrían, por otro lado, ser requeridas
para transportar el gas a una planta onshore. Se elimina la necesidad de construcción
de las costosas plataformas.
Otras ventajas de las instalaciones offshore incluyen la eliminación de los costos de
preparación del sitio, puertos o rompeolas desarrollados y el continuo dragado que son
generalmente requeridos para las plantas onshore.
Todo esto elimina la necesidad de infraestructuras locales para transportar el crudo a
tierra. Los conceptos de producción, almacenamiento y offloading de GNL flotante (LNG
FPSOs) tienen numerosas ventajas sobre las plantas de licuefacción convencionales
para recursos offshore, pues pueden colocar la capacidad en el navío directamente de
los campos distantes y evitar los caros costos de las tuberías offshore y la capacidad de
31
mover la instalación de la producción a una nueva posición una vez que el campo
existente se agote. La tecnología ha sido discutida y evaluada durante las décadas
precedentes, pero aún tiene que alcanzar la realidad comercial. Sin embargo, los
precios del GNL y, en particular, la disminución de las oportunidades de proyectos de
GNL convencionales proporciona un impulso importante para su desarrollo.
Para una elección adecuada de una planta de licuefacción en un buque metanero es
indispensable un esfuerzo de comprensión que permita capacitar la diferenciación de
todas las variables y condiciones de operación de la planta. La complejidad y
sensibilidad que una planta de este tipo tiene exige un esfuerzo considerable para el
conocimiento de las distintas circunstancias que rodean al entorno.
En las plantas de licuefacción en tierra la prioridad que decide la elección es
generalmente la eficiencia termodinámica del proceso. En algunos casos, si las horas
de operación son más bajas de lo habitual lo que prioriza es el coste de capital y la
inversión inicial. En cambio, debido a las limitaciones de la instalación de plantas en
buques o en sistemas en alta mar, la prioridad en esta elección vendrá condicionada
por otra serie de factores bien distintos.
En los buques metaneros el espacio y la limitación de movimientos es un
impedimento que requiere ser tenido muy en cuenta. Para la elección de una planta en
el buque, tan importante como el consumo es el espacio. Los equipos del proceso
deben elegirse de forma que sean ligeros y que faciliten en la medida de lo posible el
acceso a todas las válvulas y centros de control.
El inconveniente de utilizar equipos más pequeños es que generalmente tienen
menor eficiencia, pese a que hace más compacta la planta. En cambio, la necesidad del
espacio reduce el número de equipos y las dimensiones que se pueden instalar y por
tanto las pérdidas asociadas a los desplazamientos se ven reducidas por la cercanía de
estos.
La seguridad es otro factor importante en los buques metaneros. El transporte del
gas combustible a través del océano requiere tomar grandes medidas de seguridad. La
flexibilidad de la planta es otro factor indispensable para el correcto funcionamiento
durante todo el viaje. Las cargas y descargas realizadas por el buque cambian las
condiciones del gas natural y afectan a las condiciones de trabajo de la planta, que
debe responder también a este ciclo constante.
32
Una condición no menos importante es que los equipos que utilice la planta requieran
un bajo mantenimiento, para que la planta esté operativa el mayor tiempo posible. Es
aconsejable que los equipos sean diseñados por fabricantes con amplia experiencia en
tecnología marítima y diseño de equipo en condiciones desfavorables, con alta
humedad y corrosión por el agua salada. Una de las condiciones indispensables en la
elección es la fiabilidad de los equipos y de la planta en su conjunto. Como
consecuencia, un factor prioritario en la elección es la utilización de equipos que se
hayan diseñado expresamente para soportar los movimientos que provoca el buque.
Se debe prestar atención al balanceo y la vibración constante que se provoca en los
equipos durante el viaje.
La Figura 12, muestra un resumen de los principales sistemas de una instalación de
GNL FPSO.
Figura 12 Esquema de Distribución de Equipos Planta Offshore
Fuente BARCLAY, Michael; DENTON, Noel (2005)
El tratamiento previo y las unidades de proceso de licuefacción representan una
parte predominante de las instalaciones con respecto al recuento de los equipos y las
necesidades de espacio. Garantizar una adecuada integración en el diseño del proceso
general es vital para el éxito de cualquier proyecto, especialmente para el desarrollo de
GNL FPSO, donde existe poca experiencia disponible.
33
2.9 Procesos más utilizados en la industria para la licuefacción del Gas Natural.
Aunque en la actualidad existe una gran gama de procesos patentados para la
licuefacción del gas natural, la mayoría de ellos se basa en modificaciones y mejoras
realizadas a los siguientes procesos.
2.9.1 Proceso de Cascada Clásica.
El proceso de licuefacción por refrigeración en cascada fue el primer proceso
utilizado en la industria, en este proceso se utilizan tres ciclos de refrigeración en cada
ciclo, circula un fluido de refrigerante puro, el cual podrá ser cualquiera de los
siguientes: propano, etileno (o etano) y metano (ver figura 13).
Cada fluido de refrigerante constituye un ciclo en el cual se ejecutan los siguientes
pasos: compresión, condensación, caída de presión isentálpica y evaporación; cada
ciclo es una cascada que comprende tres o cuatro niveles de presión alcanzados por
válvulas de globo especialmente instaladas y cada nivel de presión es alimentado por
una etapa adecuada del compresor (compresores multietapas). La salida el compresor
es una sola corriente a la presión más alta.
2.9.1.1 Circuito del gas natural.
El gas natural, seco y libre de impurezas a 38 atm y a una temperatura cerca de la
atmosférica, es preenfriado cambiando calor en el ciclo de propano hasta una
temperatura de -35 ºC antes de ser introducido a la torre fraccionadora donde se separa
la fracción pesada de C2+ (de ser requerido). El gas natural que se despide de la parte
superior de la torre fraccionadora es enfriado a una temperatura de -96 ºC, y
condensado mediante el cambio de calor en el ciclo de etileno (o de etano, si la presión
del ciclo es inferior a la atmosférica).
Luego, el gas natural condensado es subenfriado a una temperatura de -154 ºC,
cambiando calor en el ciclo de metano con una presión de 37atm y a una temperatura
de -154ºC pasa a través de una válvula de globo para disminuir su presión hasta 1 atm,
y su temperatura a -162 ºC. Luego es introducido al recipiente final, desde el cual el
GNL es despachado y el vapor (que consiste principalmente en nitrógeno) es enviado al
sistema de gases combustibles.
34
Figura 13 Proceso de Licuefacción del GN Cascada Clásica
Fuente: Natural Gas Processing Principles and Technology. Younger.
2.9.1.2 Ciclo de propano.
El propano que se despide aproximadamente a 12,5 atm y 69ºC, es condensado en
intercambiadores de calor con agua, luego es almacenado en el tanque intermedio del
cual se saca el propano líquido para enfriar el etileno en forma de cascada, asi como el
metano y también el gas natural. Las corrientes que llegan a presiones distintas desde
los intercambiadores de calor criogénicos proceden de las etapas apropiadas del
compresor de propano y el ciclo continúa.
35
2.9.1.3 Ciclo de Etileno.
El gas etileno que se despide del compresor aproximadamente a 20atm y 65 ºC,
pasa a través de los intercambiadores de calor con agua y a través de la cascada de
propano en la cual es completamente condensado antes de ser almacenado en el
tanque intermedio, del cual se saca etileno líquido para enfriar y condensar en forma
de cascada, al metano y al gas natural. Las corrientes que llegan a presiones distintas
desde los intercambiadores de calor criogénicos pasan a la etapa de etileno del
compresor correspondiente y el ciclo continua.
2.9.1.4 Ciclo de Metano.
El gas metano que se despide del compresor aproximadamente a 33 atm y 50 ºC,
pasa a través de los intercambiadores de calor con agua; la cascada de metano pasa
luego a través de la cascada de etileno, donde queda completamente condensado.
Luego es almacenado en el tanque intermedio, del cual se saca metano líquido para
subenfriar el gas natural en forma de cascada. Las corrientes que salen a presiones
distintas desde los intercambiadores de calor criogénicos pasan a la etapa
correspondiente de del compresor de metano correspondiente y el ciclo continua.
Existen modificaciones al proceso de cascada en los cuales el metano no forma
parte de un ciclo cerrado, si no que el metano usado como refrigerante es combinado
con la corriente del gas natural licuado y por tanto forma parte del producto final
Los intercambiadores de calor normalmente utilizados para el proceso son los de
láminas aletadas.(PHFE).
2.9.1.5 Ventajas del Proceso de Cascada Clásica
− Bajo consumo energético.
− Alta eficiencia
− Utilización de compresores centrífugos, que son más seguros en comparación
con los compresores axiales
− La utilización de intercambiadores de tipo PHFE beneficia debido a que se
generan bajas caídas de presión y temperaturas de acercamiento menores.
− Un solo tren puede ser diseñado para el manejo de 3.3 mtpa de gas natural.
36
2.9.1.6 Desventajas del proceso cascada clásica.
− El alto número de compresores interdependientes, los tres compresores del ciclo
dependen uno de otro de la siguiente manera: el compresor de metano depende
del compresor de etileno, asi como del de propano. El compresor de etileno
depende del compresor de propano, y todos los compresores dependen del
sistema de agua. Si el compresor de propano se para también se paran el
compresor de etileno y el de metano. Si se para el compresor de etileno solo se
parara el compresor de metano
− Su tecnología es complicada debido a la utilización de un gran número de
intercambiadores de calor.
− La necesidad de almacenar, en cada tren, grandes cantidades de refrigerantes
líquidos y de compensar todas las perdidas
− La imposibilidad de subenfriar el GNL para llevarlo a la temperatura requerida (-
162ºC). Esta temperatura es alcanzada mediante la válvula de globo, la cual
genera una velocidad de flujo de evaporación sensible.
− Alta inversión inicial
Este proceso ha estado en operación en Arzew Argelia desde 1963.
2.9.2 Proceso de Refrigerante Mixto (MCR)
Tiempo después del proceso de cascada clásica se desarrolló el proceso de
refrigerante mixto, con el objeto de simplificar el sistema de refrigeración utilizado para
la licuefacción del gas natural. Como su nombre lo indica este proceso utiliza un único
refrigerante el cual es una mezcla de los componentes metano, etano, propano, butano
y pentano. La proporción de cada componente en la mezcla es realizada de tal manera
que la curva del refrigerante final se encuentre lo mas cercano posible a la curva del
gas a licuar, de este modo la eficiencia del proceso se basara en la cercanía de ambas
curvas.
37
Figura 14 Proceso de Licuefacción del GN Refrigerante Mixto
Fuente: Natural Gas Processing Principles and Technology. Younger
2.9.2.1 Ciclo del Gas Natural.
Luego del tratamiento químico y físico para eliminar las impurezas, el gas es
preenfriado, y pasa a través de intercambiadores de calor criogénicos donde alcanza es
condensado y alcanza una temperatura de -140 a -150 °C aproximadamente. El gas
natural licuado es luego pasado por una válvula de globo hasta llegar a la 1 atm y -161
°C, a estas condiciones y mediante el uso de un recipiente sencillo se retira el nitrógeno
y helio y finalmente es almacenado
2.9.2.2 Ciclos de refrigerante
El fluido refrigerante circula en el proceso con al menos dos presiones distintas. La
presión baja (BP) de 1,5 atm que sirve a los intercambiadores de calor criogénicos del
gas natural, y la presión mayor (AP) de 5,5 atm, que sirve a los intercambiadores de
calor criogénicos para el fluido refrigerante. Este proceso se conoce con el nombre de
″proceso de dos presiones″. El fluido refrigerante es parcialmente condensado y
38
separado en tres etapas, que forman una cascada con una presión aproximada de 37
atm en la salida del compresor y una temperatura para cada paso: 37ºC, -24ºC y -79ºC.
El refrigerante líquido de los recipientes distintos es estrangulado hasta quedarse en
5,5 atm al ser evaporado en los intercambiadores de calor criogénicos para el
refrigerante, y a 1,5 atm al ser evaporado en los intercambiadores de calor criogénicos
para enfriar el gas natural.
La composición del fluido refrigerante es ajustada de tal manera que alcance su
servicio esperado en los intercambiadores de calor criogénicos después de la
estrangulación.
2.9.2.3 Ventajas del proceso de Refrigerante Mixto (MCR)
Este proceso tiene muchas ventajas en comparación con el proceso de cascada
clásica:
− Es flexible a cambios de la composición del gas natural
− Menos intercambiadores de calor criogénicos en este proceso comparado con el
de cascada clásica (cold boxes).
− Baja inversión Incial
− Bajo número de equipos
− El fluido refrigerante puede ser extraído del mismo gas natural, de ser asi no
necesita ser almacenado, ni producido, ni purificado.
− La posibilidad del subenfriamiento del gas natural licuado a una temperatura de -
163ºC.
2.9.2.4 Observaciones del proceso
− La fuerza de compresión es centralizada en un solo turbo compresor, lo cual da
como resultado un equipo demasiado grande.
− Menos eficiente que los procesos de cascada clásica y Propano y Refrigerante
Mixto.
− Un solo tren tiene puede ser diseñado para una capacidad de hasta 1,3 MTPA.
39
− Se utiliza normalmente un compresor axial que en operación ha presentado
resultados insatisfactorios debido a fallas en sus aspas.
2.9.3 Proceso de Propano y Refrigerante Mixto (C3-MR)
Este proceso utiliza los procesos de cascada clásica y de refrigerante mixto antes
descritos. El refrigerante utilizado en el proceso de casacada clásica es propano puro,
destinado al preenfriamiento del gas natural y del refrigerante mixto. El refrigerante
mixto es una mezcla de nitrógeno, metano, etano, propano y butano, El proceso de
Propano y Refrigerante Mixto es el dominante en los procesos de licuefacción debido a
que combina la alta eficiencia del proceso de Cascada Clásica con un reducido número
de Equipos. (ver Figura 13)
2.9.3.1 Circuito del Gas Natural
El gas natural alimentado es pretratado previamente para extraer el CO2, H2S y H2O.
El gas natural, ya seco y limpio, es luego preenfriado a -32,5 ºC en la cascada de
propano, antes de entrar a la torre fraccionadora para separar los hidrocarburos que se
cristalizarían en el proceso de licuefacción. El gas natural que se despide en la parte
superior de la torre fraccionadora se introduce al intercambiador de calor criogenico,
donde es enfriado y condensado por el primer refrigerante, y después subenfriado por
el segundo refrigerante, saliendo del intercambiador de calor criogénico para su
almacenamiento a 1,5 atm y -162,5 ºC.
2.9.3.2 Ciclo de propano (proceso de cascada clásica).
El propano que sale del compresor es condensado en los intercambiadores de calor
de agua- propano, y almacenado a 16 atm y 38 ºC en el tanque de almacenamiento
intermedio. El propano licuado es sacado del tanque de almacenamiento intermedio
para enfriar, en forma de cascada al refrigerante mixto (MCR) y al gas natural
introducido para que ambos queden en -32,5 ºC. El propano líquido sacado del tanque
de almacenamiento es estrangulado a 7,5 atm para alimentar el primer conjunto de
intercambiadores bifásicos, de los cuales una parte del líquido es sacada para alimentar
40
para alimentar al segundo conjunto de intercambiadores bifásicos, antes de ser
estrangulado a 3,5 atm. Aquí también, de esta última etapa, una parte del propano
líquido está destinada para alimentar al tercer conjunto de intercambiadores bifásicos
antes de otra estrangulación, esta vez a 1,2 atm. Los vapores generados en estos tres
conjuntos de intercambiadores bifásicos son alimentados en las etapas de compresores
adecuados.
Figura 15 Proceso de Licuefacción Propano-Refrigerante Mixto
Fuente: Tecnología de la licuefacción del Gas Natural Mohamed Bendjemil
2.9.3.3 Ciclo de refrigerante Mixto (MCR).
El refrigerante mixto que se utiliza en este proceso es una mezcla de nitrógeno,
metano, etano, propano y butano, que se conoce generalmente como ´´MCR´´.
El MCR que sale de la segunda etapa del compresor es enfriado en los
intercambiadores de agua-MCR, y parcialmente condensado a -37 ºC en los
41
intercambiadores de propano-MCR antes de entrar a un tanque intermedio para separar
las fases.
El refrigerante líquido del tanque líquido del tanque intermedio es subenfriado en la
parte inferior del intercambiador de calor criogénico, después es enfriado por
estrangulación en la parte superior de la llamada ´´parte inferior´´ del intercambiador del
calor criogénico.
Se espera que este refrigerante líquido enfríe y condense las corrientes del gas
natural y del refrigerante del gas procedentes de la parte superior del tanque
intermedio, y que se enfríe asimismo (es decir, el refrigerante líquido desde el tanque
de almacenamiento).
El refrigerante de gas procedente de la parte superior del tanque intermedio es
enfriado y condensado en la parte inferior del intercambiador de calor criogénico. Por lo
que respecta a la parte superior del intercambiador de calor criogénico, el refrigerante
recién condensado es subenfriado en éste, y después vaporizado en su parte superior
antes de la estrangulación.
El refrigerante de gas procedente de la parte superior del tanque intermedio es
enfriado y condensado en la parte inferior del intercambiador de calor criogénico. Por lo
que respecta a la parte superior del intercambiador de calor criogénico, el refrigerante
recién condensado es subenfriado en éste, y después vaporizado en su parte superior
antes de la estrangulación.
Los refrigerantes vaporizados en el intercambiador de calor criogénico son
realimentados a los compresores centrífugos de MCR para ser recomprimidos y
procesados.
2.9.3.4 Ventajas del proceso de Propano y Refrigerante Mixto
− Flexible a cambios en la composición del gas natural
− Mediana inversión inicial
− Alta eficiencia
− Utilización de compresores centrífugos, que son más seguros en comparación
con los compresores axiales.
− Utilización de refrigerante mixto cuyos componentes son parte del gas natural.
42
− Posibilidad de subenfriar el gas natural licuado.
− Utilización de un solo intercambiador de calor criogénico.
− Un solo tren puede ser diseñado para una capacidad de hasta 5,0 mtpa de gas
natural
2.9.3.5 Desventajas del proceso de Propano y Refrigerante Mixto
− Este proceso utiliza un ciclo de cascada clásica en el cual circula propano puro.
El propano debe ser producido y purificado constantemente. La cascada
incrementa el número de intercambiadores de calor.
− El vapor del refrigerante sale del intercambiador de calor criogénico a una
temperatura baja. Esta es una pérdida de frio que podría ser utilizada.
− Normalmente utiliza un intercambiador del tipo Spiral Wound lo cual aumenta los
costos.
2.10 Almacenamiento del Gas Natural Licuado
Cualquiera sea el proceso de licuefacción utilizado, el GNL obtenido debe ser
bombeado a tanques de almacenamiento adecuados, a la espera de su embarque para
exportación.
Los tanques deben ser diseñados para resistir grandes sismos bajo normas
internacionales (entre las que destacan la norma norteamericana NFPA59A).
El Gas Natural Licuado (GNL) es almacenado sin presión a -162° Celsius en tanques
especiales sellados. Estos tanques tienen un sistema de dos compartimientos. El
principal es de acero níquel y aluminio y se diseña para contener el GNL a bajas
temperaturas. El secundario, de concreto tiene como propósito asegurar que cualquier
eventual filtración sea contenida y aislada. Las instalaciones de almacenamiento
emplean sistemas de monitoreo avanzados para detectar inmediatamente derrames,
filtraciones o fuego de gas líquido o gaseoso. Toda la tubería que entra y sale de los
tanques, lo hace por la parte superior y sobre el nivel del gas almacenado, de modo de
43
evitar filtraciones a través de válvulas y uniones. Adicionalmente, estos tanques poseen
diversos sistemas de seguridad, como alarmas de nivel y cierres de emergencia.
Finalmente, los tanques cuentan con aisladores antisísmicos que les permiten resistir
sismos de muy alta intensidad.
2.11 Barco Metanero
El Gas Natural Licuado (GNL) es transportado en barcos metaneros con una
capacidad habitual que varía entre los 80 mil y los 265 mil m³. Estos barcos de doble
casco y de hasta 350 metros de eslora y 55 metros de manga, han sido concebidos
especialmente para operar con las bajas temperaturas del GNL (-162° Celsius).
El GNL es almacenado sin presión en tanques separados del casco por un mínimo
de dos metros, y cuentan con un compartimiento principal y otro secundario para
proteger el GNL, así como para prevenir filtraciones o derrames en caso de accidente.
El diseño incluye sistemas de detección de emanaciones de gas, calor y fuego, y de su
supresión inmediata. La seguridad está respaldada por Código Internacional de
Seguridad de Barcos y Puertos (International Ship and Port Security Code).
Los buques han sido diseñados pensando en la seguridad. No se han producido
pérdidas de vida ni incidentes significativos producto de derrames en más de 33.000
viajes. Los buques son construidos con un doble casco, lo que les brinda protección en
caso de una colisión, hundimiento o radiación de calor. Los estanques de carga se
ubican lejos del casco. Existen detectores de gas y alarmas de seguridad entre las
membranas de acero del casco, que monitorean en forma continua para detectar
filtraciones o derrames.
44
Figura 16 Buques Metaneros
Fuente: http://www.gnlquintero.com/terminal.html
2.12 Muelle para la Descarga de GNL
Los muelles de recepción de Gas Natural Licuado (GNL) están concebidos para
descargar barcos de 120.000 a 180.000 m3 de capacidad.
Una vez que el barco se ha atracado y fijado al muelle, cinco brazos especiales de
descarga son enfriados gradualmente hasta la temperatura del GNL (-162° Celsius)
para proceder con la operación. Tres de estos brazos se ocupan para la descarga, uno
sólo para el retorno de los gases de evaporación. El restante, en cambio, puede cumplir
indistintamente ambas funciones. Cada brazo tiene una capacidad de descarga normal
de 3 mil m³/h (4 mil m³/h máximo), el que es bombeado desde el barco hasta los
estanques de la planta de regasificación. Un brazo adicional sirve para recuperar el
vapor generado durante la descarga y devolverlo al barco, manteniendo con ello una
presión positiva que permite el flujo permanente de GNL entre el barco y el Terminal.
La navegación de los barcos al aproximarse a las bahías y los muelles es guiada por
satélite. El tiempo de descarga de un barco con GNL es de 10 a 12 horas
aproximadamente.
45
2.13 Boil-Off y Almacenamiento
El término Boil-Off se utiliza internacionalmente para definir la evaporación de GNL
que se genera naturalmente (por la diferencia de temperatura con el ambiente) en los
tanques de almacenamiento y todas las tuberías y equipos asociados. Los valores de
Boil-Off están normalmente en el rango de 0,1% a 0,25% del volumen del tanque, por
día.
La estratificación o formación de capas en un tanque de GNL, se produce debido al
calentamiento del líquido por la infiltración de calor a través de las paredes y piso (aún
en tanques bien aislados). La distribución no uniforme de temperatura genera
movimiento del líquido por convección, resultando en la formación de capas superiores
relativamente livianas y capas inferiores sobrecalentadas y más densas. El fenómeno
se presenta principalmente si el contenido de Nitrógeno es relativamente alto. También
puede producirse la estratificación, si la alimentación al tanque posee densidad
diferente a la del producto existente. Cuando se mezclan dos o más capas de GNL de
diferentes densidades y temperaturas, éstas tienden a igualarse con liberación de calor
y súbita generación de vapores.
La generación de vapores por estratificación aumenta la presión en el interior del
tanque produciendo la emisión de grandes cantidades de gas a la atmósfera. Si la
capacidad de venteo del tanque es insuficiente, se pueden producir daños estructurales
o roturas, con fuga de líquido.
Los tanques pueden llenarse por el fondo o por la parte superior. Se elige el punto de
llenado superior o inferior para evitar el efecto roll-over. Si la carga entrante presenta
una densidad mayor que la del tanque se llena éste por la parte superior. Si la densidad
de la carga entrante es menor a la del GNL contenido en el tanque, se elige llenar por la
sección inferior. De este modo, el líquido más denso bajará y el más liviano subirá y
finalmente tenderá a homogeneizarse la densidad del GNL en el tanque. Si no se
respetara este procedimiento de carga, podrían generarse dos capas con densidades
muy distintas que finalmente darían lugar a una mezcla brusca (roll-over) con la
producción de una gran cantidad de boil-off. Esta situación es peligrosa, por lo tanto,
totalmente indeseable.
46
La estratificación puede ser evitada mediante el control estricto de la densidad de los
productos a ser almacenados, supervisión constante de las densidades y temperaturas
en el tanque y recirculación de producto.
El espacio de aislamiento del tanque se purga continuamente con nitrógeno gaseoso.
El boil-off que se genera en los tanques de almacenamiento puede ser utilizado como
gas combustible o enviado al vaporizador en la planta de regasificación.
2.14 Tecnologías Disponibles para la Regasificación de Gas Natural Licuado (GNL)
La actividad de regasificación que tiene lugar en las plantas de gas natural licuado
(GNL) requiere un gran aporte de energía para transformar el estado del gas natural
desde las condiciones de almacenamiento en fase líquida, a las de transporte por
gasoducto en fase gaseosa. La mayoría de las plantas de regasificación de GNL
emplean para este proceso una de las siguientes tecnologías disponibles:
vaporizadores con agua de mar, vaporizadores con combustión sumergida,
vaporizadores de tubo y carcasa, vaporizadores con fluido intermedio, entre otros.
Existen diferentes sistemas disponibles para la regasificación o vaporización del Gas
Natural Licuado (GNL), las cuales se clasifican básicamente en cinco (4) categorías, tal
y como se muestra a continuación:
2.14.1 Sistema de Panel Abierto.
En términos simples, los vaporizadores de panel abierto (Open Rack Vaporizers,
ORV) consisten en tuberías que son bañadas con una película de agua de mar a
temperatura ambiente. Como el agua de mar se encuentra a una temperatura ambiente
muy superior a la temperatura del GNL (entre 12 y 18 ° C versus -161° C), el gas
natural en estado líquido se calienta con el agua del mar, retornando a su fase gaseosa.
El elemento conductor de calor es llamado panel, el cual está comprendido por muchas
filas de tubos de transferencia de calor.
Los paneles de estos vaporizadores son fabricados de una aleación de aluminio, ya
que este material posee características mecánicas ideales para operación a bajas
47
temperaturas, además, de su alta conductividad térmica. Para protegerlos de la
corrosión por el agua de mar, son recubiertos con una aleación de Zinc.
El agua de mar es alimentada desde un distribuidor en la parte superior y fluye en
forma descendente sobre la superficie externa del panel de tubos aleteados en los que
internamente fluye el GNL.
Posteriormente, el agua de mar utilizada, es colectada en la parte inferior desde
donde es devuelta al mar a una temperatura 5 °C menor a su temperatura de entrada.
Para el buen funcionamiento de estos sistemas, es necesario que la temperatura del
agua de mar se mantenga por encima de los 8 °C.
Adicionalmente, es necesario filtrar y añadir cloro al agua de mar para proteger la
superficie del panel de tubos de ensuciamiento y prevenir el crecimiento de especies
marinas.
Según estudio realizado en 2003, (Report of Study Group 3.3, Aging of Installations
at LNG Terminals, 22nd World Gas Conference June 1 – 5, Tokyo, Japan), para una
base de 277 equipos de vaporización instalados, el 63 % son del tipo Panel Abierto.
Adicionalmente, como resultado del mencionado estudio se obtuvo, que todos los
terminales equipados con esta tecnología están ubicados en Japón.
Estos sistemas resultan apropiados para su aplicación en buques regasificadores.
Las Figura 17, y Figura 18, ilustran este tipo de sistemas:
48
Figura 17 Sistema de vaporización de panel abierto con agua de mar Fuente: http:// www.es.cbi.com
Figura 18 Detalle del Panel abierto Fuente: http:// www.tokyo-gas-co.jp
2.14.1.1 Ventajas del Sistema de Panel Abierto
− Poseen flexibilidad para manejar fluctuaciones en parámetros tales como la
demanda de gas natural, temperatura del gas de salida y temperatura del agua
de mar, debido al “turndown” de estos equipos, el cual puede llegar a ser hasta
de un 90%.
− Representan una tecnología ampliamente probada a nivel mundial.
− No involucra el consumo de combustible y no genera emisiones de
contaminantes al aire.
2.14.1.2 Desventajas del Sistema de Panel Abierto
− No es adecuado el uso de esta tecnología cuando la temperatura del agua de
mar es inferior a 8 °C.
− Requieren constante mantenimiento a fin de mantener limpio el panel de tubos
(una vez al año).
− La calidad del agua es un requerimiento critico para la operación de estos
49
sistemas
− Requiere de cantidades significativas de agua de mar (aproximadamente
160.000 gpm para una planta de 8,6 MMTMA).
− El agua de mar debe ser tratada con químicos, los cuales al retornarla pueden
impactar el ambiente marino (destrucción de zooplancton y fitoplancton por
enfriamiento y efectos en la captación, descarga y manejo del agua de mar. Por
lo que en algunos casos es necesario tratarla antes de verterla nuevamente en el
mar, incrementando los costos.
− El pH del agua debe mantenerse entre 7,5 – 8,5.
− Altos costos de capital.
− Moderados costos de operación y mantenimiento.
2.14.2 Sistema de Combustión Sumergida
Los vaporizadores con combustión sumergida emplean un tubo aleteado de acero
inoxidable sumergido en un baño de agua para vaporizar el GNL. El agua es calentada
por los gases de combustión generados por uno o varios quemadores, los cuales son
burbujeados en el baño. De esta forma, el calor es transferido desde el baño de agua
hacia el GNL que fluye en el interior de los tubos. Los gases de combustión son
liberados a la atmósfera, por lo general a través de una chimenea de venteo.
Generalmente, se prefiere el uso de un solo quemador grande a múltiples
quemadores pequeños por razones económicas y de menor generación de
contaminantes (CO2 y NOx). Se diseñan para utilizar como combustible, el vapor
generado en los tanques por evaporación (Boil Off) y/o gas de baja presión obtenido del
total de gas vaporizado.
Adicionalmente, con estos sistemas es posible mantener una operación estable, aún
en situaciones de arranque y paradas súbitas, debido a la alta capacidad térmica del
baño de agua.
50
Estos sistemas resultan apropiados para su aplicación en buques regasificadores.
Según estudio realizado en 2003 (Report of Study Group 3.3, Aging of Installations at
LNG Terminals, 22nd World Gas Conference June 1 – 5, Tokyo, Japan), para una base
de 277 unidades de vaporización, el 29 % son del tipo Combustión Sumergida.
Adicionalmente, como resultado del mencionado estudio se obtuvo, que todos los
terminales equipados con esta tecnología están ubicados en Europa y los Estados
Unidos.
Ver Figura 19, Figura 20 y Figura 21 en las cuales se ilustran este tipo de sistemas:
Figura 19 Sistema de vaporización de combustión sumergida
Fuente: http://www.es.cbi.com
Figura 20 Imagen Interior Vaporizador de combustión sumergida
Fuente: http://www.tradekorea.com
51
Figura 21 Vaporizadores de combustión sumergida Imagen Planta
Fuente: http://www.tradekorea.com
2.14.2.1 Ventajas del Sistema de Combustión Sumergida
− Es posible mantener una operación estable, aún en situaciones de arranques y
paradas súbitas, debido a la alta capacidad térmica del baño de agua.
− Tienen la habilidad para responder rápidamente ante cambios en los
requerimientos calóricos.
− Bajos costos de instalación.
− Eficiencia térmica de 95 % (85 % otros sistemas de combustión).
− No es sensible a cambios climáticos
2.14.2.2 Desventajas del Sistema de Combustión Sumergida
− Debido a las grandes cantidades de gases de combustión, existe preocupación
por la emisiones de CO2 y NOx aunque que se pueden obtener concentraciones
tan bajas como 46 ppm de NOx.
− El baño de agua se acidifica debido a la absorción de productos de combustión.
− Para controlar la acidez, deben añadirse compuestos alcalinos (soda cáustica
diluida, carbonato y bicarbonato de sodio) al baño de agua para controlar el pH,
conllevando a que el agua de combustión en exceso debe neutralizarse antes de
ser descargada.
52
− Consumo energético relativamente alto en el orden de 1.4 % del gas vaporizado,
con referencias de consumo menores a 1.3 %.
− Altos costos operativos asociados al consumo de combustible.
2.14.3 Vaporizadores Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio (IFV).
En líneas generales, en los vaporizadores tipo carcasa – tubo, el calor es
suministrado al GNL, a través de un circuito cerrado con un medio de transferencia
apropiado.
Estos sistemas utilizan intercambiadores carcasa – tubos verticales, en los cuales el
GNL circula por los tubos y es vaporizado pudiendo alcanzar una temperatura mínima
de salida de 7,22 ºC normalmente. Por la carcasa, fluye una corriente caliente de un
fluido intermedio, por ejemplo una solución acuosa de Etilen Glicol (60/40 % en peso) o
propano, encargado de suministrar el calor necesario al GNL. El calentamiento de la
corriente de fluido intermedio, se realiza mediante calentadores de fuego directo.
La eficiencia de transferencia de calor de este tipo de vaporizadores está en el orden
de 85%.
Estos sistemas resultan apropiados para su aplicación en buques regasificadores.
Ver Figura 22 y Figura 23 en las cuales se ilustran este tipo de sistemas:
Figura 22 Sistema de Vaporización Carcasa – Tubo empleando un Fluido Intermedio
Fuente: http://www.es.cbi.com
53
Figura 23 Vaporizadores Carcasa – Tubo empleando un Fluido Intermedio
Fuente: http://www. cheresources.com
2.14.3.1 Ventajas del Sistema IFV
− Costo de Instalación relativamente bajo.
− El sistema, al estar la generación de calor dentro del mismo, no es sensible a los
cambios climáticos de la región
− Una gran variedad de suplidores suministran los equipos utilizados, reduciendo
así los costos de mantenimiento.
− Los equipos son generalmente mas pequeños en tamaño y costo, al compararlos
con tecnologías de panel abierto.
2.14.3.2 Desventajas del Sistema IFV
− Altos costos operativos, principalmente por el consumo de combustible.
− Consume entre 1.5 y 2 % del gas
− Produce contaminación por NOx, CO2 y CO.
− El diseño de estos sistemas requiere de flujos estables de GNL para las
condiciones de diseño y de “turn down”.
− Requiere previsiones para prevenir congelamiento dentro del vaporizador.
− Las aplicaciones han sido limitadas hasta el momento.
54
− La eficiencia de combustión es menor que para el SCV.
2.14.4 Vaporizadores con Aire del Ambiente (Ambient Air Vaporizers, AAV)
Los vaporizadores con aire del ambiente, emplean la energía térmica del aire para
vaporizar el GNL en gas natural. Para ello, el GNL es enviado a través de varios
bancos de intercambiadores de superficie extendida. De esta forma el calor es
transferido al GNL para vaporizarlo y generar gas natural a una temperatura cercana a
la temperatura del aire en el ambiente. El aire frío, ahora más denso, fluye en forma
descendente y sale por el fondo del vaporizador.
El tamaño y rendimiento de estos equipos se ve severamente afectado por la
temperatura y humedad del aire, por lo que son ideales para localizaciones de clima
cálido.
Durante el proceso para remover la cantidad de calor necesaria para vaporizar el
GNL el aire puede enfriarse por debajo de su punto de rocío. En este caso puede
formarse una neblina alrededor de los equipos.
Esta tecnología solo ha sido aplicada a pequeña escala, a pesar de que se han
considerado equipos de mayor tamaño, como una opción para plantas de
regasificación, aun no han sido probados.
Es importante señalar, que estos sistemas son apropiados para su aplicación en
buques regasificadores.
La Figura 24 ilustra este tipo de sistemas:
55
Figura 24 Sistemas de Vaporización con Aire del Ambiente
Fuente: Mustang, 2006
2.14.4.1 Ventajas del sistema de Vaporizadores con Aire del Ambiente
− Pueden ser fabricados por suplidores convencionales de ventiladores por aire.
− No se generan emisiones considerables al ambiente (aire/mar).
− Representan una tecnología medianamente probada.
− No consume combustibles.
− Bajos costos de operación y mantenimiento
2.14.4.2 Desventajas del sistema de Vaporizadores con Aire del Ambiente
− Requieren de amplia disponibilidad de espacio físico
− Durante el proceso para remover la cantidad de calor necesaria para vaporizar el
GNL, el aire puede enfriarse por debajo de su punto de rocío. En este caso
puede formarse una neblina alrededor de los equipos.
− Altos costos de capital.
CAPITULO III
MARCO METOLÓGICO
La presente investigación tiene como objeto la selección de Tecnología para la
Licuefacción y Regasificación del Gas Natural del Campo la Creciente de la Republica
de Colombia. El presente capitulo denominado marco metodológico indica la manera
como se realizara la selección y describe en forma detallada como se llevara a cabo el
estudio.
3.1 Nivel de Investigación
El nivel de investigación se refiere al grado de profundidad con que se aborda un
objeto o fenómeno. Aquí se indicará si se trata de una investigación exploratoria,
descriptiva o explicativa. En cualquiera de los casos es recomendable justificar el nivel
adoptado.
Según el nivel, la investigación se clasifica en:
Investigación Exploratoria: es aquella que se efectúa sobre un tema u objeto poco
conocido o estudiado, por lo que sus resultados constituyen una visión aproximada de
dicho objeto.
Investigación Descriptiva: consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno o
supo con establecer su estructura o comportamiento.
Los estudios descriptivos miden de forma independiente las variables, y aun cuando
no se formulen hipótesis, las primeras aparecerán enunciadas en los objetivos de
investigación.
Investigación Explicativa: se encarga de buscar el porqué de los hechos mediante el
establecimiento de relaciones causa-efecto.
57
De acuerdo al método utilizado para la presente investigación esta se catalogó de
tipo descriptivo debido a que durante el desarrollo de la misma se procederá a recopilar
información que permita la identificación y descripción de las tecnologías disponibles en
la actualidad para la licuefacción y regasificación de gas natural licuado
3.2 Diseño de Investigación
El diseño de investigación es la estrategia que adopta el investigador para responder
al problema planteado. En esta sección se definirá y se justificará el tipo de según. el
diseño o estrategia por emplear.
En atención al diseño, la investigación se clasifica en:
Investigación Documental: es aquella que se basa en la obtención y análisis de datos
provenientes de materiales impresos u otros tipos de documentos.
Investigación de Campo: consiste en la recolección de datos directamente de la
realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar variable alguna.
Investigación Experimental: proceso que consiste en someter a un objeto o grupo de
individuos a determinadas condiciones o estímulos (variable independiente), para
observar los efectos que se producen (variable dependiente). Se diferencia de la
investigación de campo por la manipulación y control de variables.
Esta investigación se califica como un estudio de tipo documental, ya que se basa en
la recopilación información obtenida en consulta de libros, informes técnicos,
investigaciones, revistas, trabajos especiales de grado. Según Chávez (2004, p. 146)
“los estudios documentales son aquellos que se realizan sobre las bases de
documentos o revisión bibliográfica y se efectúan en función de documentos escritos y
no escritos susceptibles de ser analizados”. Por su parte, Sierra (2002), plantea que los
estudios documentales consisten en el análisis de informaciones basadas en
documentos, los cuales se organizan para dar origen a un nuevo conocimiento.
58
Sabino (2007) indica que el beneficio de la investigación documental es que el
investigador puede, mediante una indagación bibliográfica, analizar una amplia gama
de fenómenos, ya que no sólo tiene que basarse en los hechos a los cuales él tiene
acceso de un modo directo sino que puede extenderse para abarcar un conocimiento
derivado de los textos y publicaciones.
En este sentido, Jurado (2002), divide en tres las etapas o fases del método
documental:
− La investigación, en la que se indagan y descubren elementos del conocimiento,
aspectos nuevos de elementos ya conocidos y se establecen relaciones entre
unos y otros.
− La sistematización en la que, tras de una seria y analítica reflexión, se somete a
crítica esos elementos para comprobar su validez.
− La exposición, en la que se precisa y ordena el conocimiento adquirido,
enriquecido a través de un proceso creativo y se expone en forma oral o escrita
por medio del discurso científico.
− Es importante indicar que la investigación se clasificó por su propósito como
aplicada ya que esta orientada a brindar soluciones. Al respecto, afirma Chávez
(2004, p.133) que los estudios aplicados tienen como fin resolver un problema en
un periodo corto de tiempo.
Finalmente, esta investigación se considera un proyecto factible en cuanto se
propone a solucionar la problemática del conocimiento acerca de las alternativas
tecnológicas disponibles a nivel mundial para la licuefacción y regasificación de gas
natural. Balestrini (2002, p. 191), afirma que “los proyectos factibles se emplean cuando
se propone alguna opción ideal, sistema o modelo, que implica cambios en una realidad
dada, que puede ser organizacional, administrativa, social, entre otras”. En tal sentido,
Barrios (1998, p. 7) define el proyecto factible como la “investigación, elaboración y
desarrollo de una propuesta de un modelo operativo viable para solucionar problemas,
requerimientos o necesidades de organizaciones o grupos sociales”.
59
La razón por la cual se seleccionó esta modalidad de investigación, radica, en que el
objetivo está orientado hacia la descripción y posterior solución o propuesta de solución
de un problema, esto, aporta relevancia práctica al trabajo.
3.3 Población y Muestra
La población o universo se refiere al conjunto para el cual serán válidas las
conclusiones que se obtengan: a los elementos o unidades (personas, instituciones o
cosas) involucradas en la investigación. (Morles, 1994, p. 17).
La muestra es un "subconjunto representativo de un universo o población." (Morles,
1994, p. 54).
Méndez (2007, p. 281) plantea que “la población es el número de personas a las
cuales se les puede solicitar información depende tanto de los objetivos y alcances del
estudio como de las características de las personas que la pueden suministrar”.
De acuerdo con los planteamientos de Hernández, R.; Fernández, C.; y Baptista,
(2006, p. 210),...”una población es el conjunto de todos los casos que concuerdan con
una serie de especificaciones...”.
La población de la presente investigación está conformada por las estaciones de
Licuefacción y Regasificación para el gas procedente del campo La Creciente en la
república de Colombia.
Para efecto de la investigación, la muestra objeto de estudio quedará constituida por
el 100% de la población, según Bavaresco (2007, p. 192), “no en todas las
investigaciones debe extraerse la muestra de una población, sino que se estudia todo el
universo.”
60
3.4 Métodos y Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos
Método: Representa la estrategia concreta e integral de trabajo para el análisis de un
problema o cuestión coherente con la definición teórica del mismo y con los objetivos de
la investigación.
Medio o camino a través del cual se establece la relación entre el investigador y el
consultado para la recolección de los datos, se citan la observación y la encuesta
Técnica: conjunto de reglas y procedimientos que permiten al investigador establecer
la relación con el objeto o sujeto de la investigación.
Instrumento: mecanismo que usa el investigador para recolectar y registrar la
información; formularios, pruebas, test, escalas de opinión, listas de chequeo.
Un buen instrumento determina en gran medida la calidad de la información, siendo
esta la base para las etapas subsiguientes y para los resultados.
La metodología utilizada en la recolección de datos debe estar acorde con el enfoque
teórico conceptual que se ha desarrollado en el resto del estudio.
El método orienta la técnica, pueden existir distintas técnicas de recolección de
información, pero no varios métodos, sin ser validados como tales.
Para la elección del método, las técnicas y los instrumentos el investigador debe
tener claramente definido que se busca, y como lo busca
.
En cuanto a las técnicas e instrumentos de recolección de datos o información
existen dos fuentes que la suministran
Fuentes Primarias: Se obtiene información por contacto directo con el sujeto de
estudio; por medio de observación, cuestionarios, entrevistas, etc.
61
Fuentes Secundarias: Información obtenida desde documentos; historia clínica,
expediente académico, estadísticas, datos epidemiológicos, entre otros
Con base en lo antes expuesto, la presente investigación se fundamenta en las
siguientes técnicas:
Participación y Observación Directa: Para Bavaresco (1994), la participación y la
observación directa, es la técnica de mayor importancia, por ser “la conexión entre el
investigador y la realidad, es decir, relaciona al sujeto con el objeto del problema”.
Durante el desarrollo de la investigación, se hará uso de esta técnica para obtener una
visión real sobre las alternativas tecnológicas disponibles a nivel mundial para la
regasificación del gas natural en tierra en cuanto a sus características y su
funcionamiento, así como los pasos y procedimientos operacionales.
Entrevista estructurada: Las entrevistas permiten el diálogo con los expertos en la
materia, con la finalidad de obtener los conceptos básicos e información referente al
estudio de las alternativas tecnológicas disponibles a nivel mundial para la
regasificación de gas natural licuado en tierra. La entrevista por su parte viene a
constituir un recurso de investigación muy objetivo y fructífero, debido a la extensa
gama de información que ella pueda recabar, siempre y cuando se realice bien la
planificación y dirección con conocimientos de causa. Las entrevistas en muchos casos
son previamente estructuradas, los datos recopilados en este tipo de técnica son más
difíciles de tabular ya que el entrevistador puede conseguir una gran gama de opciones
y datos que no sean iguales, los cuales no quieren decir que sean útiles o validos para
resolver una situación dada.
Considerando tal definición, para llevar a cabo este estudio, se diseñaron dos
entrevistas estructuradas, compuestas de 4 y 42 preguntas abiertas, respectivamente.
La primera de ella tiene como objetivo conocer la opinión de los expertos respecto a la
identificación y descripción de tecnologías para la licuefacción y regasificación del gas
natural y la segunda pretende apoyar en la selección la tecnología más adecuada para
la licuefacción del gas natural producido en el Campo la Creciente En la República de
62
Colombia con una base de 70 MPCED y su posterior regasificación una vez recibido en
la República de Panamá.
3.5 Validez y Confiabilidad de los Instrumentos
Validez se refiere al grado de precisión con que se mide lo que se desea medir. En
este sentido es absolutamente relevante la muestra sobre la cual se ejecuta la
medición. Porque no se trata de determinar si el instrumento es o no valido. La validez
se refiere siempre a los resultados, para lo cual debe considerarse el uso que se hará
de estos “Cuando se requiere determinar si un instrumento es válido, entonces, se
requiere entonces información acerca de los criterios que han presidido su
construcción y administración. Los criterios son entonces externos a la evaluación
misma” (Camilioni, 2003)
Una vez diseñado el instrumento, la validación del mismo se lleva a cabo a través
de la técnica de Juicio de Expertos, la cual consiste, según Sabino (2002) en someter a
evaluación por parte de un calificado conjunto de personas (expertos), una serie de
aspectos elementales con el fin de obtener su opinión sobre la validez, relevancia,
factibilidad, coherencias y deficiencias de los ítems y reactivos del instrumento, así esta
técnica se convierte en la única vía válida, rápida o disponible para ejecutar el proceso
de validación del instrumento.
La validez de la entrevista, fue obtenida mediante el proceso antes descrito, el cual
consistió en la evaluación por parte de dos (2) expertos profesionales en el área,
quienes revisaron la pertinencia de las preguntas con la variable, dimensiones e
indicadores establecidos. Una vez ejecutadas las sugerencias de los expertos se aplicó
el instrumento a la población objeto del estudio.
La confiabilidad se refiere al grado de exactitud con que se mide un determinado
rasgo. La confiabilidad debe ser estable y objetiva independiente de quien utiliza un
programa o un instrumento de evaluación. Según Camilioni un instrumento confiable
permite aislar los aspectos que mide de otros que para el caso se consideran
irrelevantes.
63
Señala Chávez (2004, p. 203) que la confiabilidad de una encuesta es la congruencia
con que se realiza la medición de una variable. En vista, de que el número de sujetos
considerados dentro de la población y muestra se ubica en cinco (5) sujetos, no es
posible efectuar dicha prueba de confiabilidad al instrumento en uso.
3.6 Tratamiento de los Datos
El tratamiento de la investigación según Chávez (2004) depende del tipo de método
de investigación que se haya seleccionado, del tipo de operación que se pueda ejecutar
y de la escala de la variable. Se puede señalar que para el caso particular de esta
investigación los datos serán agrupados de manera descriptiva, mediante un análisis
cualitativo.
Tomando en consideración el instrumento y técnica de recolección de datos
anteriormente especificada, se realizó un plan de análisis basado en los siguientes
aspectos:
Se efectuó un análisis de contenido a los diferentes textos relacionados con el tema
en estudio.
Se interpretaron las principales tendencias y posiciones de los diferentes autores
confrontados.
Se organizó toda la información documental a los efectos de permitir construir y
redactar en forma coherente los aspectos a concluir según los objetivos planteados.
Se analizó cada objetivo como punto de referencia de desmontaje de las entrevistas
realizadas a los expertos en el área, lo cual apoyo las conclusiones finales.
Finalmente se desarrollo el diseño conceptual de la tecnología más adecuada la
licuefacción del gas natural capacidad.
64
3.7 Procedimiento de la investigación
El procedimiento diseñado para llevar a cabo el siguiente trabajo de investigación,
esta conformado por las siguientes fases:
Fase I. Preliminar
Esta fase correspondió al diseño de un plan de trabajo, el cual consistió en el
anteproyecto de investigación en el cual se escogió la línea de investigación. Esta fase
se relacionó con la función intelectual de buscar y descubrir, a través de los
documentos, datos ajustados al tema a investigar.
Este proceso orientó tanto la fase de construcción de la situación problemática, la
formulación de los objetivos y la justificación, así como la revisión de antecedentes
relacionados con el estudio.
Fase II. Metodología Aplicada
Esta fase comprendió el proceso metodológico seguido durante el desarrollo de la
investigación, tipo y diseño de investigación, especificación de las unidades, el método,
técnicas e instrumentos utilizados. En esta fase, se hizo el diseño del formato de la
entrevista y la aplicación de la misma a la población objeto del estudio.
Fase III. Análisis
Luego de procesar el instrumento y de analizar la información, se procedió a
presentar los resultados a través de un análisis de la información según los objetivos
planteados. Esta fase correspondió a la explicación e interpretación del contenido de los
diversos formatos registrados, siguiendo la relación objetivo, unidades de análisis,
además se elaboró el diseño conceptual de las tecnologías más adecuadas, así como
conclusiones y recomendaciones.
Fase IV. Sistematización final de la investigación
Esta última fase constituye el aspecto comunicativo – publicitario correspondiente a
la redacción final, presentación y exposición del trabajo de grado.
CAPITULO III
ANÁLISIS Y TRATAMIENTO DE LOS DATOS
El análisis que a continuación se presenta tiene como propósito el responder a los
objetivos específicos generados con la selección de Tecnología para la Licuefacción y
Regasificación del Gas Natural del Campo la Creciente de la Republica de Colombia.
4.1 Características de Producción del Campo La Creciente
El primer objetivo específico de este estudio consiste en describir las características
de producción del gas del campo La Creciente en la Republica de Colombia.
El campo La Creciente se encuentra ubicado en la Cuenca del Valle Inferior del
Magdalena en Colombia entre los municipios de Sincé, San Pedro, Buenavista, los
Palmitos y Ovejas en Sucre
Figura 25 Gasoducto y Campo de Gas en Colombia
Fuente: http://www.pacificrubiales.com
El pozo exploratorio fue el Apamate-1X ubicado al sur de los campos de gas La
Creciente "A" y La Creciente "D", las operaciones iniciaron el 1 de Diciembre de 2010, y
66
alcanzando Profundidad Total (PT) a 12.012 pies de Profundidad Medida (PM) en el
basamento pre-Oligoceno el 3 de Febrero de 2011.
El pozo encontró lo que inicialmente se correlacionó como Ciénaga de Oro a 11.135
pies PM (10.611 pies de profundidad vertical bajo el datum nivel del mar, VBNM) en
hoyo de 8 ½", mostrando un paquete de 53 pies de espesor bruto de arenas con
limolitas y arcilolitas intercaladas, que causaron una arremetida de gas que requirió
venteo y quema. Debido a la inestabilidad del hoyo y las altas presiones en las arenas,
el programa de perfiles a hueco abierto hubo de ser cancelado.
El intervalo prospectivo está definido en lo que se interpreta ahora como una
secuencia de arenas gasíferas acuñadas, ubicadas en la base de la Formación
Porquero Inferior. La evaluación petrofísica, basada en perfiles en hueco entubado,
registros LWD (adquiridos con sarta de perforación), muestras de canal y registro de
lodo, indica porosidades y saturaciones de agua promedio de 17% y 23%
respectivamente, en 53 pies de espesor bruto y con una relación neto a bruto de
aproximadamente 70%.
Los siguientes intervalos fueron cañoneados para pruebas:
Tabla 3 Intervalos Cañoneados para Pruebas pozo Apamate-1X La Creciente
INTERVALO TOPE (pies PM) BASE (pies PM) ESPESOR (pies)
1 11,139 11,142 3
2 11,146 11,150 4
3 11,156 11,160 4
TOTAL 11
Fuente: http://www.pacificrubiales.com/2011/191-28022011
Durante la prueba inicial de producción el pozo alcanzó una producción de más de
24 millones de pies cúbicos de gas por día (MMPCD), con una presión fluyente en
cabeza de tubería (PFCT) de 3.170 libras por pulgada cuadrada (LPC), restringida por
la capacidad de flujo de las facilidades de producción.
67
A continuación se resume los resultados de la prueba isócrona llevada a cabo del 24
al 27 de Febrero, consistente de períodos de flujo de 6 horas, seguidos por cierres de 6
horas:
Tabla 4 Resultados Prueba Pozo
ESTRANGULADOR
PFCT
promedio
(LPC)
Qgas
(MMPCD)
Qcrudo
(BPED)
Qagua
(BAPD)
12/64" 4.620 5,18 909 1,6
16/64" 4.920 8,4 1473 3
20/64" 4.610 11,45 2009 4
24/64" 4.426 15,75 2763 5
32/64" 3.730 24,0 4211 8
Fuente: http://www.pacificrubiales.com/2011/191-28022011
Estos resultados son similares a la conducta observada en pruebas en los
yacimientos de La Creciente "A" y "D", e indican que el tamaño del yacimiento
descubierto era muy promisorio
Los resultados del pozo igualmente confirman la naturaleza estratigráfica del
prospecto. Los mapas post-perforación de las arenas gasíferas, basados en inversión
sísmica, muestran un área entre un mínimo de 1.124 y un máximo de 5.266 acres con
un contacto gas - agua por ser definido todavía. La Compañía está planificando la
perforación de dos pozos delineadores unos 500 pies buzamiento abajo de Apamate -
1X, donde la inversión sísmica mostró las anomalías con mayor intensidad
En el Campo La Creciente, existe la infraestructura requerida para el tratamiento y
compresión del gas natural producido. Estas facilidades permiten que el gas a
transportar cumpla con las especificaciones mínimas de calidad del gas exigidas por el
Reglamento Único de Transporte (RUT). En este campo se instalará un nuevo
gasoducto de 12” y 80 kilómetros de longitud aproximada, el cual transportará el gas
natural hasta la costa. El sitio seleccionado para la llegada del gasoducto de 12”
corresponde al golfo de morrosquillo sitio en el cual se instalará una planta para la
68
licuefacción del gas (GNL) con una capacidad de 70 MMPCED y las facilidades
requeridas para la carga de los buques; el gas licuado será recibido en el terminal de
Bahía las minas en la República de Panamá
La composición del gas producido es la siguiente:
Tabla 5. Composición del gas
Composición Fracción Molar
Metano 0.9941
Nitrógeno 0.0028
Dióxido Carbono 0.0013
Etano 0.0017
n-Butano 0.00001
n-Hexano 0.00012
Total 1.0000
Fuente: http://www.promigas.com/wps/wcm/connect/web_content/Promigas_old
4.2 Identificación de las Tecnologías Disponibles en el mercado para la licuefacción
del gas Natural
A pesar que en el mercado existen muchas tecnologías patentadas las mismas se
encuentran basadas en alguno de los siguientes tres tipos bases.
4.2.1 Proceso de Cascada Clásica:
En este proceso se utilizan tres ciclos de refrigeración en cada ciclo, circula un fluido
de refrigerante puro, el cual podrá ser cualquiera de los siguientes: propano, etileno y
metano (ver 2.9.1).
69
4.2.2 Proceso de Refrigerante Mixto (MCR)
Este proceso utiliza un único refrigerante el cual es una mezcla de los componentes
metano, etano, propano, butano y pentano (ver sección 2.9.2)
4.2.3 Proceso de Propano y Refrigerante Mixto (C3-MCR)
Este proceso utiliza los procesos de cascada clásica y de refrigerante mixto antes
descritos, en el cual se toma como base el proceso MCR adicionándole un ciclo en el
cual se utiliza el propano puro para el preenfriamiento del refrigerante mixto y del gas
natural. (ver 2.9.3)
En la Tabla 6 a continuación se muestran las principales ventajas y desventajas de
los procesos de licuefacción del gas natural.
Tabla 6 Ventajas y Desventajas Procesos de Licuefacción VENTAJAS DESVENTAJAS
PROCESO DE CASCADA CLÁSICA
− Bajo consumo energético.
− Alta Eficiencia
− Utilización de compresores centrífugos,
que son más seguros en comparación
con los compresores axiales
− La utilización de intercambiadores de
tipo PHFE beneficia debido a que se
generan bajas caídas de presión y
temperaturas de acercamiento
menores
− Un solo tren puede ser diseñado para
el manejo de 3.3 mtpa de gas natural.
− Poca flexibilidad al cambio de la
composición del gas natural.
− Alto número de compresores
interdependientes.
− Su tecnología es complicada debido a la
utilización de un gran número de
intercambiadores de calor.
− La necesidad de almacenar, en cada tren,
grandes cantidades de refrigerantes
líquidos y de compensar todas las perdidas
− La imposibilidad de subenfriar el GNL para
llevarlo a la temperatura requerida (-162ºC).
Esta temperatura es alcanzada mediante la
válvula de globo, la cual genera una
velocidad de flujo de evaporación sensible.
− Alta inversión inicial
70
VENTAJAS DESVENTAJAS
PROCESO DE REFRIGERANTE MIXTO
− Flexible a cambios de la composición
del gas natural.
− Menos intercambiadores de calor
criogénicos en este proceso
comparado con el de cascada clásica
(cold boxes).
− Baja Inversion inicial
− El fluido refrigerante puede ser
extraído del mismo gas natural, de ser
asi no necesita ser almacenado, ni
producido, ni purificado.
− La posibilidad del subenfriamiento del
gas natural licuado a una temperatura
de -163ºC.
− La fuerza de compresión es centralizada en
un solo turbo compresor, lo cual da como
resultado un equipo demasiado grande.
− Menos eficiente que los procesos de
cascada clásica y C3-MCR
− Un solo tren tiene puede ser diseñado para
una capacidad de hasta 1,3 MTPA.
− Se utiliza normalmente un compresor axial
que en operación ha presentado resultados
insatisfactorios debido a fallas en sus aspas.
PROCESO DE PROPANO Y REFRIGERANTE MIXTO
− Flexible a cambios en la composición
del gas natural
− Mediana inversión inicial
− Alta eficiencia.
− Bajo consumo de energía.
− Utilización de compresores centrífugos,
que son más seguros en comparación
con los compresores axiales.
− Utilización de refrigerante mixto cuyos
componentes son parte del gas
natural.
− Posibilidad de subenfriar el gas natural
licuado.
− Utilización de un solo intercambiador
de calor criogénico.
− Un solo tren puede ser diseñado para
una capacidad de hasta 5,0 mtpa de
gas natural
− Este proceso utiliza un ciclo de cascada
clásica en el cual circula propano puro. El
propano debe ser producido y purificado
constantemente. La cascada incrementa el
número de intercambiadores de calor.
− El vapor del refrigerante sale del
intercambiador de calor criogénico a una
temperatura baja. Esta es una pérdida de
frio que podría ser utilizada.
− Normalmente utiliza un intercambiador del
tipo Spiral Wound lo cual aumenta los
costos.
71
4.3 Identificación de las Tecnologías Disponibles en el mercado para la Regasificación
del gas Natural
Como parte de este estudio se determinó que existen 4 tecnologías básicas que
rigen el mercado de regasificación o vaporización del gas natural:
4.3.1 Vaporizadores de Combustión Sumergida (SCV):
La fuente térmica es la combustión de gas natural, cuyo consumo se estima en el
orden del 1,5 al 2 % del gas vaporizado. La combustión tiene lugar en un quemador y el
aire de combustión es proporcionado empleando un soplador. El GNL circula por un
serpentín sumergido en un baño de agua, en el cual se utilizan neutralizantes de pH y
aditivos, para controlar la agresividad del agua en el baño (ver sección 2.14.2).
4.3.2 Vaporizadores de Panel Abierto (ORV):
La fuente térmica es el agua del mar. El GNL circula por el interior de unos tubos
provistos de aletas longitudinales, unidos formando paneles, con un colector inferior de
GNL y superior de gas vaporizado. Los paneles son de aluminio con un recubrimiento
para protección galvánica (aluminio - zinc). El agua es succionada mediante bombas,
cuyo consumo representa aproximadamente el 0,05% de la energía del gas, y vertida
desde la parte superior sobre la superficie de estos paneles. El agua se enfría por lo
que existe riesgo de congelamiento (ver sección 2.14.1).
4.3.3 Vaporizadores con Aire del Ambiente (AAV)
Emplean como fuente térmica el aire del ambiente en circulación natural o forzada. El
GNL circula por el interior de unos tubos de aluminio o acero inoxidable provistos de
aletas. Su utilización está limitada a instalaciones en las que el agua de mar no es
utilizable y la temperatura media del aire no es demasiado baja. El consumo de energía
en los ventiladores representa del orden del 0,08% de la energía del gas, en los casos
de circulación forzada. Al igual que los anteriores, pueden presentarse problemas de
congelamiento por la humedad del aire (ver sección 2.14.4).
72
4.3.4 Vaporizadores Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio
La vaporización se produce por intercambio de calor entre el GNL y un fluido
intermedio, por ejemplo una solución acuosa de Etilen Glicol (60/40 % en peso) o
propano, en un intercambiador carcasa - tubo. El GNL circula por los tubos y es
vaporizado, mientras que por la carcasa, fluye una corriente caliente de fluido
intermedio. El calentamiento de la corriente de fluido intermedio, se realiza mediante
calentadores de fuego directo (ver 2.14.3).
En la Tabla 7 a continuación se muestran las principales ventajas y desventajas de
los procesos de regasificación del gas natural.
Tabla 7. Ventajas y Desventajas Procesos de Regasificación VENTAJAS DESVENTAJAS
SISTEMA DE PANEL ABIERTO
− Poseen flexibilidad para manejar
fluctuaciones en parámetros tales
como la demanda de gas natural,
temperatura del gas de salida y
temperatura del agua de mar, debido al
“turndown” de estos equipos, el cual
puede llegar a ser hasta de un 90%.
− Representan una tecnología
ampliamente probada a nivel mundial.
− No involucra el consumo de
combustible y no genera emisiones de
contaminantes al aire
− Bajo consumo energético.
− Requieren constante mantenimiento a fin de
mantener limpio el panel de tubos (una vez al
año).
− La calidad del agua es un requerimiento
crítico para la operación de estos sistemas
− Requiere de cantidades significativas de agua
de mar (aproximadamente 160.000 gpm para
una planta de 8,6 MMTMA).
− El agua de mar debe ser tratada con
químicos, los cuales al retornarla pueden
impactar el ambiente marino (destrucción de
zooplancton y fitoplancton por enfriamiento y
efectos en la captación, descarga y manejo
del agua de mar. en algunos casos es
necesario tratarla antes de verterla
nuevamente en el mar, incrementando los
costos.
− El pH del agua debe mantenerse entre 7,5 y
8,5.
− Altos costos de capital.
− Moderados costos de operación y
73
VENTAJAS DESVENTAJAS
mantenimiento
SISTEMA DE COMBUSTIÓN SUMERGIDA
− Es posible mantener una operación
estable, aún en situaciones de
arranques y paradas súbitas, debido a
la alta capacidad térmica del baño de
agua.
− Tienen la habilidad para responder
rápidamente ante cambios en los
requerimientos calóricos.
− Bajos costos de instalación.
− Eficiencia térmica de 95 % (85 % otros
sistemas de combustión).
− No es sensible a cambios climáticos
− Debido a las grandes cantidades de gases
de combustión, existe preocupación por la
emisiones de CO2 y NOx aunque que se
pueden obtener concentraciones tan bajas
como 46 ppm de NOx.
− El baño de agua se acidifica debido a la
absorción de productos de combustión.
− Para controlar la acidez, deben añadirse
compuestos alcalinos (soda cáustica
diluida, carbonato y bicarbonato de sodio)
al baño de agua para controlar el pH,
conllevando a que el agua de combustión
en exceso debe neutralizarse antes de ser
descargada.
− Consumo energético relativamente alto en
el orden de 1.4 % del gas vaporizado, con
referencias de consumo menores a 1.3 %.
− Altos costos operativos asociados al
consumo de combustible
VAPORIZADORES CARCASA-TUBO EMPLEANDO FLUIDO INTERMEDIO
− Costo de Instalación relativamente
bajo.
− El sistema, al estar la generación de
calor dentro del mismo, no es sensible
a los cambios climáticos de la región
− Una gran variedad de suplidores
suministran los equipos utilizados,
reduciendo así los costos de
mantenimiento.
− Los equipos son generalmente mas
pequeños en tamaño y costo, al
compararlos con tecnologías de panel
− Altos costos operativos, principalmente por
el consumo de combustible.
− Consume entre 1.5 y 2 % del gas
− Produce contaminación por NOx, CO2 y
CO.
− El diseño de estos sistemas requiere de
flujos estables de GNL para las condiciones
de diseño y de “turn down”.
− Requiere previsiones para prevenir
congelamiento dentro del vaporizador.
− Las aplicaciones han sido limitadas hasta el
74
VENTAJAS DESVENTAJAS
abierto.
momento.
− La eficiencia de combustión es menor que
para el SCV.
VAPORIZADORES CON AIRE DEL AMBIENTE
− Pueden ser fabricados por suplidores
convencionales de ventiladores por aire.
− No se generan emisiones considerables
al ambiente (aire/mar).
− Representan una tecnología
medianamente probada.
− No consume combustibles.
− Bajos costos de operación y
mantenimiento
− Requieren de amplia disponibilidad de
espacio físico
− Durante el proceso para remover la
cantidad de calor necesaria para vaporizar
el GNL, el aire puede enfriarse por debajo
de su punto de rocío. En este caso puede
formarse una neblina alrededor de los
equipos.
− Altos costos de capital
El cuarto objetivo de la presente investigación consiste en seleccionar el sistema de
licuefacción y regasificación más idóneo para el gas natural que se produce en el
campo La Creciente
Para cumplir con este objetivo, fueron evaluadas las diferentes opciones tecnológicas
disponibles para la licuefacción y posterior regasificación del gas, con base en los
siguientes criterios de evaluación: consumo de energía, inversión inicial, impacto
ambiental, facilidad de operación, seguridad y eficiencia.
Una vez obtenidos los criterios de evaluación se procedió a realizar la ponderación
de dichos criterios de acuerdo a la metodología descrita en el capítulo III de la presente
investigación. En la tabla siguiente se muestran los resultados obtenidos de dicha
ponderación lo cual representa los pesos de cada criterio a evaluar.
75
Tabla 8. Ponderación de Criterios de Evaluación
CRITERIO PORCENTAJE PESO
Consumo de Energía 15% 1,5
Inversión Inicial 15% 1,5
Impacto Ambiental 20% 2,0
Seguridad 20% 2,0
Facilidad de Operación 10% 1,0
Eficiencia 20% 20
Una vez ponderados los criterios de evaluación, se procedió a calificar a cada una de
las opciones tanto para la tecnología de licuefacción como para la tecnología de
regasificación, otorgándole la mayor puntuación a la mejor opción y la más baja a la
menos adecuada en base a la siguiente escala:
1.- Malo
2.- Bueno
3.- Muy Bueno
4.- Excelente
A continuación en la Tabla 9, se muestra la calificación de las opciones para cada
uno de los criterios de evaluación en el caso de las tecnologías de licuefacción:
76
Tabla 9. Evaluación de opciones para la licuefacción del gas natural.
PROCESO CASCADA CLASICA PROCESO REFIGERANTE MIXO
PROCESO PROPANO-REFRIGERANTE MIXTO
Con
sum
o de
E
nerg
ía − Bajo consumo energético − Alto Consumo de Energía − Alto Consumo de Energía
Puntuación: 4
Puntuación: 2 Puntuación: 2
Inve
rsió
n In
icia
l
− Alta inversión Inicial − Baja Inversión Inicial, este proceso es el de menor costo
− Baja inversión inicial
Puntuación: 1 Puntuación: 4 Puntuación: 3
Impa
cto
Am
bien
tal
− Debido a que tiene una alta cantidad de equipos los cuales deben respetar los distanciamientos permitidos, se requiere una sustraer mayor área para su construcción lo cual implica cambios de curso de ríos, tala de árboles etc.
− Su alta cantidad de equipos también lo hace mayormente susceptible a fugas.
− Los refrigerantes son inflamables
Puntuación: 1
− Su baja cantidad de equipos hace que el terreno a preparar sea menor.
− Menores probabilidades de fuga
− Refrigerantes inflamables
Puntuación: 2
− Su baja cantidad de equipos hace que el terreno a preparar sea menor.
− Menores probabilidades de fuga
− Refrigerantes inflamables
Puntuación: 2
Fac
ilida
d de
O
pera
ción
− Su tecnología es complicada debido al alto número de intercambiadores de calor
Puntuación: 1
− Su bajo número de equipos hace que sea fácil la operación
Puntuación: 3
− Su bajo número de equipos hace que sea fácil la operación
Puntuación: 3
Seg
urid
ad
− Su alto número de equipos disminuye la seguridad del proceso
Puntuación: 1
− Su bajo número de equipos aumenta la seguridad del proceso
´
Puntuación: 2
− Su bajo número de equipos aumenta la seguridad del proceso.
− Es el proceso dominante en la industria por lo cual se tiene el record de las principales fallas pudiendo prevenir con anticipación cualquier evento.
Puntuación: 3
Efic
ienc
ia − Alta Eficiencia
Puntuación: 4
− Baja Eficiencia
− Puntuación: 2
− Alta Eficiencia
− Puntuación: 4
77
La calificación obtenida por cada opción en cada criterio de evaluación fue
multiplicada por el peso obtenido para el criterio, con la finalidad de obtener la
puntuación total de cada opción mediante la suma de los puntos obtenidos. En la Tabla
10, se muestran los resultados obtenidos.
Tabla 10. Calificación de Tecnologías de licuefacción del gas natural.
CALIFICACION TECNOLOGIAS DE
LICUEFACION
CRITERIO DE EVALUACION
TO
TA
L
Con
sum
o de
Ene
rgía
Inve
rsió
n In
icia
l
Impa
cto
Am
bien
tal
Fac
ilida
d de
Ope
raci
ón
Seg
urid
ad
Efic
ienc
ia
PR
OC
ES
O E
VA
LUA
DO
CASCADA
CLASICA
Punto 4 1 1 1 1 1
Punto
Ponderado 6 1,5 2 1 2 2 20,5
REFRIGERANTE
MIXTO
Punto 2 4 2 3 2 2
Punto
Ponderado 3 6 4 3 4 4 24
PROPANO Y
REFRIGERANTE
MIXTO
Punto 2 3 2 3 3 4
Punto
Ponderado 3 4,5 4 3 6 8 28,5
De acuerdo a los resultados obtenidos en la Tabla 10 se puede deducir que la
tecnología seleccionada para la licuefacción del gas natural del campo la Creciente es
la de Propano y Refrigerante Mixto C3-MCR.
De la misma forma en la Tabla 11 se muestran los resultados para la calificación de
opciones para la tecnología de regasificación.
78
Tabla 11. Evaluación de opciones para la Regasificación del gas natural.
Vaporizadores de Panel Abierto, ORV
Vaporizadores de Combustión Sumergida,
SCV
Vaporizadores con Aire del Ambiente, AAV
Vaporizadores Carcasa-Tubo
empleando fluido intermedio-IFV
Con
sum
o de
en
ergí
a
− Bajo consumo energético
Puntuación: 4
− Consumo energético relativamente alto en el orden de 1.4 % del gas vaporizado
Puntuación: 2
− Bajo consumo energético
Puntuación: 4
− Alto consumo energético
Puntuación: 2
Inve
rsió
n In
icia
l
− Requiere de cantidades significativas de agua de mar, lo cual significa grandes unidades de bombeo.
− Los paneles de transferencia son fabricados de una aleación de aluminio y recubiertos de una aleación de zinc para protegerlos de la corrosión por el agua de mar.
Puntuación: 3
− Debido a la acidificación del agua del baño por los compuestos de combustión los materiales de construcción deben adecuarse a esta característica.
Puntuación: 4
− Existen pocos suplidores, sistema bajo patente.
− Los vaporizadores son fabricados de aluminio o sus aleaciones.
− Las unidades más grandes detectadas en la literatura son de poca capacidad (aproximadamente 4,8 MMPCED cada una).
Puntuación: 1
− Esta opción es un 41 % más costosa que la SCV.
Puntuación: 2
Impa
cto
ambi
enta
l
− Muy baja temperatura de retorno del agua de mar conllevando a efectos térmicos sobre el ecosistema marino (zooplancton, fitoplancton, peces).
− Impacto de contaminación química por retorno de residuales de biocidas (cloro) utilizados para proteger los materiales de los vaporizadores.
Puntuación: 2
− Contaminación del aire por generación de NOx y CO como subproductos de combustión.
− Contaminación hídrica por disolución de los componentes de los gases de combustión en el agua del baño, que requiere neutralización química.
Puntuación: 2
− No produce impacto ambiental sobre el aire ni las aguas.
Puntuación: 4
− Aunque se requiere de combustión para la fuente de calor, la generación de NOx y CO como subproductos es menor que para un SCV.
− Requiere de tratamiento químico para el agua circulante en el sistema.
Puntuación: 2
79
Vaporizadores de Panel Abierto, ORV
Vaporizadores de Combustión Sumergida,
SCV
Vaporizadores con Aire del Ambiente, AAV
Vaporizadores Carcasa-Tubo
empleando fluido intermedio-IFV
Fac
ilida
d en
la
Ope
raci
ón
− Mínima cantidad de equipos involucrados lo cual implica una mínima intervención humana en la operación.
Puntuación: 4
− Moderada cantidad de equipos involucrados lo cual implica una mayor intervención humana en la operación.
Puntuación: 2
− Mínima cantidad de equipos involucrados lo cual implica una mínima intervención humana en la operación.
Puntuación: 3
− Moderada cantidad de equipos involucrados lo cual implica una mayor intervención humana en la operación.
Puntuación: 1
Seg
urid
ad
− Requiere de poca intervención humana durante la operación.
− La fuente de calor para la vaporización no requiere de combustión.
− Equipos constituidos por paneles compactos.
Puntuación: 4
− La fuente de calor para la vaporización requiere de combustión.
− Mayor intervención humana en la operación.
Puntuación: 2
− Requiere de poca intervención humana durante la operación.
− La fuente de calor para la vaporización no requiere de combustión.
Puntuación: 3
− La fuente de calor para la vaporización requiere de combustión.
− Mayor intervención humana en la operación.
Puntuación: 1
Efic
ienc
ia
− Tienen Alta eficiencia sin embargo esta eficiencia esta ligada al mantenimiento a fin de evitar incrustaciones y crecimientos de algas
Puntuación: 3
− Eficiencia térmica de 95%
Puntuación: 4
− El rendimiento de estos equipos se ve afectado por la temperatura y humedad del aire
Puntuación: 2
− La eficiencia de transferencia de calor de este tipo de vaporizadores está en el orden de 85%.
Puntuación: 2
La calificación obtenida por cada opción en cada criterio de evaluación fue
multiplicada por el peso obtenido para el criterio, con la finalidad de obtener la
puntuación total de cada opción mediante la suma de los puntos obtenidos. EnTabla 12,
se muestran los resultados obtenidos.
80
Tabla 12. Calificación de Tecnologías de Regasificación del gas natural.
CALIFICACION TECNOLOGIAS DE
LICUEFACION
CRITERIO DE EVALUACION
TO
TA
L
Con
sum
o de
Ene
rgía
Inve
rsió
n In
icia
l
Impa
cto
Am
bien
tal
Fac
ilida
d de
Ope
raci
ón
Seg
urid
ad
Efic
ienc
ia
PR
OC
ES
O E
VA
LUA
DO
VAPORIZADORES
DE PANEL
ABIERTO, ORV
Punto 4 3 2 4 4 3
Punto
Ponderado 6 4,5 4 4 8 6 32,5
VAPORIZADORES DE COMBUSTIÓN SUMERGIDA, SCV
Punto 2 4 2 2 2 4
Punto
Ponderado 3 6 4 2 4 8 27
VAPORIZADORES CON AIRE DEL
AMBIENTE, AAV
Punto 4 1 4 3 3 2
Punto
Ponderado 6 1,5 8 3 6 4 28,5
VAPORIZADORES CARCASA-TUBO
EMPLEANDO FLUIDO
INTERMEDIO-IFV
Punto 2 2 2 1 1 2
Punto
Ponderado 3 3 4 4 2 4 17
De acuerdo a los resultados obtenidos en la Tabla 12 se puede deducir que la
tecnología seleccionada para la regasificación del gas natural licuado del campo la
Creciente es la Vaporizadores de Panel Abierto ORV.
.Una vez seleccionadas las tecnologías para cada uno de los sistemas, a
continuación se muestran los cálculos y simulaciones realizadas para el desarrollo del
diseño conceptual las plantas de licuefacción y regasificación de gas natural del campo
la creciente para 70 MMPCED.
4.4 CALCULOS
Luego de haber seleccionado las tecnologías recomendadas para la licuefacción y
regasificación del gas natural producido en el Campo La Creciente, en este capítulo se
81
mostraran las premisas, criterios considerados, cálculos, simulaciones, resultados,
conclusiones y recomendaciones de este estudio.
4.4.1 Características de la corriente de gas producida en el campo.
De acuerdo a lo especificado en el capítulo I la composición del gas se muestra en la
siguiente tabla:
Tabla 13. Composición del gas Composición Fracción Molar
Metano 0.9941
Nitrógeno 0.0028
Dióxido Carbono 0.0013
Etano 0.0017
n-Butano 0.00001
n-Hexano 0.00012
Total 1.0000
Debido a las consideraciones expuestas en el capítulo II sección 2.6 las impurezas
presentes en el gas deben ser eliminadas para poder de esta forma realizar un
adecuado proceso de licuefacción, este tratamiento primario no forma parte de la
presente evaluación, por lo tanto se asumirá el gas acondicionado para lo cual se
tomara la composición mostrada en la Tabla 14 a continuación.
Tabla 14. Composición del gas Acondicionado Para la licuefacción Composición Fracción Molar
Metano 0.99548
Nitrógeno 0.00280
Dióxido Carbono 0.00000
Etano 0.00170
n-Butano 0.00001
n-Hexano 0.0000
Total 1.0000
82
Ahora bien debido a que la producción de las plantas de gas natural se mide de
acuerdo a su producción en millones de toneladas por año (mtpa) es necesario
transformar los 70 MMPCED de gas a esta unidad de flujo másico, para esto se calcula
la densidad de la corriente a condiciones estándar por medio de la siguiente formula.
� =� ∗ ��
� ∗ �
(2)
Donde:
� = Densidad en lb/ft3
� = Presion en Psia
�� = Peso molecular
� = Constante de los gases 10,73 psia*ft3/lbmol°R
El peso molecular se calculo con la composición anteriormente mostrada
Tabla 15. Calculo del Peso Molecular del Gas.
Componentes Composición
Molar ��i ��
Metano 0.99548 16.043 15.97
Etano 0.0017 30.070 0.051
n-Butano 0.00001 58.123 0.001
Nitrógeno 0.0028 28.013 0.078
Total 0.99999 16.100
Sustituyendo los valores en la (2 se obtiene � =0.0425 lb/ft3, con esa densidad se
calcula el flujo másico requerido.
70 ∗ 10 ���
���∗ 0,0425
��
���∗
1���
2204.62��∗365����
1�ñ�= 492.545,20
���
�ñ�≈ 0,49#�$� (3)
83
De acuerdo a la selección realizada en la presente investigación se obtuvo que el
proceso seleccionado para la licuefacción del gas es el denominado Propano-
Refrigerante Mixto (C3-MCR), con esta selección y con las características del gas se
procedió a realizar la simulación en fase conceptual tomando las siguientes premisas:
− Se considera que todo el proceso de licuefacción se lleva a cabo en un solo tren.
− De acuerdo a la información suministra en el marco teórico se asume una presión
del gas en la entrada al sistema de 558,4 psia (38 atm), a temperatura ambiente
(26°C para el golfo de morrosquillo).
− Se considera una caída de presión de 5 psi por los intercambiadores interetapas
de los compresores
− Los intercambiadores de calor criogénicos deben ser especialmente diseñados
para lograr la mínima caída de presión, por lo tanto se considera un valor de 1 psi.
− Se considera agua como sistema de preenfiamiento tanto para el propano como
para el refrigerante mixto con una máxima temperatura de enfriamiento de 33 °C.
− Se asume compresores de tipo centrífugo con una eficiencia adiabática de 80%.
− Debido a que no se cuenta con una ubicación preliminar de los equipos en el area
disponible no se realizara la simulación de los sistemas de bombeos requeridos
para la transferencia de fluidos. Estos deben ser considerados una vez se
obtengan las ubicaciones de los equipos.
− El simulador utilizado para los cálculos es el ASPEN HYSY versión 7.2.
− En el simulador no se encuentra disponible el intercambiador Spiral Wound, por lo
tanto se realizó la simulación considerando varios intercambiadores de tipo
genérico el objetivo es determinar el calor requerido para el enfriamiento en cada
una de las corrientes. De igual forma los intercambiadores con agua se
consideraron de tipo genérico.
− Se utilizara la ecuación de estado Peng Robinson
− La mezcla de refrigerante será tomada de acuerdo a la literatura ajustando las
composiciones para lograr el enfriamiento necesario.
− La temperatura de acercamiento mínima es de 3°C
− La máxima temperatura de salida del fluido de los compresores será considerada
como 220 °F
84
Se introdujeron en el programa seleccionado las características y condiciones del
gas, y tomando en cuenta las premisas establecidas se simulo el proceso. En la figura 1
se muestra la curva del gas a licuar.
Figura 26. Envolvente del gas
Fuente: J. Marcano
La composición del refrigerante mixto se muestra en la siguiente tabla.
Tabla 16. Composición Refrigerante Mixto. Composición Fracción Molar
Metano 0.660 Nitrógeno 0.060
Etano 0.090
N-Butano 0.090
Propano 0.090
I-Pentano 0.010
Total 1.0000
La imagen de la simulación realizada se muestra en el anexo No 2.Los resultados
de la simulación son los siguientes:
0
100
200
300
400
500
600
700
800
-300 -250 -200 -150 -100 -50 0
Pre
sió
n (
PS
IA)
Temperatura (◦F)
Envolvente Gas La Creciente
85
Tabla 17. Resultados de la Simulación de Proceso de Licuefacción.
De igual forma se procedió a realizar la simulación conceptual para la opción
seleccionada en el caso de regasificación del gas, teniendo en cuenta las siguientes
premisas de diseño.
− Se considera un (1) tren para el manejo de la capacidad total.
− Las condiciones de entrada al sistema de regasificación corresponden con las
propiedades y de salida del sistema de licuefacción (flujo, condiciones y
composición). No se consideran los efectos de almacenamiento ni evaporación
(boíl off).
− La ecuación de estado seleccionada es Peng Robinson
− El simulador utilizado para los cálculos es el ASPEN HYSY versión 7.2.
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Flujo de Propano Lbmol/hr 13590
Potencia compresor de propano HP 20024
Calor requerido para pre enfriar el propano con Agua
MMBTU/hr 112,8
Flujo de refrigerante Mixto (MCR) Lbmol/hr 16310
Potencia compresor MCR Etapa 1 HP 20764
Potencia compresor MCR Etapa 2 HP 5761
Calor requerido para pre enfriar el MCR Etapa 1
MMBTU/hr 21,24
Calor requerido para pre enfriar el MCR Etapa 2
MMBTU/hr 19,36
Calor requerido para el preenfriamiento de MCR con Propano
MMBTU/hr 53,3
Calor requerido para el preenfriamiento de Gas Natural con Propano
MMBTU/hr 9,29
Calor requerido para la licuefacción 1era etapa
MMBTU/hr 4,55
Calor requerido para la licuefacción 2 da etapa
MMBTU/hr 21,18
86
− Se estableció como presión de entrega del gas natural un valor de 560 psia.
− Los sistemas de vaporización de panel abierto, tienen asociados un sistema de
manejo de agua de mar compuesto por bombas de transferencia y sus equipos
auxiliares. La presión de descarga de este sistema de bombeo de agua se
establece en 114,7 psig, considerando que la ubicación física de las plantas de
regasificación generalmente está relativamente cerca de la costa.
− Según lo obtenido de la revisión bibliográfica todas las bombas empleadas en las
plantas de regasificación son de tipo centrifugas. Se considera una eficiencia de
75% para las mismas
− Se realizaran los cálculos de intercambio de calor considerando
intercambiadores de tipo genérico.
− Se estableció una temperatura normal del agua de mar de 25 ºC.
− La caída de presión por los tubos del vaporizador es de 10 psi.
− La temperatura del gas natural que sale de los vaporizadores es de 5 °C.
− Normalmente los sistemas de vaporización de panel abierto tienen asociado un
equipo “acondicionador” de la temperatura de retorno del agua de mar, por
ejemplo “torre de calentamiento” para evitar trastornos a la fauna y flora marina
de la zona. La temperatura de retorno del agua se establece en 20 ºC.
Tabla 18. Resultados de la Simulación de Proceso de Regasificación.
Fuente: Marcano, 2013.
La imagen de la simulación realizada se muestra en el anexo No 3.
PROPIEDAD UNIDADES VALOR
Flujo de Agua para vaporizador Lbmol/hr 127000
Potencia de bomba de agua HP 353,1
Calor requerido para vaporizar el gas MMBTU/hr 42,79
Potencia de la bomba de GNL HP 246,7
Calor del Sistema de Adecuación de Agua de Mar
MMBTU/hr 21,21
CONCLUSIONES
Luego de haber analizado los resultados y presentada la discusión de los mismos el
autor ha llegado a las siguientes conclusiones:
− El gas natural del campo la creciente con una composición de 99,41% (molar) de
metano será la fuente de alimentación para el sistema de licuefacción de gas.
− En la actualidad existen muchas tecnologías para la licuefacción del gas natural,
sin embargo todas se derivan los principales procesos: Proceso de Cascada
Clásica, Proceso de Refrigerante Mixto (MCR) y Proceso de Propano y
Refrigerante Mixto (C3-MCR).
− El proceso de licuefacción del gas natural de Cascada Clásica utiliza tres ciclos de
refrigeración en cada uno de los cuales circula un refrigerante puro (propano,
etileno y metano).
− El proceso de licuefacción de gas natural de Refrigerante Mixto (MCR) utiliza un
único refrigerante el cual es una mezcla de los componentes metano, etano,
propano, butano y pentano.
− El proceso de Propano y Refrigerante Mixto (C3-MCR) toma como base el proceso
MCR adicionándole un ciclo en el cual se utiliza el propano puro para el
preenfriamiento del refrigerante mixto y del gas natural.
− La tecnología seleccionada para la licuefacción de 70 MMPCED de gas natural
proveniente del campo la Creciente en la republica de Colombia es el Proceso de
Propano y Refrigerante Mixto.
− Las tecnologías identificadas para la regasificación de GNL en el presente estudio
son: vaporizadores de combustión sumergida (SCV), vaporizadores de panel
abierto (ORV), vaporizadores con aire del ambiente (AAV) y vaporizadores tubo
88
carcasa empleando fluido intermedio (IFV). Existen varias tecnologías ya sea
existentes o en vías de desarrollo, sin embargo no fueron consideradas por no
conseguirse documentadas.
− El sistema de combustión sumergida (SCV) utiliza un quemador donde se realiza
la combustión y el aire es suministrado utilizando un soplador.
− El sistema de Panel Abierto, utiliza como fuente térmica el agua de mar y el GNL
circula a través de unos tubos unidos formando paneles.
− El sistema de Vaporizadores con Aire del Ambiente emplea como fuente térmica
el aire del ambiente en circulación natural o forzada. El GNL circula por el interior
de unos tubos de aluminio o acero inoxidable provistos de aletas.
− El sistema de Vaporizadores Carcasa Tubo empleando Fluido Intermedio realiza la
vaporización del GNL por intercambio de calor entre el GNL y un fluido intermedio,
el calentamiento de la corriente de fluido intermedio, se realiza mediante
calentadores de fuego directo.
− El sistema seleccionado para la regasificación del gas natural licuado proveniente
del campo La Creciente en la republica de Colombia es Sistema de vaporizadores
de Panel abierto.
RECOMENDACIONES
Luego de concluida la investigación, se realizan las siguientes recomendaciones:
− Se recomienda a la empresa Colombiana aumentar las investigaciones para
determinar posibles campos gasíferos.
− Con la selección aquí realizada para los procesos de licuefacción y de
regasificación se recomienda fomentar nuevos trabajos de investigación a fin de
realizar optimizaciones a estos sistemas propuestos.
− Se recomienda considerar la posibilidad de la instalación de las plantas de
licuefacción y/o regasificación del gas natural off shore.
− Se recomienda realizar la evaluación y posterior diseño de los sistemas y
servicios auxiliares requeridos para las nuevas instalaciones.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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Black & Veatch, LGN Prico, Process a Summary of Qualifications and experience.
CLP Power , Diciembre 2006. Tank Technoloy Selection Study for the Hong Kong LGN
terminal.
Dr A. H. Younger P. Eng, University of Calgary abril 2004 Natural Gas Processing
Principles and Technology
E. Aguilar-Rodríguez; A. Álvarez – Majmutov, 9 Enero 2006 Síntesis evolutiva de
proceso para la licuefacción de metano.
Gadhiraju Venkatarathnam, 2008, Cryogenic Mixed Refrigerant Processes XIII edition
Mohamed Bendjemil, 1986 Tecnología de la Licuefacción del Gas Natural
Mohd Shariq Khan; Sanggyu Lee; Moonyong Lee, 27 Enero 2011 Optimization of
single mixed refrigerant natural gas.
Pablo Fernández Tobar, Marzo 2012. Dimensionamiento del proceso de licuación de
una planta de gas natural Offshore.
PDVSA, Rev 0 Octubre 1995. Manual de diseño de procesos. Procedimiento de
Diseño para servicios Criogénicos MDP-05-E-05.
Tariq Shukri Foster Wheeler, 27 Octubre 2003. LNG Liquefaction Technology
Selection.
Tim Cornitius, Syngas Refiner 2006, Medium Scale Liquefaction technology
Valerie Rivera; Ayena Adaku; Owwaseu Harris, Abril 30 2008 Evaluation of LNG
Technologies
Anexos
ANEXO 1. INSTRUMENTO UTILIZADO
ENTREVISTA
Instrucciones: A continuación se presentan unas interrogantes relacionadas con la selección de Tecnología para la Licuefacción y Regasificación del Gas Natural del Campo la Creciente de la Republica de Colombia. Por favor lea cuidadosamente y responda en forma clara y precisa. 1. Conoce ud. en qué consisten los procesos de licuefacción del gas natural? Describa
brevemente. __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
2. Liste las tecnologías que ud conoce para la licuefacción del gas natural. Describa brevemente en que consisten dichas tecnologías. __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
3. Conoce ud. en qué consisten los procesos de regasificación del gas natural? Describa brevemente. __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
4. Liste las tecnologías que ud conoce para la regasificación del gas natural. Describa brevemente en qué consisten dichas tecnologías. __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
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ENTREVISTA
Instrucciones: A continuación se presentan unas interrogantes relacionadas la selección de Tecnología para la Licuefacción y Regasificación del Gas Natural del Campo la Creciente de la Republica de Colombia. Por favor lea cuidadosamente y seleccione la opción de su preferencia entre las siguientes:
1.- Malo 2.- Bueno 3.- Muy Bueno 4.- Excelente
Tecnologías para la licuefacción del Gas Natural 4 3 2 1
1. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Cascada Clásica en cuanto al consumo de energía que este proceso requiere durante la operación?
2. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Cascada Clásica en cuanto a la inversión inicial que este proceso requiere?
3. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Cascada Clásica en cuanto al impacto ambiental que este proceso genera durante su construcción u operación?
4. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Cascada Clásica en cuanto a la seguridad que ella brinda en su operación??
5. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Cascada Clásica en cuanto a la facilidad de operación de la misma?
6. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Cascada Clásica en cuanto la eficiencia del proceso?
7. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Refrigerante Mixto en cuanto al consumo de energía que este proceso requiere durante la operación?
8. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Refrigerante Mixto en cuanto a la inversión inicial que este proceso requiere?
9. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Refrigerante Mixto en cuanto al impacto ambiental que este proceso genera durante su construcción u operación?
10. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Refrigerante Mixto en cuanto a la a la seguridad que ella brinda en su
93
operación?
11. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Refrigerante Mixto en cuanto a la facilidad de operación de la misma?
12. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Refrigerante Mixto en cuanto a la eficiencia del proceso?
13. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Propano y Refrigerante Mixto en cuanto al consumo de energía que este proceso requiere durante la operación?
14. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Propano y Refrigerante Mixto en cuanto a la inversión inicial que este proceso requiere?
15. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Propano y Refrigerante Mixto en cuanto al impacto ambiental que este proceso genera durante su construcción u operación?
16. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Propano y Refrigerante Mixto en cuanto a la seguridad que ella brinda en su operación?
17. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Propano y Refrigerante Mixto en cuanto la facilidad de operación de la misma?
18. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de licuefacción de Gas Natural denominada Proceso de Propano y Refrigerante Mixto en cuanto a la eficiencia del proceso?
Tecnologías para la Regasificación de GNL 4 3 2 1
19. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Panel Abierto (ORV) en cuanto al consumo de energía que este requiere para su operación?
20. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Panel Abierto (ORV) en cuanto a la inversión inicial que este proceso requiere?
21. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Panel Abierto (ORV) en cuanto al impacto ambiental que este proceso genera durante su construcción u operación?
22. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de
94
Tecnologías para la Regasificación de GNL 4 3 2 1
GNL denominada Panel Abierto (ORV) en cuanto la seguridad que ella brinda en su operación?
23. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Panel Abierto (ORV) en cuanto a la facilidad para su operación?
24. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Panel Abierto (ORV) en la eficiencia del proceso?
25. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Combustión Sumergida (SCV) en cuanto al consumo de energía que este requiere para su operación?
26. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Combustión Sumergida (SCV) en cuanto a la inversión inicial que este proceso requiere?
27. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Combustión Sumergida (SCV) en cuanto al impacto ambiental que este proceso genera durante su construcción u operación?
28. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Combustión Sumergida (SCV) en cuanto la seguridad que ella brinda en su operación?
29. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Combustión Sumergida (SCV) en cuanto a la facilidad para su operación?
30. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Combustión Sumergida (SCV) en cuanto a la eficiencia del proceso?
31. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Vaporizadores Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio (IFV) en cuanto al consumo de energía que este requiere para su operación?
32. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio (IFV) en cuanto a la inversión inicial que este proceso requiere?
33. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio (IFV) en cuanto al impacto ambiental que este proceso genera durante su construcción u operación?
34. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio (IFV) en cuanto a la seguridad que ella brinda
95
Tecnologías para la Regasificación de GNL 4 3 2 1
en su operación?
35. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio (IFV) en cuanto a la facilidad para su operación?
36. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Carcasa – Tubo empleando Fluido Intermedio (IFV) en cuanto a la eficiencia del proceso?
37. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Vaporizadores con Aire del Ambiente (AAV) en cuanto al consumo de energía que este requiere para su operación?
38. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Vaporizadores con Aire del Ambiente (AAV) en cuanto a la inversión inicial que este proceso requiere?
39. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Vaporizadores con Aire del Ambiente (AAV) en cuanto al impacto ambiental que este proceso genera durante su construcción u operación?
40. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Vaporizadores con Aire del Ambiente (AAV) en cuanto a la seguridad que brinda en su operación?
41. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Vaporizadores con Aire del Ambiente (AAV) en cuanto a la facilidad para su operación?
42. ¿Cómo califica ud. a la tecnología de regasificación de GNL denominada Vaporizadores con Aire del Ambiente (AAV) en cuanto a la eficiencia del proceso?
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ANEXO 2. SIMULACION PROCESO DE LICUEFACCION GAS NATURAL LA CRECIENTE
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ANEXO 3 SIMULACION PROCESO DE REGASIFICACION GAS NATURAL LA CRECIENTE