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Presentaciones Power Point de las conferencias realizadas en el IV CBIME

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Cbime07 RenéBecerra Cbime07 RenéBecerra Presentation Transcript

  • TRANSPORTE CRIOGÉNICO DE GAS NATURAL René Becerra Matías Estudiante de Ingeniería Mecánica Universidad Mayor de San Simón Cochabamba – Bolivia
  • Objetivo y Alcance
    • Estado del arte de la tecnología GNL en los aspectos de transporte, distribución y abastecimiento de Gas Natural.
    • Generar criterios de opinión, respecto al potencial de la tecnología; como posible propuesta a la diversificación energética del país.
  • Gas Natural Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. Gas de alimentación en INGENIERÍA CONCEPTUAL, BÁSICA, ANÁLISIS ECONÓMICO, FINANCIERO Y ESTUDIOS AMBIENTALES PARA LA CONSTRUCCIÓN DE UNA PLANTA DE EXTRACCIÓN Y FRACCIONAMIENTO DE LICUABLES A INSTALARSE EN LA REPÚBLICA DE BOLIVIA Y PARA LA CONSTRUCCIÓN DE SU SISTEMA DE EVACUACIÓN. Disponible en: http://www.ypfb.gov.bo/. Accedido el 17, Jun. 2007 COMPONENTES FRACCION MOLAR Metano 857.951 Etano 67.912 propano 26.828 i-butano 0.4809 n-butano 0.6535 i-pentano 0.2062 n-pentano 0.1376 Hexano 0.1276 Heptano 0.0710 Heptano + 0.0015 Octano 0.0415 Nonano + 0.3237 Nitrógeno 0.5427 CO2 21.447
  • Propiedades del Gas Natural
    • El Metano como elemento fundamental en la mezcla gaseosa del Gas Natural, le confiere la mayoría de sus propiedades físico-químicas al Gas Natural; entre las más importantes:
    Fuente: Ph. D. Andrés Ramírez Mittani. Propiedades del Gas Natural , Conversión de Vehículos a GNV. Diplomado en Aplicaciones del Gas Natural. Escuela de Postgrado de la Facultad de Ciencias y Tecnología. Universidad Mayor de San Simón. Cochabamba-Bolivia. Febrero 2007. Masa Molecular 16,04 Presión Crítica 4,64 MPa. Temperatura Crítica (-82) ºC Temperatura de Ebullición @ 760 mmHg (-161.5) ºC Densidad Fase Líquida @ Temp. Ebullición y presión de 760 mmHg 416 kg/m3 Densidad Fase Gaseosa @ condiciones normales 0,717 kg/m3 Densidad relativa de la fase gaseosa relacionada al aire (r = 1.293 kg/m3) 0.554 Poder Calorífico Inferior en estado liquido 20.65 MJ/l Poder Calorífico Inferior en estado gaseoso 33.70 MJ/m3 Poder Calorífico Inferior en estado gaseoso 48.70 MJ/kg Poder Calorífico de la Mezcla aire-gas (Coef. Exceso de Aire=1) 3230 kJ/m3 Poder Calorífico de la Mezcla aire-gas (Coef. Exceso de Aire=1) 2680 kJ/kg Temperatura de Inflamación (Presión Atmosférica Normal) (640-680) °C Velocidad del Frente de Llama (3-5) m/s
  • Gas Natural Licuado
    • Presión atmosférica
    • Menos 161 °C (menos 260 ºF aproximadamente)
    • Reducción 1/600avo de su volumen gaseoso; permitiendo aumentar la energía almacenada por unidad de volumen
    • Previamente requiere ser purificado, eliminando virtualmente compuestos tales como nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y otras impurezas
    • En su destino, puede ser regasificado y distribuido a través de los sistemas de ductos convencionales.
  • Cadena Productiva GNL
  • Historia
    • 183X Michael Faraday
    • 1873 Karl van Linde
    • 1912 West Virginia; primera planta
    • 192X Licuefacción del aire; Gas Natural-Helio
    • 1941 Cleveland, Ohio; primera planta comercial
    • 1954 Diseño: USA-UK-FR
    • 1959 Methane Pioneer (WWII) Lake Charles, La., Canvey Island, UK
    • 1960 Licuefacción en Argelia
    • 1964 Algeria-Inglaterra (15 años)
    • 1969 Kenai (Alaska)-Tokyo (Japón)
    • 1972 Lumut (Brunei-Asia)-Korea-Japón
    • 1970 Marsa (Libia)-España-Italia
    • 1972 Algeria-Boston(USA)
    • 1983 Malasia
    • 1989 Australia
    • 1997 Qatar
    • 1999 Trinidad, Ras Laffan
    • 2000 Oman
    • 2002 Licuefacción (15 plantas-12 países); Regasificación (38 plantas-10 países)
  • Fuente: The Global Liquefied Natural Gas Market: Status and Outlook; DOE/EIA-0637. December 2003 1 mc = 35,3148 pc Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2007 Billón : (1 000 000 000 000). Europa y América Latina y es el único reconocido por la RAE. S. XVII una corriente francesa e italiana adoptó la denominación de billón para mil millones (1 000 000 000), número que el resto llamaba millardo. Este significado ha sido adoptado por el inglés estadounidense y el portugués brasileño.
  • Reservas Fuente: British Pertoleum Energy. Natural Gas World Reserves en BP Statistical Review of World Energy 2004. Disponible en www.oilcrisis.com/bp/statistical_review_of_world_energy_full_report_workbook_2004.xls. Accedido el 17, Jun. 2007 Fuente: Hugo Peredo Román. Bolivia en el Contexto Mundial . Presentación para la cámara Boliviana de Hidrocarburos. Disponible en: www.cbh.org.bo/.../docs/Notas_de_Prensa-10/Presentaciones-107/bolivia_en_el_contexto_mundialversion2.ppt. Accedido el 17, May. 2006 País 1983 1993 2002 2003 2004 Arabia Saudita 125,15 185,36 234,7 235,82 238,42 Argelia 124,7 130,66 159,73 159,73 160,44 Argentina 23,98 18,26 23,45 23,45 21,36 Australia 17,68 19,61 90 90 86,92 Bolivia 4,73 4,17 28,71 28,71 31,42 Brasil 3,39 6,75 8,64 8,66 11,51 Brunei 7,7 14,13 12,36 12,36 12,11 China 26,49 36,2 61,9 64,38 78,68 Emiratos Arabes Unidos 107,67 204,65 214,01 214,01 213,92 Estados Unidos 198,01 160,6 184,85 184,85 186,85 Federación Rusa     1.659,79 1.659,79 1.694,40 Holanda 68,51 66,22 55,34 58,84 52,67 India 16,32 25,36 26,51 30,16 32,58 Iran 495,99 731,01 942,55 942,55 970,75 Libia 22,6 45,52 46,4 46,4 52,63 Malasia 49,44 64,45 87,51 84,95 86,98 Nigeria 48,38 130,06 176,47 176,47 176,39 Noruega 16,55 62,01 74,76 86,91 84,23 Oman 5,83 7,06 33,41 33,41 35,12 Perú 0,92 11,72 8,72 8,72 8,68 Qatar 120,07 249,67 909,99 909,99 910,14 Trinidad & Tobago 11,25 8,46 25,89 26 18,81 Venezuela 55,17 130,42 147,65 146,54 148,93
  • Proyectos de Interconexiones de Gas Natural en América Latina y El Caribe - 2015
  • Transporte de Gas Natural Mediante Gasoductos Convencionales
    • El gasoducto es el medio de transporte más conocido para conducir gases combustibles a gran escala.
    • Hace más de 3.000 años, los chinos utilizaron cañas de bambú.
    • Hoy, la construcción de gasoductos emplea la tecnología más avanzada para llevar el Gas Natural a miles de kilómetros de distancia y es capaz de superar los mayores obstáculos.
  • Transporte de Gas Natural Mediante Gasoductos Convencionales Gasoducto Longitud Km Costo en US$ (Millions) $/Km GAIL India Dahej-Hazira-Uran Pipeline 500 313 626744 GAIL INDIA Dahnej Vijaipur 2936 1491 507721 Energy Security in Northeast Asia: A Russian Perspective 2003 3365 5900 1753343 Nabucco Rusia-Turquía 3300 6000 1818182 Gasoducto Carrasco-Cochabamba 250 85 340000 Bolivia - Brasil (GASBOL) 3150 2000 634921 GNEA (Bolivia-Argentina) 1522 1940 1274639 Gasoducto del Sur (Venezuela-Brasil-Argentina) 8000 25000 3125000 Transguajiro (Colombia-Venezuela) 225 335 1488889 Gasandes (Chile) 325 465 1430769 Europa del Norte (NEGP) San Petersburgo-Alemania; submarino 1200 5000 4166667 Langeled (Noruega-Inglaterra) submarino 1200 10560 8800000
  • Justificación
    • El Gas Natural, es transportado en grandes cantidades mediante redes de gasoductos que por su costo sólo pueden llegar a regiones donde la demanda sea proporcional con la inversión, dificultando su transporte convencional a regiones alejadas con demanda reducida en relación a los grandes centros de consumo. De esta manera surge la necesidad de recurrir a otras opciones tecnológicas de transporte que permitan una mayor versatilidad, en este caso; el Gas Natural Licuado (GNL).
  • Límite Económico
    • Se estima que punto para transportar GNL en metaneros es más barato cuando:
    • La distancia de transporte es superior a 1.200 Km. para un gasoducto submarino (“offshore”)
    • La distancia de transporte es superior a 3.500 Km. en el caso de uno terrestre (“onshore”)
    • Actualmente esta tecnología es económicamente viable para volúmenes que implican más de 250 MPC y reservas superiores a los 12 TPC a 20 años.
  • Riesgos
    • Disponibilidad de gas al proyecto.
    • Estabilidad de los países donde se ejecuta el proyecto y donde se vende el gas.
    • Habilidad para entender todas las complejidades de la cadena de GNL
    • Bajos Costos de Infraestructura y Producción del Gas
    • Bajos Costos de Transporte del Gas y otros productos
    • Buena Estructura del Proyecto y de la Compañía
    • Ambiente Fiscal Atractivo
    • Confianza de los Compradores en la estabilidad del Proyecto
    • Seguridad de Mercado
    • Índice del Precio del Gas con cambios de Mercado
    • Proyecto que sea fácilmente financiable
  • Accidentes
    • 1944, 20 de octubre. East Ohio Natural Gas Company tuvo un fallo en un tanque de GNL en Cleveland, Ohio. 128 personas murieron en la explosión. El tanque no tenía un muro de retención, había sido construido durante la Segunda Guerra Mundial, en medio de un estricto racionamiento de metal.
    • 1973, Febrero. Staten Island, New York. Mientras se reparaba el interior de un tanque de almacenamiento vacío, se desató un incendio. La presión aumentó tan rápido que la cúpula cedió, cayendo dentro del tanque y matando a 37 obreros.
    • 1979, Lusby, Maryland, la instalación de GNL de Cove Point sufrió un fallo de una bomba, que liberó vapor de gas, se inflitró en los conductos eléctricos. Un trabajador cerró un circuito, provocando la ignición de los gases. El resultado fue un muerto y grandes daños.
    • 2004, 19 de Enero, Skikda, Algeria. Se produjo una explosión en la planta de licuefacción de GNL de Sonatrach. Hubo 27 muertos, 80 heridos, tres trenes de GNL destruidos, la producción del año 2004 se redujo en un 76%.
  • Seguridad
    • Diseñada para evitar fugas y prevenir incendios.
    • Los riesgos más altos son su baja temperatura (criogénica) y su combustibilidad.
    • Los derrames de GNL se evaporan rápidamente donde la condensación del vapor de agua en el aire crea una neblina.
    • El GNL no se prende fácilmente, la llama no es muy fuerte, no humea y ésta no se extiende.
    • El combate de un fuego GNL es muy similar a uno de gasolina o gasóleo, no hay peligro de explosión en lugares abiertos.
    • Ley de Seguridad Marítima
    • Guardia Costera y el Departamento de Seguridad Interna
    • Departamento de Transporte
    • Comisión Federal Reguladora de Energía
    • Agencia de Protección Ambiental
  • Licuefacción
    • Ubicación lo más próxima posible a los campos productores
    • El costo de la planta, incluyendo las instalaciones portuarias, varía con las innovaciones del mercado.
    • La inversión por tonelada de capacidad está en US$ 250,00, lo que significa que una planta de 7 mtpa, costaría US$ 1,75 billones
  • Tipos de Plantas
    • El método “Air Products” es el más extendido en las plantas que existen en el mundo, y utiliza un sistema de pre-enfriamiento con un ciclo de propano y un ciclo posterior con fluido refrigerante mixto.
    • Las instalaciones que utilizan el método “cascada” de la compañía Philipps, son por ejemplo; la planta de Kenai en Alaska, ó la de Trinidad y Tobago que utiliza básicamente tres ciclos sucesivos con propano, etileno y metano.
  • Planta de Licuefacción
  • Ciclos para Licuefacción de Gas Natural
    • Sistema Linde-Hampson simple; proceso reversible (excepto en la válvula de expansión), sistema adiabático y equipos ideales.
    • Sistema Linde utilizando pre-enfriamiento del gas natural por medio de un ciclo de refrigeración independiente.
    • Sistema Linde de doble presión, incluye el trabajo de dos niveles de presión, con expansiones a presión intermedia.
    • Sistema en Cascada, formado por varios ciclos de fluidos diferentes, encadenados. Según el rendimiento termodinámico, el Sistema es el más indicado para liquefacción, ya se aproxima a la reversibilidad, además de trabajar a bajas presiones. Su desventaja; implica vigilancia para evitar derrames y mezclas.
    • Sistema Claude, utiliza un turbo-expansor; donde la expansión es reversible y adiabática (por hipótesis). Vapor comprimido y enviado al primer intercambiador de calor. 80% desviado y expandido, reintegrado al flujo de gas que está retornando en el segundo intercambiador. El flujo principal de vapor continúa a través del segundo y tercer intercambiador de calor y es finalmente expandido a través de una válvula, licuándose parcialmente. El vapor restante es entonces enviado a través de los intercambiadores de calor para refrigerar el fluido que está entrando en el proceso.
  • Modificaciones del Sistema Claude
    • Reduciendo el número de equipos (Sistemas Kapitza y Heylandt)
    • Termodinámicamente más eficientes (Sistema Claude de Doble Presión).
  • Sistemas de Producción Comercial
    • A gran escala:
      • Sistema en Cascada Optimizado (Phillips)
      • Sistema en Cascada con Refrigerante Mixto Statoil/Linde (MFCP)
      • Ciclo con Refrigerante Mixto (MRC)
      • Sistema C3MRTM(APCI)
      • Sistema Shell DMR
      • Sistema Axens LiquefinTM
    • A pequeña escala:
      • Proceso Black and Veatch PRICO®
      • Sistema de Expansión (“Expander Cycle” )
      • Sistema GTI
      • Proceso con dos ciclos independientes de expansión (ABB)
      • Sistema Kryopak EXP®
      • Sistema Kryopak PCMR®
  • Tanques Criogénicos
    • Capacidad entre 80.000 y 125.000 m3.
    • Norma; la capacidad total es aproximadamente el doble que la de los buques metaneros.
    • Pared interior de material criogénico, acero niquelado al 9% y aislamiento térmico y una pared exterior, normalmente hormigón recubierto con acero al carbono.
  • Buques Metaneros
  • Buques Metaneros
    • Ya que no existe refrigeración durante el viaje, hay una pérdida de 0,1% al día.
    • El GNL es usado como combustible y como refrigerante.
    • Dos tipos de transportadores GNL:
      • Almacenaje en esferas (tipo Moss Rosenberg)
      • Tanques petroleros convencionales (tipo membrana ó Technigaz).
    • La capacidad usual por navío es de 125 a 135 mil m3, algo entre 55 a 60 mil toneladas de GNL.
    • Astilleros japoneses; son los más antiguos.
    • Finlandia, Italia, Francia y Corea del Sur; por hoy.
    • Costo: US$ 225 millones
  •  
  • Buques Metaneros
    • 120 buques de GNL
    • Límites de capacidad: 19.000 m3 a 138.000 m3
    • Esloras: 130 m (420 ft) a 300 m (975 ft).
    • Calados: 6,5 m (12 ft) a 12 m (39 ft).
    • 100 buques pedidos a los astilleros
  • Carga y Descarga
    • Brazos carga-descarga en terminales de licuefacción y de regasificación.
    • La red criogénica, sobre la cubierta del buque, permite la comunicación con los tanques de carga.
    • Almacenamiento entre 50 y 220 mbar sobre la presión atmosférica.
    • 8 bombas sumergidas de 1.700 m3/h, lo que permite la descarga total en 10 horas.
    • En el interior de los tanques, el GNL se evapora en pequeños porcentajes, lo que se conoce como boil-off-gas (BOG), entre el 0,15% del volumen por día, frente al 0,25% o 0,30% en los buques antiguos.
    • En la descarga se inyecta un odorizante para que el gas sea fácilmente detectable, procediéndose su envío a la red a la presión correspondiente.
  • Sistema de Propulsión
    • Dos calderas y dos turbinas de vapor de agua, con ejes conectados por un reductor.
    • El equipo propulsor es de 8.000 KW, lo que permite hasta 19,5 nudos.
    • Calderas; fuel oil - Gas Natural; para las turbina.
    • Generadores diesel.
    • El alto grado de automatización ha permitido reducir la tripulación a 25 personas.
  • Plantas de Regasificación de Gas Natural Licuado
  • Plantas de Regasificación de Gas Natural Licuado
  • Plantas de Regasificación
    • Capacidad poco mayor que la carga de un navío ( Huelva, España; 160 mil m3, para navíos de 135 mil m3)
    • Si la terminal es dedicada al balance de picos de consumo y almacenamiento estratégico; Sodegaura, Tokio; 2,7 millones m3, veinte veces un navío promedio.
    • Agua de mar para recalentar el GNL
    • Vapor cuando hay una termoeléctrica, la expansión del gas al vaporizarse podrá accionar las turbinas.
    • Frío liberado en la regasificación puede usarse en la industria de alimentos.
    • Los costos de construcción varían según la capacidad de almacenamiento:
    • Una terminal en Turquía para 255 mil m3, costó US$ 250 millones
    • En Japón se calculan US$ 2 billones, para 14 mtpa
  • Plantas de Regasificación
    • Diseñadas para minimizar accidentes. Manteniendo distancias adecuadas y utilizando un sistema de control de calidad en la fabricación y ejecución de las obras que reduzca al máximo la probabilidad de incidentes.
    • Sistemas de seguridad activa centralizados en la sala de control.
    • Extinción de incendios:
      • cortina de agua
      • polvo químico
      • espuma de alta expansión
      • gas inerte para subestaciones eléctricas
  • Costos Probables para un Sistema GNL de 7mtpa
    • Reservas de Gas Natural: 1,50 US$ billones
    • Unidad de Liquefacción: 1,75 US$ billones
    • Navíos: 1,80 US$ billones
    • Terminal de Regasificación: 1,00 US$ billones
    • Total: 6,05 US$ billones
    • Para un plazo de maduración de 10 años, desde la identificación de reservas; hasta la primera carga de entrega.
  • Bolivia Fisiografía e Infraestructura
  • Antecedentes
    • Reglamento para el Diseño, Construcción, Operación e Instalaciones de redes de Gas Natural y el Reglamento de transporte de Gas Natural por Módulos 16/01/2004
    • Instrucción al Ministerio de Hidrocarburos para la Elaboración de un Reglamento para Diseño, Construcción y Operación de Micro Plantas Criogénicas de Producción de Gas Natural Líquido y de Regasificación con la correspondiente autorización para la aprobación, de Normas Técnicas y de Seguridad para la Operación de Camiones Cisternas de transporte de Gas Natural Líquido. 16/05/2005
  • Proyecto GEMINI
  • Proyecto GEMINI
    • Definición del Proyecto: Sistema para la distribución de Gas Natural Licuado a granel
    • Objetivos: alcanzar regiones no atendidas por el sistema de distribución canalizado. Ampliar el mercado y anticipar el consumo de Gas Natural;
    • Concepción del Proyecto:
      • Planta de Liquefacción (capacidad de 380 mil Nm³/dia );
      • Almacenaje (8 días, 4.500 m³ GNL, equivalente 2,7 MMNm³ de GN);
      • Abastecimiento a concesionarias de Gas canalizado, clientes industriales y puestos GNV;
    • Transporte en camiones y/o vagones criogénicos
  • Procesos para plantas GNL de pequeña escala
    • Los procesos disponibles para GNL a pequeña escala son:
      • Ciclo simple de Expansión N2
      • Ciclo doble de Expansión N2
      • Ciclo simple de Mezcla de Refrigerantes
      • Ciclo de Cascada
    • De entre los cuales los de mejor eficiencia son los dos últimos, sin embargo los costos son prohibitivos aún para el sistema de cascada.
  • Ciclo Simple de Mezcla de Refrigerantes & Ciclo doble de Expansión N2
  • Procesos para plantas GNL de pequeña escala Barbara Buttinger, Linde Engineering. Mayo 23, año 2007. 2nd International Conference on Small Scale LNG in Europe. Tipo Pequeña Escala Mediana Escala Gran Escala Ventajas Desventajas GTI MRC XX     Alta Eficiencia Manejo de Mezcla Bajo Costo MRC Convencional   XX XX Alta Eficiencia Limite de Tamaño Bajo Costo MRC Cascada     XX Mayor Eficiencia MRC Alto Costo de Capital Ciclo de Nitrógeno (Brayton) XX XX   Simple Robusto Relativa Baja Eficiencia Ciclo Abierto de Nitrógeno XX     Extremadamente Simple Costo depende del N2 Caída de Presión XX XX   Elevadísima Eficiencia Circunstancias Especiales (Turbo Expander)
  • Ciclo Simple de Mezcla de Refrigerantes
    • La mezcla de Refrigerantes está constituida por N2, CH4, C2H4, C3H8, una de las principales ventajas es que el gas de retorno al tanque puede ser utilizado como combustible, el consumo específico de energía le cede la ventaja al ciclo de mezcla con 0.353 KW por cada kilogramo de LNG neto; que en el caso del Ciclo de Doble Expansión con Nitrógeno sería 0.55 KW por kilogramo de LNG.
    • El sistema ofrece una adecuada accesibilidad y reduce el tiempo de ejecución del proyecto a partir de cuatro módulos dedicados a la deshidratación, limpieza de CO2, refrigeración y la caja fría.
  • Unidad de Deshidratación & Unidad de Lavado CO2 Unidad de Refrigeración & Almacenamiento
  • Ciclo Simple GTI MRC
    • El sistema de la GTI-Gas Technology Institute; provee una alternativa a los ciclos de Nitrógeno con el uso eficiente de la energía, adaptándose a varias fuentes de provisión de gas y adecua su sistema a la escalabilidad, prácticamente no requiere personal de operación.
    • Desarrollado a finales de los noventa, se enfocó en la producción de GNL para cisternas, con la asistencia del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE).
    • Inició con un laboratorio de 0.4 (tpd) hacia una unidad precomercial de 1.6 tpd con ciclos parada-arranque, que tuvo vigencia comercial con la licencia BOC en el año 2005, la producción actual es de 16 tpd.
  • Licuefacción 16 tpd
  • Mini Plantas MRC
    • Una mezcla de hidrocarburos es el medio principal de enfriamiento.
    • Son una consecuencia lógica de las plantas de pequeña escala y su implementación es un reto impetuoso a la industria GNL.
    • Una mini planta GNL puede producir con un rango de capacidad de 5 a 30 toneladas día
    • Dos etapas importantes; pre-tratamiento y liquefacción.
  • Planta de Liquefacción (SINTEF)
  • Esquema de Liquefacción
  • Pre-Tratamiento
    • La adsorción de una sustancia es su acumulación en una determinada superficie interfacial. El resultado es la formación de una película líquida o gaseosa en la superficie de un cuerpo sólido o líquido.
    • La absorción de una sustancia es una operación de transferencia de materia. Consiste en el contacto de un gas con un líquido para que este disuelva determinados componentes del gas.
    • Las dos tecnologías disponibles para el pre-tratado son:
      • Adsorción por Oscilación de Presiones (PSA-Pressure Swing Adsortion), generalmente combinada con la Adsorción por Oscilación de Temperatura (TSA-Temperature Swing Adsortion) que adsorbe el CO2, N2, O2, H2O, H2S.
      • Amina en un proceso químico de absorción de CO2 y H2S. El objetivo es simple; eliminar las sustancias que mediante congelamiento lleguen a bloquear las líneas del circuito de liquefacción.
  • Pre-Tratamiento
    • La tecnología de adsorción, es simple y ofrece un gran potencial para remoción de los diferentes tipos de impurezas, puede aislar un componente y producir un producto prácticamente puro mediante la separación de átomos y moléculas de un fluido con su captura en un sólido, el adsorbente.
    • La tecnología de absorción, es ligeramente más compleja, tiene un potencial limitado para la remoción de impurezas, por lo general H2S y CO2, mediante su afinidad con un fluido, el absorbente; no produce gases de regeneración.
    • La aplicabilidad depende de dónde procede el gas y que trae consigo; si el gas proviene de un gasoducto de alta presión (gas de quema), ó si es un gas de campo a presión atmosférica y elevados niveles de impurezas (gas metano de lechos de carbón por su alto grado de impurezas).
  • Concepto básico de purificación para gas de ductos & de campo
  • Concepto básico de purificación para gas de ductos & de campo
  • Ventajas VS Desventajas
    • En el caso del PSA, las ventajas radican en su simpleza y robustez; mientras que con la Amina se eliminan los gases de regeneración.
    • Las desventajas, sin embargo para el PSA radican en una cuidadosa consideración del gas de regeneración; y para la Amina una operación compleja y de alto precio.
  • Expansor de Dos Fases
    • Tres opciones que consideran varios puntos coincidentes en que todos utilizan el Proceso GNL Multi Etapa con Refrigerantes Mixtos Linde (LiMuM-Linde Multi Stage Mixed Refrigerant); para suministros de Gas Natural a 60 bares de Presión y 30ºC de Temperatura.
    • Las Opciones consideran la Expansión en Ciclo Simple de Fluidos Mixtos para Refrigeración utilizados por la empresa alemana Linde y son:
      • Expansión Joule Thomson (JTE-Joule Thomson Expansion)
      • Expansor Hidráulico y Expansión Joule Thomson (HE+JTE)
      • Expansor de Dos Fases (TPE-Two Phase Expander)
    • Que se evaluaron a partir del resultado de datos termos físicos en la corriente de entrada y salida; al igual que los diferentes flujos de combustible de acuerdo al requerimiento de potencia en diferentes relaciones de producción.
  • Expansión Joule Thomson Plantas GNL por refrigeración
  • Expansor Hidráulico y Expansión Joule-Thomson Plantas de carga GNL mayores
  • Expansor de Dos Fases Plantas GNL pequeñas, combinación del Expansor Hidráulico y de Gas
  • Producción GNL A Partir Del Gasoducto De Alta Presión
    • El gas a presión disipa una gran cantidad de energía útil, una vez que la presión es reducida de 10000 kPa hasta aproximadamente 400 kPa., puede permitirse accionar un ciclo de liquefacción para producir una cantidad significativa de GNL que significarían fracciones en masa de hasta 40% de GNL. La parte no licuada del Gas Natural es reinyectada en la línea de distribución.
  • Producción GNL A Partir Del Gasoducto De Alta Presión
    • Las partes principales de este ciclo son un expansor, un intercambiador de calor (IC) principal de contra-corriente, una válvula “flashing” y un tanque de almacenamiento de GNL.
    • Además, el gas sufre un pre-enfriamiento por medio de un intercambiador de calor auxiliar, que también es el evaporador de un ciclo de refrigeración.
    • La potencia mecánica producida por el expansor es utilizada para accionar el ciclo de compresión a vapor, de tal manera de dar movimiento a otros equipos auxiliares.
  • GNL a partir de Gasoducto
  • Infraestructura Distribución y Abastecimiento Energético DISTANCIAS         LUGAR A LUGAR KM SITUACIÓN Porto Velho Guayaramerin 338 Por tierra (pavimento) Guayaramerin Puerto Villarroel 1.380 Por río (navegable) Puerto Villarroel Ivirgarzama 24 Por tierra (pavimento) Ivirgarzama Cochabamba 230 Por tierra (pavimento) Cochabamba Patacamaya 310 Por tierra (pavimento) Patacamaya Tambo Quemado 188 Por tierra (pavimento) Tambo Quemado Arica 201 Por tierra (pavimento)   TOTAL = 2.671  
  • Infraestructura Existente
    • Complejo portuario de Guayaramerin
    • Astillero Naval de Guayaramerin
    • Dique seco flotante Guayaramerin
    • Puerto flotante Trinidad
    • Complejo Portuario Puerto Villarroel
    • Vía fluvial expedita para la navegación mercante (1380 Km.)
    • 1.291 Kms. De carretera asfaltada
    • Equipamiento
  • Corredores Biocéanicos
  • Conclusiones
    • Bolivia tiene el desafío de poder incorporar tecnologías inexistentes en el país, orientadas al abastecimiento de regiones con poca infraestructura energética. Además de la evaluación de posibles operaciones de carácter logístico dirigidas a optimizar el potencial de participación del Gas Natural en la expansión de la matriz energética.
  • GRACIAS René Becerra Matías [email_address]