16. energía del gas natural

16
ENERGÍA DEL GAS NATURAL
16.1. Datos básicos .............................................................................373
16.2. El proceso productivo ...................................................................380
16.3. Equipos y sistemas empleados ......................................................380
16.4. Producción de residuos e impactos ambientales ...............................394
16.5. Evolución previsible de los equipos y procesos.................................394
16.6. El coste de la energía del gas ........................................................396
371
372
16. ENERGÍA DEL GAS NATURAL
16.1. Datos básicos
a) Origen
El gas, al igual que
el petróleo, se forma
a partir de restos de
animales, plantas y
microorganismos
que
se depositan en el fondo
del mar o en cuencas
sedimentarias, y que
posteriormente
son
enterrados y sometidos
a altas presiones.
En el caso del gas,
este puede tener tres
orígenes
diferentes:
termogénico, biogénico
y abiogénico.
En el primero, que es
el más frecuente, el
gas se forma a partir
de la materia orgánica
enterrada a grandes
profundidades (por encima de los 1.000
a 4.000 metros) y en la que se alcanzan
presiones y temperaturas elevadas que
rompen las cadenas pesadas de carbono
dando lugar a otras más ligeras (gas
natural)
Figura 16.1. Formación del gas
El gas de origen biogénico se produce
por la acción descomponedora de
microorganismos sobre la materia orgánica.
Estos organismos se concentran en capas
del terreno poco profundas, pero carentes
de oxígeno, y rompen químicamente
la estructura de la materia orgánica,
generándose principalmente, metano (son
los típicos gases de vertedero)
Los gases naturales de origen abiogénico
se generan a partir de gases ricos en
hidrógeno y moléculas de carbono que se
encuentran en grandes profundidades bajo
la corteza terrestre y que pueden migrar
hacia la superficie, produciendo depósitos
de metano.
En cualquier caso, la poca densidad del gas
(su volatilidad) lo hace subir a la superficie,
a medida que se va formando. En caso de
Figura 16.2. Formación del gas
373
no encontrar obstáculos, escapa a la atmósfera. En caso contrario, puede
quedar atrapado en “bolsas de gas”, denominadas en el argot “yacimientos
de gas”.
Figura 16.3 Petróleo o gas llenando los intersticios de la roca
Para que se forme un yacimiento de gas han de conjugarse varias circunstancias:
existencia de la roca madre,
donde se encuentre la materia orgánica, a alta presión y
temperatura; existencia del
proceso migratorio, es decir,
la capacidad de moverse el
gas hacia la superficie; existencia de una “roca almacén”,
porosa y permeable (areniscas, calizas o dolomias),
que contengan el gas (Figura 16.3); existencia de una
trampa, que impida que el
gas escape hacia la superficie (denominada “roca cobertera”, que normalmente son
rocas arcillosas o evaporíticas
(sales, por ejemplo)
Las rocas coberteras o trampas pueden tener un origen
estructural
(plegamientos,
anticlinales, fallas, etc.) o estratigráfico (deposiciones y sedimientos, como
cuerpos arenosos, lentejones, arrecifes, disconformidades sedimentarias,
etc.) (Figura 16.4)
Figura 16.4 Trampas de gas
374
En la figura 16.5, puede
verse una bolsa de gas (y
petróleo) atrapada en un
anticlinal y en la figura 16.6,
en una falla (obsérvese
como el desplazamiento de
la roca impermeable origina
la trampa de gas)
También puede el gas quedar atrapado entre gruesas
bolsas de sal, como se ve
en la figura 16.6. (La sal al
ser más ligera, asciende a
través de las capas de roca
permeable, formando bóvedas salinas (domos salinas)
Figura 16.5 Bolsas de gas en un anticlinal
Se dice que el yacimiento
es de gas cuando esta es la
forma en que se encuentra
en el subsuelo, en las condiciones de presión y temperaturas elevadas.
En muchos casos, los yacimientos de gas están asociados con los de petróleo.
Sin embargo, puede ocurrir
que al elevar el petroleo líquido a la superficie, donde
la presión y temperatura
son menores, parte de él
se convierte en gas, denominándose “gas asociado”
(rico en hidrocarburos más
pesados que el metano)
Figura 16.6 Bolsa de gas en una falla
También, y dependiendo de
la composición del gas en el
yacimiento, este puede dividirse en “gas seco” (no forma fase líquida cuando llega
a la superficie, y desciende
su temperatura), o “gas húmedo” cuando parte de él se
licua al llegar a la superficie
y descender la temperatura
(a la fase líquida se le denomina condensado o gasolina
natural, y está formado por
cadenas más pesadas de
hidrocarburos, como propano, etano y hexano)
Figura 16.7. Bolsa de gas en un domo salino
375
En la Tabla 16.1 puede verse una composición típica de un yacimiento de
gas.
Tabla 16.1. Composiciones molares (%) típicas de distintos gases a
la salida del pozo (excluida el agua)
Componente
Gas seco
Gas húmedo
Gas asociado
N2
0,40
0,46
3,12
CO2
0,30
0,98
3,33
95,65
68,17
45,50
Etano (C2H6)
3,60
10,27
8,51
Propano (C3H8)
0,04
4,28
5,27
Butano (C4H10)
0,01
2,12
3,44
Pentano (C5H12)
-
1,69
2,57
Hexano (C6H14)
-
1,22
2,23
Heptano (C7H16) y fracciones más pesadas
-
10,81
26,03
Metano (CH4)
No debe confundirse el gas natural con los gases
licuados de petróleo (GLP), como el
propano y el butano, los cuales son
gaseosos a presión atmosférica,
pero se licuan fácilmente mediante
presión y enfriamiento.
El gas natural contiene elementos contaminantes como CO2, SH2 y mercurio
(como metal en fase de vapor. Su concentración es muy baja, pero puede ser
tóxico y fuertemente corrosivo con las aleaciones de aluminio)
El gas natural no tiene un olor propio. Sin embargo, para detectar las fugas
en instalaciones domésticas o industriales se le agrega un odorizante, que
produce el carácterístico “olor a gas”.
b) Potencial energético
El gas tiene un elevado poder energético, del orden de 9.000 a 12.000Kcal/
m3 (en condiciones normales)
(1.000m3 de gas “normal” equivale a 900Kg de petróleo)
c) Formas de aprovechamiento
El gas natural se emplea en la actualidad, en su mayor parte, para la
producción de electricidad quemandolo en centrales de vapor (evaporando el
agua para convertirla en energía mecánica, y posteriormente en eléctrica),
o en turbinas de gas.
El gas también tiene una aplicación creciente para el accionamiento de
máquinas de trasporte, quemándolo en motores y turbinas que producen
directamente energía mecánica.
Finalmente, el otro gran empleo del gas es para su uso en calentamiento
de agua, calefacción y cocción de alimentos a niveles doméstico e industrial
(mediante grandes redes de distribución)
d) Reservas:
Las reservas totales en el Mundo ascendían a 155,78·1012m3.
De estas, las mayores reservas se encuentran en Rusia (47,54·1012m3), seguida
de Irán (23·1012m3), Qatar (14,4·1012m3), Arabia Saudita (6,36·1012m3),
Estados Unidos (5,19·1012m3), Emiratos Árabes Unidos (6,01·1012 m3), Argelia
(4,52·1012m3), Venezuela (4,19·1012m3), y así hasta un total de 54 países.
376
Al igual que el petróleo, gran parte de estas reservas se encuentran en países
clasificados como “conflictivos”, agravándose en este caso las circunstancias
por el transporte a través de grandes gaseoductos muy vulnerables.
En el gráfico 16.8 la distribución de las mismas en las grandes áreas
productoras (total y porcentajes)
Figura 16.8. Distribución de las reservas de gas en el mundo (por áreas)
En el gráfico 16.9 se presenta la evolución de las reservas en los últimos 10
años.
Figura 16.9. Evolución de las reservas de gas
377
e) Producción:
La producción total de gas en el año 2.002 ascendió a un total de 2.274,7·106Tep
equivalentes a 2.527,6·109m3.
El principal productor fue Rusia, con 499,4·106Tep (554,9·109m3), seguida de
Estados Unidos con 429,9·106 Tep (547,7·109m3), Canadá con 165,2·106Tep
(183,5·109m3), Reino Unido (92,8·106Tep), Argelia (72,3·106Tep), Noruega
(53,9·106Tep), Arabia Saudita (50,7·106), etc.
En el gráfico 16.10 se presenta la evolución de la producción en los últimos
25 años.
f) Duración prevista:
A este ritmo de producción, las reservas totales se agotarán, en un plazo
de 60,7 años, siendo los agotamientos parciales de las
reservas de cada
país la mostrada en
la tabla 10.9.
Figura 16.10. Producción mundial de gas
Destacan los pocos
años de vida para
los países más desarrollados:
9,6
años para Estados
Unidos 9,3 años
para Canadá, 6,8
años para el Reino
Unido, entre otros.
Estos agotamientos se producirán al ritmo de consumo actual. A medida que
el gas vaya sustituyendo al petróleo, esta duración se acortará drásticamente.
En este período, la
duración de las reservas alcanzó un
máximo en el año
1.993, a partir de
aquí se ha ido decreciendo lentamente (a pesar de los
nuevos yacimientos
encontrados en este
período)
Gráfico
16.11
g) Consumo:
Al igual que el petróleo (o incluso
más) el consumo de
gas es inmediato al
de su producción.
Figura 16.11. Duración del gas
378
Donde sí se encuentran grandes diferencias es entre la producción y consumo por países.
Destaca el consumo de Estados Unidos, con 600,7·106Tep (frente a una
producción propia de 492,9), Rusia con 349,6·106Tep (frente a una producción
propia de 499,4), Canadá con 72,6·106Tep (frente a una producción de
165,2), Reino Unido con 85,1·106Tep (frente a 92,8 de producción), Noruega
con 3,5·106Tep (frente a 53,9 de producción), etc.
Se observa que
los
países
más
desarrollados tienen
mayor
autonomía
en el gas que en el
petróleo,
excepto
Japón,
cuya
dependencia es total
(no tiene recursos
propios), y también
que
países
con
fuerte
desarrollo,
como China e India,
extraen gas sólo
para sus propias
necesidades.
En el gráfico de
la figura 16.11 se
muestra la evolución
de los consumos en
los últimos 25 años,
por grandes áreas
consumidoras.
Figura 16.12. Evolución de consumo de gas
En el gráfico 16.12
se
observa
el
tráfico de gas en
todo el Mundo. En
el se observan los
trasvases de Rusia
al resto de Europa
(central),
de
Canadá y Venezuela
a Estados Unidos,
de África a Europa
(todavía incipiente),
de Oriente Medio a
Japón y de Australia,
Brunei, Indonesia y
Malasia, también a
Japón.
El tráfico de Canadá
y
México
hacia
Estados Unidos, así
Figura 16.13. Tráfico mundial del gas
como el de Rusia
y
Argelia
hacia
Europa se establece a través de gaseoductos (pipelines), y todos los demás
en barcos, como gases licuados (GLN)
379
16.2. El proceso productivo
El proceso productivo encaminado al empleo del gas natural como combustible
para la producción de electricidad comprende las siguientes etapas:
Prospección (búsqueda de nuevos yacimientos); perforación de los pozos;
extracción del gas; tratamiento primario; transporte por gaseoducto;
licuefacción y almacenamiento (en muchos casos, el gas puede consumirse
directamente como tal, sin necesidad de licuarlo); transporte marítimo;
almacenamiento del GNL y regasificación; traslado del gas a la central térmica;
combustión del gas para evaporar agua y accionar una turbina de vapor (o
alternativamente, quemándolo directamente en una turbina de gas)
Cuando el gas de distribuye a consumidores domésticos o industriales, el
traslado del gas a los mismos requiere de una estaciones de compresión y
las correspondientes redes de distribución)
Yacimiento
Perforación
del pozo
Almacenamiento
del GNL y
regasificación
Extracción
del gas
Transporte
marítimo del
GNL
CO2
NOX
SOX
Turbina
de vapor
Transporte a
consumidores
Transporte
por gaseoducto
Licuefacción y
almacenamiento
como GNL
Transporte a
la central
Estación de
compresión
Gas doméstico
o industrial
Tratamiento
primario
Vapor
Combustión
en una caldera
de vapor
CO2
NOX
SOX
Energía
eléctrica
Generador
Aire Agua
Aire
Combustión
en una turbina
de gas
CO2
NOX
SOX
Aire
Combustión
en un motor
Figura 16.14. Producción de energía eléctrica a partir del gas
16.3. Equipos y sistemas empleados
La primera etapa en la explotación del gas natural es la “prospección”,
o la búsqueda de nuevos yacimientos.
Para ello se desarrollan una serie de estudios que pueden dividirse en dos
categorías: estudios geológicos y estudios geofísicos.
En los primeros se realizan estudios de la superficie del terreno, a escala local
o regional, buscando indicios (en rocas superficiales o en ripios extraídos
380
de perforaciones, etc.) relativos a la edad de la roca, génesis, porosidad,
permeabilidad, fluidos incorporados, etc.
Las técnicas geofísicas pueden dividirse a su vez en tres etapas: sísmicas,
gravimétricas y magnéticas. (En todas ellas se busca la presencia en
el subsuelo de rocas porosas o poco duras, que pudieran contener gas
líquido “empapado” en su interior, o directamente bolsas de este en forma
gaseosa)
La técnica más empleada es la “sísmica de reflexión” que se basa en las
modificaciones que sufre una onda que viaja por el interior de la corteza
terrestre, al atravesar capas de materiales discontinuas o de diferente
composición (porosidad, materiales, etc.)
Figura 16.15. Sísmica de reflexión
Como se ve en la figura 16.15, la onda provocada (en la superficie o en
un pozo efectuado en el interior de la tierra) termina por reflejarse en la
superficie. La onda emisora y la reflejada se comparan, y así puede obtenerse
un “perfil sísmico” del subsuelo.
La experiencia acumulada y el uso de potentes simuladores, en 2D y 3D, han
dado un gran impulso a esta técnica.
En el caso de exploraciones en tierra firme, la onda inicial puede originarse
por una fuente explosiva, impulsiva (caída de martillo pilón, maza, etc.) o
vibratoria (excitador de vibraciones)
En exploraciones “of shore”, en los fondos oceánicos, las herramientas pueden
ser explosivas, implosoras, no explosivas de efecto burbuja o impulsivas sin
burbuja.
381
(En este caso, las ondas reflejadas se recogen en la superficie del mar
mediante unos geófonos –hidrófonos que convierten los desplazamientos
mecánicos de la superficie en impulsos eléctricos-)
Una vez localizadas las zonas propicias se procede a efectuar sondeos de
exploración (wildcats), tendentes a determinar la presencia de gas, los tipos
de rocas del subsuelo, la presencia de agua, la radioactividad en el mismo
(indicadora de la arcillosidad), la porosidad y permeabilidad, registro de
perfiles eléctricos (conductividad eléctrica), etc.
Esta etapa culmina con la realización de otra serie de sondeos tendentes a
determinar el potencial del yacimiento (sondeos de delimitación), (presión,
composición y temperatura del gas), permeabilidad, índice de productividad,
volumen de gas “extraíble”, ubicación de la bolsa en el subsuelo, etc.
La segunda etapa del proceso es la perforación de los pozos de
gas, que puede hacerse por diversos procedimientos, dependiendo de la
naturaleza del yacimiento y de su ubicación terrestre o marítima.
Para la perforación se usa una herramienta con dientes de diamante que gira
cortando el terreno accionada por un varillaje hueco desde la superficie a la
vez que se va haciendo penetrar en el mismo. Figura 16.16
Figura 16.16. Broca de perforación
Para la extracción de los ripios o detribus se emplea en “lodo circulante”, que
se bombea a elevada presión desde la superficie por el interior del varillaje y
sale de nuevo al exterior, con los residuos, por el hueco que queda entre el
varillaje y el agujero perforado (el diámetro de la cabeza cortadora es mayor
que el del varillaje)
El sistema de rotación consta de un motor de corriente continua (entre 500
y 3.000 C.V.) que transmite el giro a la denominada “mesa de rotación”,
y de esta, mediante una varilla de sección cuadrada o hexagonal (Kelly),
que encaja en la mesa de rotación, al resto del varillaje (que como se dijo
anteriormente son, en realidad, tubos huecos)
Cuando la herramienta de corte ha descendido la longitud de una varilla
se para la rotación, se le empalma una nueva varilla y se conecta esta al
382
tramo de sección cuadrada, para que quede lista para una nueva rotación y
descenso.
El conjunto de la herramienta de corte, el “lastrabarrenas” (drill collar) que
aporta el peso sobre la herramienta de corte, el varillaje ligero (drill pipe),
y la varilla cuadrada insertada en la mesa, se denomina “sarta de perforación”.
Para la subida y bajada de la sarta de perforación, el añadido
de nuevas varillas, la
entubación del pozo,
etc., se usa el “sistema de elevación”.
Éste está constituido por una torre o
mástil, cuya altura
depende de que se
diseñe para una, dos
o tres varillas (en
el caso de “triples”,
puede alcanzar los
30 metros)
La torre tiene poleas
fijas y móviles para
el hizado de las varillas,
cabrestantes
y otros mecanismos
para la conexión y
desconexión de las
varillas con rapidez y
seguridad.
Figura 16.17. Torre y plato de perforación
Una parte importante del equipo de extracción es el “sistema de lodos”.
(El lodo es un fluido a base de agua o aceite, a los que
se le añaden aditivos para mejorar ciertas propiedades,
como la densidad, viscosidad, filtrado, PH, etc. Y cuya
composición depende del tipo de detritos a extraer). Sus
funciones son las de refrigerar la herramienta de corte,
lubricarla, refrigerar todo el varillaje y transportar los
ripios hasta la superficie)
El sistema de lodos está compuesto por las bolsas (de
lodos limpios y “sucios”) provistas de agitadores para
mantenerlos homogéneos; las mesas vibratorias y los
ciclones, para separar los ripios y recuperar los lodos; el
sistema de bombeo y la cabeza inyectora, encargada de
introducir el lodo por la parte interna del varillaje.
Dependiendo del tipo de terreno, muchas veces, se
hace preciso entubar y cementar el pozo (para evitar
derrumbes y obturaciones del mismo)
Para ello, una vez se ha perforado un tramo es preciso
colocar una tubería de protección o revestimiento (casing)
que luego se cementa por su parte exterior (inyectando
una lechada de cemento entre esta y la roca)
Figura 16.18. Sistema de lodos
383
Una vez que el pozo está en
situación segura, se continúa
la perforación con un diamante
menor.
El último componente del sistema
de perforación es el “preventor de
erupciones” (Blow Out PreventoeBOP), compuesto por un antepozo
cúbico de 2x2x2metros dotado de
un sistema de válvulas que evita
la salida incontrolada y a presión
del gas, en el transcurso de la
perforación.
En el caso de explotación en
el mar (off shore), se emplean
plataformas, que pueden ser fijas
o móviles.
Las plataformas móviles se emplean principalmente en labores
de explotación. Las hay de cuatro
tipos:
- Barcazas de fondo plano, que
una vez colocadas en el sitio de la
exploración se asientan sobre el
fondo, lastrándolas (Barge)
Figura 16.19. Esquema de un sistema de perforación de gas
- Plataforma de casco flotante con
patas telescópicas, que se apoyan
firmemente en el fondo, y luego el
Figura 16.20. Sistema de perforación en el mar (off shore)
384
casco se levanta hasta 20metros por encima del nivel del mar (Jack-up)
(Se usan para profundidades menores de 100 metros)
-
Plataformas semisumergibles, con una doble estructura. En la parte
superior está la zona de trabajo y habitable, mientras que la inferior
permite el llenado y vaciado de agua del mar. Al llegar al punto de trabajo
se rellena con agua la parte inferior, hasta que la plataforma queda
semisumergida (libre del oleaje) y luego se ancla al fondo marino (o se
mantiene en posición por hélices accionadas por motores controlados por
un ordenador)
(Se utilizan en profundidades de hasta 300 metros)
-
Barcos de proforación (drill-ships), que son barcos modificados sobre
los que se instalan equipos de perforación. Se utilizan en todo tipo de
profundidades (de hasta 1.000 metros de columna de agua), y pueden
anclarse o mantenerse en posición mediante hélices (posicionamiento
dinámico)
Las plataformas fijas se emplean en la fase de explotación del yacimiento (y
se construyen “a medida” de cada uno)
Contienen todos los elementos de
las instalaciones fijas, más la central
energética, depósitos de varillas, talleres
de mantenimiento e instalaciones para el
personal.
Estas plataformas fijas se emplean en
profundidades de hasta 300 metros.
En profundidades mayores se emplean
barcos adaptados denominados EPSO
(producción, almacenamiento y descarga
flotante), estructuras similares a boyas
con un extremo muy largo, ancladas
al fondo, denominadas “spar”, o
plataformas denominadas “tensión-leg”
o “template”.
La tercera etapa del proceso es la
extracción del gas, mucho más simple
que la del petróleo, puesto que la pura
expansión del gas en el yacimiento puede
recuperar hasta el 80% de este.
Cuando en los yacimientos de gas se
encuentran también agua, la expansión
se ve reducida, y la evacuación “natural”
no supera el 40 a 60%.
Figura 16.21 Plataforma de extracción de gas
Para mejorar la recuperación puede
bombardearse CO2 o nitrógeno en la periferia del yacimiento, para conseguir
que el gas salga al exterior.
La cuarta etapa del proceso es el tratamiento primario, encaminado a
reducir su contenido en agua (si lo tuviera), los gases ácidos (CO2 y SH2), el
mercurio, el nitrógeno y los hidrocarburos más pesados.
(Si el contenido del líquido es elevado se coloca un separador a pie del
pozo, antes de introducirlo en el gaseoducto, o bien puede calentarse el gas
extraído, para que no haya fase líquida)
385
Para la eliminación del CO2 y del SH2 (necesaria para evitar corrosiones en los
gaseoductos, o la formación de hidratos con las consecuentes incrustaciones)
se recurre a procesos de absorción química, con absorbentes como amina y
carbonato potásico (que posteriormente a baja presión y alta temperatura,
pueden recuperarse) o a procesos de absorción física, con zeolitas, formado
tamices moleculares.
Los gases resultantes son posteriormente tratados para convertirlos en
azufre elemental, agua y CO2.
Para la eliminación del agua (que no sólo produce la corrosión de los
gaseoductos, sino que su congelación, durante el proceso de lignefacción,
puede taponar sus circuitos), se emplean los tamices moleculares (zeolitas)
y la albúmina activada, siendo los primeros los más empleados.
La unidad de deshidratación está compuesta por dos desecadores, uno de
ellos en operación y el otro en “recuperación” (para esta acción se hace pasar
gas seco y caliente que absorbe el agua, y luego se enfría por expansión
produciéndose la condensación del agua, que se recoge y se separa)
Para la eliminación del mercurio se hace pasar el gas por un lecho de
absorbente sólido, como pueden ser compuestos de azufre depositados
sobre carbón activado o albúmina. (El compuesto resultante no puede ser
recuperado y se procede a su enterramiento)
La quinta etapa es el transporte del gas por gaseoductos a presiones
entre 40 y 100 bares (en los gaseoductos submarinos puede llegarse a
presión de 240 bares) con velocidades del gas en su interior de 10 y 20m/s
y diámetros entre 500 y 1.219mm (20 y 48 pulgadas)
Figura 16.22. Gaseoducto
386
El gas se bombea desde la estación de bombeo de cabecera y si el gaseoducto
es muy largo han de colocarse estaciones de bombeo intermedias.
Las bombas son accionadas por turbinas de gas, que queman parte del
propio gas circulante.
Dado lo peligroso de las roturas, los gaseoductos se calculan para resistir
la corrosión (externa e interna), la erosión interna, las acciones mecánicas
externas (golpes, etc.), la fatiga, la sobrepresión, las fuerzas térmicas
(dilataciones y contracciones), etc.
Los gaseoductos disponen de dos tipos de protecciones: la pasiva, constituida
por un revestimiento de polietileno y la activa, denominada sistema de
protección catódica (para evitar fenómenos de corrosión electro-química)
La sexta etapa es la licuefación del gas, para convertirlo en GNL y
transportarlo por medio de barcos. (Al licuar el gas, su volumen disminuye
600 veces)
El proceso, enormemente complicado y costoso, se basa en enfriar el gas
natural hasta los -160ºC, temperatura a la cual pasa a la fase líquida a
presión atmosférica.
(Podría obtenerse un gas licuado a no tan baja temperatura, siempre que se
mantuviera a una mayor presión. Sin embargo ello supone mayores riesgos
y costes en los barcos de transporte y en los depósitos de almacenamiento,
por lo que se prefiere trabajar a temperaturas próximas a los -160ºC)
El gas tratado y seco se pre-enfría hasta los -20 y -35ºC, que hace que
se condensen los hidrocarburos más pesados, quedando un “gas pobre”
formado por metano y etano.
El condensado se envía a una unidad de fraccionamiento, donde se destila el
metano, etano, propano y butano que estaban disueltos en el condensado.
El resto, líquido, se envía a un estanque.
Figura 16.23. Esquema básico del proceso de licuefacción del gas natural
387
Parte de este etano y propano se utilizan como refrigerantes en la unidad de
licuefacción, y el resto se inyecta en la corriente de gas a licuar.
En un ciclo frigorífico se dispone de un refrigerante cuya pripiedad principal es que condensa
a alta temperatura y presión, y que vuelve a la fase de vapor al bajar la presión, robando el
calor necesario de los alrededores.
En la figura 16.24 se ve como el refrigerante en forma de vapor es recogido y comprimido
por un compresor.
Este gas a alta temperatura se condensa fácilmente cuando baja la temperatura, cosa que
ocurre haciéndolo pasar por su intercambiador de agua fría o de aire.
Cuando el líquido condensado y a alta presión se deja salir por una válvula donde disminuya
su presión, inmediatamente tiende a evaporarse, cosa que logra si su temperatura puede
subir.
Tal subida de temperatura es posible si existe un cuerpo caliente en contacto con el líquido
refrigerante, como es el caso de los alimentos calientes que se introducen un una nevera
doméstica, por ejemplo.
En el caso de la refrigeración del gas natural, el refrigerante es un mezcla
de etano y propano, y el elemento a refrigerar, del que se roba el calor, el
propio gas natural.
En las plantas de GNL hay dos tipos de ciclos de refrigeración. El primero
enfría la mezcla etano-propano con agua fría (normalmente agua del mar),
y luego se usa ese propano frío como refrigerante para la condensación del
gas natural en uno o más ciclos de refrigeración.
388
Para el accionamiento de los compresores se emplean turbinas de gas, que
quema parte del gas a licuar.
La séptima etapa del proceso la constituye el almacenamiento del
gas licuado (tanto antes de su embarque como en el desembarco)
Los tanques tienen que soportar las fuerzas hidrostáticas del líquido (cuya
densidad es de 450Kg/m3), impedir la salida de gases al exterior (o la entrada
de aire desde el exterior) y tener una buena capacidad de aislamiento térmico
(para evitar la evaporación del GNL si sube la temperatura por encima de los
-160ºC)
Normalmente, los depósitos de GNL se componen de tres elementos
principales y otros secundarios.
Entre los primeros se encuentran el “tanque interior”, el “tanque exterior” y
la “capa aislante”. Entre los segundos se encuentran las tuberías de llenado
y vaciado, conductos de alivio de vapores (recuperación del gas natural
producido en la evaporación: boil-off), válvulas de seguridad, bombas
criogénicas sumergidas (la salida del GNL se realiza por el fondo) y sensores
de nivel, presión, temperatura, etc., con la correspondiente monitorización.
En la figura 16.25 se ve un ejemplo típico de un tanque de GNL. Suelen tener
una capacidad entre 100.000 y 150.000m3 (correspondiente a la carga de
un buque metanero) y unas dimensiones de 70m. de diámetro y 45-50 de
alto.
El tanque interior puede ser autoportante (capaz de resistir las presiones del
líquido) hecho de materiales que soportan bien las bajas temperaturas (acero
Figura 16.25. Depósito de gas natural licuado
389
inoxidable, aluminio, etc.), o también de membrana, cuya única misión es
retener el líquido, pues las fuerzas de presión son soportadas por el aislante,
apoyado a su vez en la pared exterior.
El techo del depósito interior está suspendido de la cúpula del depósito
exterior por medio de tirantes, y permite que no se junten los gases sobre
la superficie del líquido con los que se encuentra bajo la cúpula del tanque
exterior.
El aislante, constituido por perlita, vidrio celular “foan-glas”, lana de fibra de
vidrio, polietileno o poliuretano, rodea al tanque interno y al techo de este, y
tiene un espesor aproximado de 1 metro. El tanque exterior debe ser estanco
a los vapores del gas natural y se confecciona con hormigón pretensado.
Pueden ser de “simple contención” o de doble contención, según sean capaces
o no de retener una fuga del líquido del tanque interior (en el primer caso
habría de disponerse de un tanque de recogida). El tanque exterior también
debe proteger al GNL de las agresiones del medio (terremotos, incendios,
impactos, etc.)
El llenado de un tanque de GNL es una operación delicada que debe hacerse
bajo estrictos controles, para evitar el fenómeno conocido por “rollover”,
consistente en una repentina gasificación del GNL, que no puede liberarse
a través de las válvulas de escape normales del tanque y que al originar un
fuerte aumento de la presión en su interior, puede dar lugar a la rotura de
este.
(Normalmente, las diferentes cargas de GNL en un tanque no se mezclan.
Se mantienen formando capas, pero en situación inestable, pudiendo incluso
intercambiar sus posiciones. Este cambio puede ser dramático si la capa
inferior es menos densa que la superior, lo que ocurre si se calienta, dando
lugar a un brusco paso hacia la superficie y su gasificación repentina)
Para prevenir la estratificación se deben conocer muy bien la estratificación
de densidades dentro del tanque, así como la del líquido que se descarga,
para lo cual se dispone en los tanques de sensores de temperatura y sistemas
de bombeo interiores.
La octava etapa del proceso es el transporte del
GNL en buques metaneros
(a una presión ligeramente
superior a la atmosférica y a
-163ºC)
Los recipientes para la contención del GNL están formados por los tanques de almacenamiento y el aislamiento.
A su vez, los tanques, normalmente constituidos por
varias unidades independientes, se clasifican en dos
grandes grupos: tanques de
membrana (de sección prismática) y tanques esféricos.
Figura 16.26. Buques metaneros
390
Los tanques de membrana
tienen una primera pared de
chapa de acero inoxidable de
12mm de espesor (de acero
al níquel) diseñada especial-
mente para soportar los esfuerzos mecánicos o térmicos (corrugada con
formas ortogonales)
La segunda barrera está formada por otra capa de acero al níquel de 7mm
de espesor.
El aislamiento está formado por madera contrachapada, formado “cajas”
rellenas de pequeñas bolsas de perlita (óxido de aluminio en bolitas y silicio),
con un espesor de 170-300mm.
Los tanques de esferas están formados por un conjunto de esferas
independientes de aluminio, con un espesor entre 100 y 200mm, apoyadas
en un soporte cilíndrico continuo. En este sistema no existe una barreta
secundaria de contención. El aislamiento es espuma de poliuretano o
poliestireno, directamente aplicada sobre la superficie de la esfera.
Como el GNL se va vaporizando durante el transporte (dependiendo del tipo de
aislamiento y la temperatura ambiente, puede alcanzarse una evaporazación
–“boil-off”- del 0,25% al día en los peores casos, hasta 0,13% en los
mejores), ese es el gas que se emplea para la propia propulsión del buque
(si es insuficiente se embarca también fuel-oil convencional). Inicialmente se
usaban calderas duales, pero hoy la tendencia es usar motores alternativos
duales.
La novena etapa de conversión del gas natural en electricidad la
compone la regasificación del mismo, en las denominadas plantas del
regasificación.
Una planta de regasificación está compuesta por los siguientes elementos:
brazos telescópicos de descarga, línea de descarga, depósitos de descarga,
bombas secundarias y vaporizadores.
Figura 16.27. Esquema básico de una planta de regasificación
391
Los brazos telescópicos de descarga (y de carga) tienen un diseño especial,
para permitir la conexión en las diferentes condiciones de carga del buque
(diferentes alturas de flotación), mareas, oleaje, etc., sin perder la necesaria
estanqueidad. Las terminales disponen de otros brazos (uno de ellos capaz
de trasegar gas, si fuera necesario), y otro independiente para el retorno
de vapores al barco para “compensar” el volumen del líquido bombeado
(se envía gas en forma de vapor a una temperatura y presión que permita
en todo instante mantener unas condiciones constante en el interior de los
tanques)
El caudal de bombeo suele ser de un 10% de la capacidad del barco en una
hora, siendo una cantidad típica los 1.200m3/h.
La línea de descarga conduce el líquido hasta los tanques de almacenamiento,
introduciéndolo por la parte superior o la inferior, dependiendo de que el gas
introducido sea más denso que el almacenado o menos. Está formada por
las bombas de descarga del buque, la conducción criogénica y el sistema de
recuperación del líquido evaporado (boil-off).
De este líquido evaporado, una parte se envía a los tanques del barco,
otra parte vuelve a licuarse (en un relicuador compuesto por compresores
criogénicos accionados por motores eléctricos y son mezclados con el líquido
que procede de los depósitos) y otra parte es enviada directamente al
consumo (o en su caso, se haría arder en una antorcha)
El GNL de los depósitos se envía al relicuador por medio de unas bombas
sumergibles colocadas en el fondo de los depósitos (para que con su baja
temperatura se produzca más fácilmente la licuefacción de los vapores) y
desde allí, y por medio de una batería de bombas de alta presión (80 bares),
también accionadas eléctricamente, se envía al GNL a los vaporizadores.
Los vaporizadores pueden ser de dos tipos: de agua de mar o de combustión
sumergida (el primero se utiliza cuando el agua de mar se encuentra siempre
por encima de los 12ºC)
En los vaporizadores de agua de mar
(Figura 16.28), el
GNL procedente de
las bombas entra en
un colector horizontal situado en una
parte inferior y se
distribuye por una
serie de tubos verticales, con aletas de
aluminio, en circulación ascendente.
Por la parte exterior de estos tubos
se encuentran unos
paneles por donde
cae por gravedad el
agua de mar, introducida por la parte
superior del vaporizador.
Figura 16.28. Esquema básico de un vaporizador de
agua mar
392
En condiciones de
temperatura de agua
de mar normales
(18-201ºC), en los primeros dos metros todo el GNL se ha vaporizado, y en
los cinco metros restantes de los tubos ya tiene una temperatura superior a
los 0ºC.
Un colector de gas situado en la parte superior recoge este y lo envía a la
estación de regulación y medida.
Los vaporizadores de combustión sumergida se componen de una cuba
de agua que contiene un serpentín por donde circula el GNL. El agua es
calentada por medio de un quemador sumergido y colocado en la parte
inferior de la cuba.
El combustible empleado en el quemador es una parte del gas evaporado
(alrededor del 12%, lo que supone unas pérdidas considerables si se emplea
este método)
Figura 16.29. Esquema básico de un vaporizador de combustión sumergida
El décimo paso lo constituye el transporte del gas a la central y la
combustión del mismo.
El transporte se efectúa mediante un gaseoducto, y la combustión puede
realizarse en una caldera de vapor, una turbina de gas o un motor de
combustión interna.
(Por lo demás, el funcionamiento de estos equipos es similar a los que queman
petróleo líquido, variando sólo la naturaleza de quemadores e inyectores)
393
16.4. Producción de residuos e impactos
ambientales
El gas es el combustible fósil más limpio, tanto en su origen como núcleo
más en su uso como energía final, especialmente cuando se ha sometido
previamente al proceso de licuefacción.
Al ser las moléculas de gas más ligeras que las del petróleo, emite menos
dióxido de carbono que este al ser quemado, con la consiguiente reducción
del efecto invernadero. Además, su más fácil combustión reduce la emisión
de dióxido de carbono (CO)
Su bajo nivel de óxidos de nitrógeno (NOx) y de óxidos de azufre (SOx)
produce unos bajos efectos en relación con la lluvia ácida.
Finalmente, al carecer de partículas sólidas, los restos sólidos de la combustión
son despreciables.
En la tabla 16.2 se presenta un estudio comparativo de las emisiones de gas,
petróleo y carbón.
Tabla 16.2. Comparativa de las emisiones de gas, petróleo y carbón en
Libras por 109Btn
Contaminantes
CO2
Gas natural
Petróleo
Carbón
117.000
164.000
208.000
CO
40
33
208
NOx
92
448
457
SOx
1
1.122
2.591
Partículas
7
84
2.744
Mercurio
0
0,00
0,01
Cuando el gas se usa como combustible en vehículos automóvil se reducen
las emisiones de óxido de carbono (CO) en un 90-97%, en comparación con
la gasolina o gasoil. El anhídrido carbónico (CO2) lanzado a la atmósfera se
reduce un 15%.
16.5. Evolución previsible de los equipos y
procesos
La tecnología del gas natural avanza actualmente en dos direcciones: unas
mejoras en las técnicas de extracción y otra en su conversión en combustibles
líquidos, más fáciles de manejar (especialmente, para su trasporte y aplicación
al transporte)
Dentro del primer grupo se encuentran las técnicas de fractura en la roca
contenedora, para facilitar la salida del gas. Consiste en inyectar en el
yacimiento una mezcla de CO2 líquido y arena a alta presión, de manera que
cuando se evaporiza el CO2 queda la arena, a través de la cual puede pasar
fácilmente el gas.
También, al igual que el petróleo, se tiende a emplear perforaciones
“direccionales”, incluida la horizontal (dirigiendo la perforación desde la
394
superficie mediante el accionamiento de la broca con una turbina y motores
de fondo, accionadas por la presión del propio lodo inyectado)
También la perforación con tubería continua (coiting tube), enrollada en una
bobina, en labores de sondeo, así como la fracturación de la formación,
introduciendo en la roca una mezcla de fluidos y arena a presión.
También han alcanzado un gran desarrollo los sistemas de extracción en el
mar y a grandes profundidades.
Por último, también se está comenzando usar múltiples perforaciones de
poco diámetro (menores de 30cm), ejecutadas directamente, y sin recurrir
a lodos.
Dentro del segundo grupo se desarrollan varias técnicas encaminadas
a obtener combustibles líquidos partiendo del gas natural, entre las que
destaca la producción de diesel sintético por el procedimiento conocido por
Fisher-Tropsch.
También resulta prometedora la técnica de recogida del CO2, resultante del
uso del gas natural en “pilas de combustible”, y no lanzarlo a la atmósfera.
Otro aspecto de almacenamiento del gas, que se está desarrollando
rápidamente, es el almacenamiento del gas natural en cantidades masivas,
utilizando depósitos subterráneos, como puede ser la recarga de yacimientos
agotados, el almacenamiento en acuíferos (desplazando el agua de la parte
alta del mismo al inyectar el gas a presión), almacenamiento en cavernas de
sal vaciadas por lixiviación (disolución de la masa de sal en agua y extracción
de esta), minas abandonadas (de sal y otras) (figura 16.30)
Figura 16.30. Almacenamiento en cavernas lixiviadas de sales
En estos momentos existen más de 500 almacenes subterráneos de gas,
de los cuales 410 se encuentran en Estados Unidos, 60 en la Unión Europea
y 21 en Rusia, con una capacidad total de más de 240.000 millones de m3
(106.000 en USA)
395
Su finalidad aparte de regularizar el suministro, es la dotación de “reservas
estratégicas”.
16.6. El coste de la energía del gas
El coste de la energía del gas es muy variable, dependiendo de su uso directo
como energía final (calefacción, cocción, etc., en hogares, por ejemplo), o
para convertirlo en electricidad (coste del KWh con este combustible). Así
Figura 16.31. Evolución del coste del gas, por zonas
mismo, si se usa el gas
natural directamente,
o si es preciso su
licuefacción y posterior
regasificación,
los
costes
son
muy
diferentes.
Figura 16.32. Evolución del coste del gas según usos
396
En cualquier caso el
coste del gas ha sufrido, y sufrirá, fuertes
oscilaciones,
dependiendo de múltiples
factores, unos relacionados con la disponibilidad del recurso (nuevos yacimientos, por
ejemplo), dificultad de
extracción (en el mar,
por ejemplo), tecnologías empleadas, etc., y
otras relacionadas con
factores asociados al mercado (especulaciones de compra-venta, conflictos,
etc.)
En el Figura 16.31 puede verse el precio del gas en diferentes países, en los
últimos 18 años (en céntimos de euro por KWh térmico)
(CIF: precio a la entrada en el país, descargado del metanero o en la red
gasista)
En el Figura 16.32 puede verse la evolución del precio para diferentes aplicaciones, donde ya se encuentran incluidos los costes del gaseoducto (incluyendo los derechos de paso), el almacenamiento y los costes de distribución
a los usuarios.
(En 2003 correspondían 1,42 céntimos al gas; 0,29 a transmisión y almacenamiento y 1,04 a distribución)
En el caso de que haya que proceder a la licuefacción, transporte marítimo y
regasificación, los costes se incrementan considerablemente.
El Observatorio Mediterráneo de la Energía (OME), estima 0,39 céntimos
de euro por KWh térmico el coste de la licuefacción, 0,15 céntimos para el
transporte y 0,07 el de regasificación.
Con todos estos valores, el gas natural a pie de central y transportado en
buques metaneros tiene un coste medio de 2,32 céntimos de euro el KWh
térmico.
El coste del KWh eléctrico generado a partir del gas natural puede sufrir fuertes variaciones, dependiendo de la tecnología empleada (turbina de vapor
convencional, turbina de gas, ciclo combinado, cogeneración, etc.)
A título de ejemplo, para los costes del gas del año 2003 se tiene:
Para una turbina de gas: 14,76 céntimos de euro, correspondientes 10,05
costes de capital, 1,24 a operación y mantenimiento y 3,47 a combustible. Si
se añaden los costes indirectos, el coste medio se elevaría a 24,22 céntimos
de euros, en un rango entre 19,38 y 34,09.
Para una turbina de gas de ciclo combinado: 3,63 céntimos de euro correspondiendo 0,91 a costes de capital, 0,31 a operación y mantenimiento y
2,11 a combustible. Si se añaden los costes indirectos, el coste medio se
sitúa en los 10,65 céntimos, con un mínimo de 8,98 y un máximo de 19,81
céntimos.
397
398