Gnl (Petroquímica)
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ANTECEDENTES
La licuefacción del gas natural se remonta al siglo 19, cuando el químico y físico
ingles Michael Faraday experimento con el licuado de diferentes tipos de gases,
incluyendo el gas natural. El ingeniero alemán Karl Von Linde construyó la primera
maquina de refrigeración a compresión en Munich en 1873. La primera planta de
GNL fue construida en el Oeste de Virginia en 1912. Comenzó a funcionar en
1917.
La primera planta comercial de licuefacción fue construida en Cleveland, Ohio, en
1941. El GNL fue almacenado en tanques a presión atmosférica. La licuefacción
del gas natural elevo la posibilidad de su transporte a lugares lejanos. En Enero de
1959, el primer tanque de GNL del mundo, El Pionero Metano, un tanquero de la
Segunda Guerra Mundial reconstruido, cargando cinco tanques prismáticos de
aluminio, de 7,000 barriles de capacidad con soportes de madera y aislamiento de
madera contraenchapada y uretano, llevo una carga de GNL del Lake Charles, en
Louisiana a La Isla Canvey, en el Reino Unido. Esto demostró que grandes
cantidades de gas natural licuado podían ser transportadas de manera segura a
través de los mares.
Durante los siguientes 14 meses, siete cargas adicionales fueron entregadas con
menores problemas. Continuando la exitosa función del Pionero Metano, El
Consejo Británico de Gas, procedió a implementar un proyecto comercial para
importar GNL de Venezuela a la Isla de Canvey. No obstante, antes de que los
tratos comerciales pudieran ser terminados, largas cantidades de gas natural
fueron descubiertas en Libia y el campo gigante de Hassi R’Mel en Argelia, que se
encuentran solo a la mitad de la distancia de Inglaterra a Venezuela. Con el
arranque de 260 millones de pies cubicos por dia, el Reino Unido llego a ser el
primer importador de GNL mundial y Argelia el primer exportador. Argelia se ha
convertido desde entonces en un suplidor muy importante mundialmente de gas
natural como GNL.
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Despues de que este concepto demostró funcionar en el Reino Unido, plantas
adicionales de licuefacción y terminales de importación fueron construidos en
regiones del Atlántico tanto como el Pacifico. Cuatro terminales marítimos fueron
construidos en los EE.UU. entre 1971 y 1980. Estos estan en, el Lake Charles
(manejado por CMS Energy), Everett, Massachusetts (manejado por Tractebel a
través del subsidiario Distrigas), La Isla Elba, Georgia (manejado por El Paso
Energy), y Cove Point, Maryland (manejado por la Dominion Energy). Después de
llegar a la cima de volumen de 253 millardos de pies cubicos en 1979, lo cual
represento un 1.3 por ciento de la demanda de gas de los EE.UU., las
importaciones de GNL disminuyeron debido a un exceso de gas desarrollado en
América del Norte y conflictos de precio con Argelia, el único proveedor de GNL
para los EE.UU. en ese momento. Los terminales de recepción de la Isla Elba y
Cove Point, fueron posteriormente cerrados en 1980 y los terminales de Lake
Charles y Everett sufrieron por la poca utilización.
Las primeras exportaciones de GNL de los EE.UU. hacia Asia se llevaron a cabo
en 1969, cuando el GNL fue enviado a Japón. El GNL de Alaska es derivado del
gas natural que es producido por Marathon y ConocoPhillips de los campos en las
porciones mas al sur del estado de Alaska, licuado en la planta de GNL de la
Península de Kenai (una de las plantas de operaciones de GNL más antiguas del
mundo) y enviado a Japon. El Mercado de GNL en Europa y Asia, continúo
creciendo rápidamente desde ese momento.
En 1999, la primera planta de licuefacción de la Cuenca Atlantica en el hemisferio
occidental comenzó producción en Trinidad. Este evento junto con el aumento en
la demanda por el gas natural en los EE.UU., particularmente para la generación
de electricidad; y el aumento en los EE.UU. de los precios del gas natural,
reanudaron el interés por el GNL en el mercado estadounidense. Como resultado,
las dos terminales de recepción previamente cerradas están siendo reactivados.
La terminal en la Isla Elba fue reactivado en el 2001. En Octubre del 2002, La
Comisión Federal Reguladora de Energía, le dio su aprobación a Dominion
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Resources para re-abrir las instalaciones de GNL en Cove Point en el 2003.
Segunda opción:
Las primeras experiencias para convertir el metano al estado líquido fueron
hechas por el físico inglés Michael Faraday en el siglo XIX y el primer compresor
con capacidad para licuar gas fue construido en Munich en 1873 por el ingeniero
alemán Karl Von Linde. La primera planta comercial de licuefacción fue construída
en Cleveland Ohio, EE.UU. en 1941, contando con tanques para almacenar GNL a
presión atmosférica. El primer buque metanero, el Methane Pioneer, fue
convertido en Enero de 1959 a partir del casco de un carguero Liberty de la 2ª.
Guerra e hizo una serie de viajes transportando GNL desde la terminal de Lake
Charles, Louisiana hasta la de Canvey Island en el Reino Unido. En ese momento,
el descubrimiento de los yacimientos gasíferos de Hassi R’Mel en Argelia, a mitad
de distancia, convirtió a este último país en el proveedor natural de Europa,
desplazando por algunos años a proveedores situados a mayor distancia.
A partir de entonces, la historia muestra un continuo crecimiento del intercambio
de GNL en el mundo. Primero Japón, para reducir su dependencia del petróleo,
encara la gasificación del país sobre la base casi exclusiva de las importaciones
de GNL. Otros países asiáticos, como Corea, siguen sus pasos para ir
conformando el gran mercado del Pacífico.
Los compromisos ambientales que surgen como consecuencia de la ratificación
del protocolo de Kyoto y sobre todo la aparición de la tecnología de ciclo
combinado térmico para generación eléctrica, unida a la congelación del desarrollo
nuclear mundial a raíz del accidente de Chernobyl, dieron un impulso decisivo al
crecimiento del GNL como alternativa energética.
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MARCO TEÓRICO
El gas natural licuado, denominado comercialmente GNL, es gas natural
transformado en líquido a –162.2°C y presión atmosferica. Está constituido casi
totalmente por metano, cuando se licua el gas natural se reduce su volumen entre
600 y 630 veces.
Cuando se lo calienta a –106°C o a mayor temperatura, se hace más liviano que el
aire. En fase vapor, aparece como una nube blanca visible porque su baja
temperatura condensa la humedad del aire circundante y cuando se lo expone a la
temperatura ambiente se vaporiza rápidamente. En estado líquido, el GNL es 1,4
veces más pesado que el aire, pero a medida de que se calienta su densidad se
reduce, alcanzando 0,55 veces la del aire a temperatura ambiente.
El GNL es inodoro, incoloro, no tóxico, su densidad (con respecto al agua) es 0,45
y sólo se quema si entra en contacto con aire a concentraciones de 5 a 15%.
El GNL se ha convertido en una fuente creciente de energía debido a que puede
ser fácilmente transportado por mar y almacenado para su uso.
COMPOSICIÓN DEL GNL
El proceso de licuefacción requiere de la extracción de algunos de los
componentes no-metano como el agua y el dióxido de carbono del gas natural
producido, para evitar que se solidifiquen cuando el gas es enfriado. Como
resultado, el GNL esta típicamente compuesto de metano, como esta demostrado
en el grafico siguiente:
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1ETAPAS DE LA CADENA DE GNL
Excluyendo la producción del gas, los procesos incluidos dentro de la cadena de
GNL son:
a. Licuefacción
Es el proceso destinado a licuar el gas natural, y se realiza en módulos de
procesamiento llamados trenes.
Aunque los principios de licuefacción no cambien mucho suelen variar los métodos
usados para el ciclo de refrigeración. Uno de los más usados es el que emplea
propano pre-enfriado por su bajo costo específico, eficiencia y flexibilidad. El calor
extraído es llevado por el propano y mezcla de refrigerantes a un ambiente de
agua o aire.
Dado que la licuefacción del gas natural implica trabajar a temperaturas en el
entorno de -160 ºC, es necesario eliminar cualquier componente susceptible de
congelarse (agua, gases ácidos e hidrocarburos pesados) durante el proceso de
enfriamiento y obstruir el circuito de éste o producir daños (corrosión, picaduras,
etc.) así como compuestos que puedan resultar nocivos para la Instalación, como
es el caso del mercurio. También es necesario eliminar la presencia de
compuestos que excedan el límite permitido por las especificaciones del gas
comercial obtenido en el punto de recepción una vez vaporizado en GNL. Los
procesos con tales fines son los siguientes:
a.1 Deshidratación:
Se hace un proceso de deshidratación y filtrado para llevar el gas a valores
inferiores a 1 ppm (partículas por millón). El proceso de glicol ha sido mejorado
con el advenimiento de agentes azeotrópicos que permiten remover rastros de
agua presentes en el mismo, permitiendo una deshidratación más completa y
reduciendo las emisiones indeseadas de hidrocarburos aromáticos a la atmósfera.
1 http://www.iae.org.ar/archivos/educ_gnl.pdf
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Es decir, la deshidratación previene la formación de gases hidratados reduciendo
la corrosión en las líneas de transmisión.
Los métodos más usados son:
1) Enfriamiento directo: el agua saturada contenida en el gas natural
disminuye con el incremento de presión o la disminución de temperatura.
2) Absorción de agua en glicoles: se hace pasar el gas por un filtro de glicol,
normalmente TEG, el cual se combina con el agua. La corriente de glicol
debe ser recargada constantemente ya que algo de TEG podría reaccionar
y formar moléculas no deseadas.
3) Adsorción de agua por sólidos
a.2 Tratamiento:
El proceso de tratamiento es usado para la remoción de gases ácidos, CO2, H2S
y otros componentes de azufre. El proceso incluye:
Solventes
Útiles para tratar los gases ácidos. El CO2 se extrae al hacer pasar el gas por
medio de corriente inversa de solución de mono-etanol-amina.
Absorbentes
Como ser filtros moleculares. Son usados para remover los rastros de
componentes de azufre. En el futuro el énfasis estará en reducir las reacciones
como puede ser la formación de COS.
Separación por destilación
El CO2 puede separarse usando el método de Ryan-Holmes, en el que se usa
vapor de NGL (natural gas liquid) para suprimir el frío del CO2. Es útil para
recuperar grandes cantidades de CO2.
a.3 Recuperación de azufre
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Un solvente remueve H2S, COS y otros componentes de azufre (y parte de CO2).
El sulfuro elemental es recuperado del gas solvente de regeneración a partir de
una combinación de los procesos Claus y Scot.
Los procesos hasta aquí mencionados (a.1, a.2 y a.3) tienen como objetivo
eliminar los componentes no deseados y aquellos susceptibles de congelarse.
La licuefacción se completa con otros dos pasos:
a.4 Circuito de refrigeración:
El propósito de los ciclos de refrigeración es eliminar el calor sensible y latente del
gas natural, de forma que se transforma de estado gaseoso a alta presión a
estado líquido a presión atmosférica.
Uno de los procesos usados es el "C3/MR" de APCI (refrigeración por mezcla de
fluidos refrigerantes y preenfriamiento con propano). Este proceso emplea dos
circuitos de refrigeración. El primero emplea como fluido refrigerante propano y el
segundo una mezcla de etano, propano, metano y nitrógeno obtenidos tras el
fraccionamiento de los C2+. La composición de la mezcla de refrigerantes está en
función de la composición del gas natural de entrada a la planta.
El gas natural, después de pasar por los sistemas de pretratamiento, es enfriado
en el evaporador de propano. La presión del propano se ajusta de forma que se
obtiene la menor temperatura posible en la corriente de gas natural sin que se
formen condensaciones en la misma.
Posteriormente, el gas entra en el intercambiador criogénico principal, el cual
refrigera el gas natural mediante un circuito cerrado de una mezcla de
refrigerantes.
La corriente de refrigerantes es enfriada a la salida del compresor por agua de mar
y posteriormente por propano en los evaporadores de alta, media y baja
temperatura.
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Después de licuar el gas natural, éste es subenfriado antes de ser almacenado. El
gas natural licuado es parcialmente subenfriado de forma que se produzca la
menor cantidad de vapor en el llenado de los tanques, seguido de una expansión
a una presión ligeramente superior a la atmosférica. El flash gas generado durante
la expansión, junto al gas procedente de la vaporización en los tanques, se utiliza
como combustible para la alimentación de las turbinas de gas de la planta.
Si el gas natural contiene un alto contenido en nitrógeno, éste debe ser eliminado.
Esta operación generalmente se realiza en la expansión final.
a.5 Almacenamiento del gas natural licuado:
Los depósitos de GNL poseen tanque interior metálico (acero al 9% de Ni) y
tanque exterior de hormigón pretensado. Este es capaz de contener una eventual
fuga de GNL desde el tanque interior. Entre los dos tanques existe un material
aislante, con el fin de minimizar la entrada de calor desde el ambiente.
La losa de hormigón del fondo del depósito exterior está atravesada por una serie
de tubos que contienen resistencias de calefacción, cuyo objeto es mantener el
terreno a temperatura superior a la de congelación.
La tapa del depósito interior la constituye un techo suspendido de la cúpula del
exterior por medio de tirantes. Este techo suspendido permite la comunicación
entre los vapores presentes sobre la superficie del líquido y el gas contenido bajo
la cúpula. El techo suspendido está aislado, por el lado cúpula, con una manta de
fibra de vidrio.
Todas las conexiones de entrada y salida de líquido y gas del tanque, así como las
conexiones auxiliares para nitrógeno y tomas de instrumentación, se hacen a
través de la cúpula, con lo que se tiene una medida de seguridad pasiva
consistente en evitar posibles fugas de GNL.
b. Transporte
Se hace a través de buques llamados metaneros.
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La mayoría de las capacidades de estos barcos varían entre 19 mil y 145 mil m3 y
su calado máximo es de 12 metros.
c. Regasificación
Consiste en llevar el gas natural nuevamente a su estado gaseoso, devolviéndole
el calor removido en el proceso a.4.
Esto se realiza en vaporizadores que utilizan agua de mar como fluido
intercambiador y se alimentan de GNL a través de tuberías provenientes de los
grandes tanques donde es almacenado.
d. Transporte y distribución
Por último, el gas es presurizado (suele inyectarse en el gasoducto a una presión
de 80 bar) e introducido a las gasoductos para su transporte. No hay que hacer
ningún proceso de descontaminación ya que el gas fue liberado de contaminantes
previo a su licuefacción.
IMPACTO AMBIENTAL
Debido a que el gas natural provoca el menor impacto ambiental de los
hidrocarburos fósiles. Los derrames de GNL se disipan en el aire y no contaminan
el suelo ni el agua. Como combustible vehicular, reduce las emisiones de óxidos
de nitrogeno (NOx) en un 70%, y no produce compuestos de azufre ni particulas.
Para la generación electrica las emisionesde dioxido de azufre (SO2)
practicamente quedan eliminadas y las emisiones de CO2se reducen en un 40%.
Todos los sistemas de producción y transporte, así como la planta de proceso,
están diseñados para evitar fugas y prevenir incendios; es el caso de los sistemas
de transferencia de GNL de y hacia los barcos, envío o revaporización (o
regasificación) de GNL. Hay algunas diferencias de diseño respecto a las plantas
de gas, pero las consideraciones ambientales, de seguridad y de salud son las
mismas o más estrictas.
![Page 10: Gnl (Petroquímica)](https://reader035.fdocuments.es/reader035/viewer/2022072010/55cf9427550346f57b9ffb55/html5/thumbnails/10.jpg)
El daño ambiental respecto a estas plantas es que este proceso abierto requiere
de 500 millones de litros de agua diarios, los cuales se devuelven clorados y 10
grados más fríos, provocando un impacto ambiental negativo afectando la
biodiversidad y adulterando las aguas dulces de superficie.
BIBLIOGRAFÍA
http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural_licuado
http://www.iae.org.ar/archivos/educ_gnl.pdf
http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/documents/
CEE_INTRODUCCION_AL_GNL.pdf
http://www.iapg.org.ar/docgas/1.pdf