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.

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

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.

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:

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

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

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.

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.

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.

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