tecnologias para almacenamiento de gas natural a gran

TECNOLOGIAS PARA ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL A
GRAN ESCALA
CAMILO GONZALEZ, ENRIQUE RONDON Y ALFREDO VILORIA
PDVSA – INTEVEP
Caracas, Venezuela
Presentado en
XIV Convención Internacional de Gas de la
Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG)
Mayo 10 - 12, 2000
Caracas, Venezuela
AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
TECNOLOGIAS PARA EL ALMACENAMIENTO
DE GAS NATURAL A GRAN ESCALA
Camilo González, Enrique Rondón, Alfredo Viloria - PDVSA Intevep
RESUMEN
La creciente demanda de petróleo y gas a lo largo de los años ha impulsado la
necesidad de almacenamiento de grandes volúmenes de material, siendo el método
más conocido el almacenaje mediante tanques a nivel de superficie, con ejemplos
que varían entre recipientes medianos para propano (GLP) ó metano comprimido
(GNC) a grandes tanques para crudo ó metano líquido (GNL), de dimensiones bien
significativas.
Desde comienzo de los años 50’s la industria petrolera ha confiado cada vez más en
el almacenamiento en cavernas subterráneas construidas en depósitos de sal y roca
dura. Estas ofrecen muchas ventajas sobre el almacenamiento en superficie, lo cual
permite el almacenaje presurizado de grandes volúmenes de producto en forma
segura a una fracción del costo mediante el empleo de tanques y ocupando menor
espacio en superficie.
En este trabajo se presenta un estado del arte de las principales tecnologías que
existen para el almacenamiento de gas natural a gran escala. Se exponen sus
características, la experiencia a escala mundial y las tendencias tecnológicas que se
perfilan para los próximos años en esta área del negocio del gas natural.
ABSTRACT
The increasing demand for petroleum and gas over the years has resulted in the
need to store larger volumes of material. The most commonly known method of
storing these products is tanks, with examples ranging from the medium "bullets" to
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store liquid propane (LPG) or compressed methane (CNG) to huge crude oil and
liquefied methane tanks (LNG).
Since the early 1950's the petroleum industry has relied more and more on
underground caverns constructed in salt and hard rock formations for storage. They
offer many advantages over surface storage. Underground caverns allow large
volumes of products to be safely stored under pressure at a fraction of the cost of
surface tanks and requiring less space in surface.
This paper covers a State of the Art of the most important technologies natural gas
storage. Principal features of the facilities, worldwide experiences are presented as
well as the technological trends in the coming years of this natural gas business area.
1. INTRODUCCION
Para el almacenamiento subterráneo de gas se emplean diferentes formaciones
geológicas tales como yacimientos agotados de crudo/gas, acuíferos, cavernas de
sal, entre otros. Cada tipo de almacenamiento tiene sus propias características
físicas (porosidad, permeabilidad, capacidad de retención) y economías (costos de
preparación del terreno, tazas de entrega, capacidad de operación intermitente) las
cuales gobiernan su aplicabilidad. Los más utilizados son los yacimientos agotados
debido a su gran abundancia. Las cavernas de sal son las que reunen las mayores
ventajas técnicas pero en contraste no son muy abundantes.
En 1915 se almacenó gas subterraneamente por primera vez en forma exitosa en
Welland County Canadá. Consistía en un yacimiento agotado de gas el cual fue
reacondicionado. Antes de 1950 esencialmente todo el gas almacenado estaba
contenido en yacimientos agotados de gas convertidos. En la década de los 30's se
realizaron las primeras pruebas de acuíferos para el almacenamiento de gas natural.
Sin embargo no fue sino hasta principios de los 50´s cuando se le prestó mayor
atención a esta idea.
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2. TIPOS DE ALMACENAMIENTO
Los métodos que se han empleado hasta el presente para el almacenamiento de gas
natural son:
!"Almacenamiento subterráneo
!"Tanques criogénicos (GNL)
!"Gasoductos empacados
!"Tanques o cilindros presurizados (GNC)
!"Adsorción presurizada
!"Adición de solventes
Los tres primeros métodos se utilizan para almacenar grandes volúmenes de gas y
los restantes son para pequeños volúmenes. Seguidamente se describen
brevemente las opciones mencionadas.
Almacenamiento subterráneo
Se emplea para muy elevados volúmenes de gas natural, existiendo instalaciones
con capacidades comprendidas entre 1 y 150 billones de pies cúbicos de gas (109
pie cúbico estándar). El almacenamiento subterráneo no sólo se ha aplicado para
almacenar gas natural sino también para crudo y GLP (gas licuado del petróleo).
Para el almacenamiento subterráneo de gas se emplean diferentes formaciones
geológicas tales como yacimientos agotados de crudo/gas, acuíferos, cavernas de
sal, entre otros. El almacenamiento subterráneo tiene ciertas ventajas comparativas
sobre el almacenamiento en superficie, tales como: menores costos de construcción
y operativos, involucra menores riesgos y tiene mayor aceptación ambiental.
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Tanques criogénicos (GNL)
Otro método que se utiliza para el almacenamiento de gas es el GNL (gas natural
licuado), mediante el cual el gas se almacena en forma líquida en tanques
criogénicos dotados de aislamientos térmicos especiales. Mediante el empleo de
diferentes procesos de licuefacción el gas se enfría y se licúa a presión atmosférica a
temperaturas criogénicas de -260 °F. De esta forma se aprovecha el efecto que
sobre la densidad del gas tiene la temperatura, lográndose reducir el volumen que
ocupa el gas en condiciones estándar de presión y temperatura (60 °F y 14,73 psia)
en aproximadamente unas 600 veces.
Mediante la tecnología de GNL se logran almacenar volúmenes medianos de gas
natural comprendidos entre 1 MMPCS y 2 BPCS (billones de pie cúbicos estándar).
Puede utilizarse para el suministro de gas en sistemas integrados con
almacenamientos subterráneos. De esta forma el almacenamiento subterráneo
supliría el gas base que requiera el sistema, mientras que el gas natural licuado sería
empleado para enfrentar en forma más rápida los consumos picos que demande el
sistema, al poder disponer de los tanques criogénicos cerca de los centros de
consumo. En la Fig. 1 se ilustra en forma esquemática la variación del volumen
almacenado en función del tiempo en un sistema integrado de almacenamiento
subterráneo (AS) y GNL. A pequeña escala, el GNL se utiliza para el
almacenamiento de gas natural en vehículos. De esta manera se consigue duplicar la
autonomía de los vehículos respecto al sistema de gas comprimido (GNV).
Gasoductos empacados
El otro mecanismo que se
emplea para el almacenamiento de volúmenes
importantes de gas son los propios gasoductos. Consiste en el almacenamiento de
gas (empaque) en líneas de gran longitud a un nivel de presión y su posterior
desempaque en períodos de alta demanda. Se utiliza para suplir volúmenes de gas
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Gas almacenado
GNL
AS
Promedio
Gas base
1 año
Fig. 1. Variación del volumen almacenado en función del tiempo
en un sistema integrado AS-GNL
por un corto período de tiempo a clientes con demandas fluctuantes (ej. generación
eléctrica). La cantidad de gas empacado en un gasoducto se encuentra asociado a
las características geométricas del sistema (diámetro, longitud, etc.), a las
condiciones de presión y temperatura y a las variaciones de flujo tanto en la fuente
de suministro como en los puntos de entrega. Como referencia se puede citar el
gasoducto Altagracia-Tacoa el cual tiene una longitud aproximada de 145 km y un
diámetro que oscila entre 26 y 20 pulgadas. La cantidad de gas empacado en dicho
gasoducto se estima en aproximadamente 150 MMPCS.
Tanques o cilindros presurizados (GNC)
Son comúnmente empleados para el almacenamiento de gas natural comprimido
(GNC) en vehículos que operan a gas (GNV). El gas es comprimido y almacenado en
cilindros con capacidades entre 200 y 600 PCS a una presión de 3000 psig. Otro uso
que pudiera dársele ha esta opción es el transporte marítimo en barcazas que
contengan cilindros presurizados, la cual pudiera competir con la tecnología de GNL
para distancias relativamente cortas (menores de 300 km).
Uso de adsorbentes
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Constituye un método mediante el cual se pueden almacenar cantidades mayores de
gas que mediante la simple compresión. Aunque no se logra obtener las densidades
alcanzadas mediante el GNL, es mucho más simple y no requiere refrigeración. Si
bien la presión de óptimo almacenamiento es de 500 psig, las mayores ganancias
son obtenidas a presiones de 50-150 psig, lo que lo hace adecuado para sistemas de
distribución.
Si bien mediante la utilización de adsorbedores como el carbón activado se consigue
almacenar más gas que con la simple compresión, con el uso de adsorbedores la
cantidad de gas que puede ser utilizada resulta inferior a la almacenada entre 15 y
30 %. De esta manera, mediante el empleo de carbón activado se consigue disponer
aproximadamente del 75 % del gas almacenado por la simple compresión pero a una
presión 6 veces menor. Asimismo, la capacidad de almacenamiento se reduce con el
incremento de la temperatura y por otro lado la presencia de contaminantes en el gas
(odorantes, CO2, N2, hidrocarburos pesados) tienden a acortar la duración del
adsorbedor.
Si bien existen programas de investigación para la aplicación a gran escala de
almacenamiento mediante adsorción presurizada, hasta ahora solo se había
trabajado en implementarla a escala de vehículos. Lo que pareciera hace poco
factible su aplicación es por el costo del carbón activado de alta densidad.
Adición de solventes
La utilización de solventes tales como el pentano, permite el almacenamiento de gas
a menor presión que mediante el gas natural comprimido (GNC), debido a que se
logra reducir considerablemente la presión crítica de la mezcla. Así por ejemplo,
mediante GNC a una presión de 3600 psig se obtiene una densidad de 19,14 lb/pie3,
mientras que mediante la adición de pentano a una presión de 2200 psig se logra
incrementar la densidad de la mezcla a 25,01 lb/pie3. Lo cual representa un aumento
del 30 %.
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3. ALMACENAMIENTO SUBTERRANEO
3.1
Generalidades
Para el almacenamiento subterráneo de gas se emplean diferentes tipos de
formaciones geológicas tales como yacimientos agotados de crudo/gas, acuíferos
convertidos, cavernas de sal, cavernas de roca dura y minas de carbón. Tales
formaciones son diferentes en su construcción y modo de operación. Los más
utilizados son los yacimientos agotados debido a su gran abundancia. Los domos de
sal son los que reúnen las mayores ventajas técnicas pero en contraste no son muy
abundantes.
Las cavernas tienen la gran ventaja de que son altamente adecuadas para
situaciones de demandas pico. El gran volumen almacenado en la caverna permite
los retiros de altos flujos de gas. Asimismo, el almacenamiento de gas en forma
subterránea tiene grandes beneficios tales como seguridad y gran confiabilidad.
Cuando el gas es almacenado en varias cavernas la disponibilidad de suministro de
gas depende de diferentes parámetros tales como por ejemplo el volumen de la
caverna, la profundidad de la caverna y su inventario de gas a una determinada
condición de presión y temperatura.
El almacenamiento subterráneo es el método más seguro que existe y es
considerablemente más seguro que el almacenamiento en superficie. Debido a que
el oxígeno no puede entrar en una caverna, es físicamente imposible que un
hidrocarburo almacenado se incendie, se queme o explote en una caverna
subterránea. Por otro lado el riesgo de daño a una caverna por parte de un terremoto
es prácticamente despreciable. Con las instalaciones en superficie no sucede lo
mismo. La mayoría de los accidentes ocurren en instalaciones localizadas en la
superficie.
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
Entre los aspectos más importantes a considerar durante la instalación y operación
de este tipo de instalaciones, tendientes a la minimización de costos, se encuentran:
•
Optimización del rango de presión disponible Pmax/Pmin
•
Dimensionamiento de las cavernas tomando en consideración las condiciones
geológicas con respecto a la ganancia máxima de la cavidad
•
Optimización del proceso en forma global con respecto a la máxima capacidad de
almacenamiento de gas y la capacidad de retiro.
Las estructuras poco profundas representan una buena alternativa para el
almacenamiento de gas natural cuando no existen yacimientos agotados de gas o
crudo cerca de la zona donde se requiere el suministro. Seguidamente se exponen
algunos conceptos básicos que nos ayudaran a comprender la terminología utilizada
en el área del almacenamiento subterráneo:
El inventario de gas existente dentro de una caverna es considerado en dos partes:
"gas base" y "gas de trabajo". Tal como se ilustra en la Fig. 2, el "gas base"
constituye aquella porción de gas encargada de proveer suficiente presión en el
reservorio para producir un flujo adecuado al final de la etapa de retiro. Por otro lado,
el volumen de gas existente sobre el gas base y hasta la máxima presión de
operación del yacimiento es el que se denomina "gas de trabajo". La selección del
nivel de gas base es una decisión económica producto de un análisis del régimen de
consumo, flujo máximo requerido, número de pozos, y potencia a ser instalada.
En los yacimientos de gas y crudo, la "presión de descubrimiento" (Fig. 2) es
aquella presión que existe en el yacimiento al momento de iniciarse la explotación. El
uso de presiones sobre la presión de descubrimiento, brinda volumen adicional por
encima del volumen original de gas existente en el yacimiento. Esta práctica ha
demostrado buenos beneficios económicos. Por su parte el "gas nativo" es aquel
gas que todavía permanece en el yacimiento una vez que la producción cesa por
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
razones económicas y que se encuentra en la formación al momento de iniciar la
conversión del yacimiento.
Gas
base
Gas de trabajo
máx
Gas de trabajo
Presión/Z
Cond.
descub.
Gas base
Cond.
base
0
Volumen de gas
gas nativo
Fig. 2. Relación entre el volumen almacenado y la presión en un yacimiento de gas
Cada tipo de almacenamiento tiene sus propias características físicas (porosidad,
permeabilidad, capacidad de retención) y economías (costos de preparación del
terreno, tazas de entrega, capacidad de operación intermitente) las cuales gobiernan
su aplicabilidad.
Dependiendo de la velocidad de entrega, los almacenamientos son clasificados en
baja (yacimientos agotados y acuíferos) y de alta entrega (cavernas de sal). Los
primeros
son
utilizados
para
consumos
estacionales,
siendo
llenados
en
aproximadamente 210 días y vaciados en 150 días. Por su parte, los de alta entrega
pueden ser llenados en 40 días o menos y vaciados en 20 o menos días. Esto es
debido a la alta permeabilidad que tienen los yacimientos de sal en comparación con
los agotados. A nivel de superficie los equipos y sistemas que usualmente conforman
las facilidades de almacenaje subterráneo (véase fig. 3) se mencionan a
continuación:
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
Sistema de inyección:
!"Planta compresora o de inyección
!"Tuberías de gas
!"Sistema de inyección de metanol y/o calentadores de líneas para prevención de
formación de hidratos
!"Válvulas reguladoras de flujo
Sistema de retiro:
!"Tuberías de gas
!"Filtros separadores
!"Unidad de deshidratación
!"Medidores de flujo
Planta de
inyección
Facilidad de
acondicionamiento
Caverna
Fig. 3. Esquema de inyección/retiro en una facilidad de almacenamiento subterráneo
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
3.2
Yacimientos agotados de crudo/gas
Los yacimientos agotados de gas son los primeros candidatos a ser utilizados como
facilidades para el almacenamiento subterráneo de gas natural. Como una
consideración en el uso de un yacimiento agotado de gas se debe tener presente
que típicamente (en países con consumos estacionales) se remueve del 80 al 100 %
del volumen inicialmente contenido en el yacimiento en un período de 120 días en un
año determinado. Esto significa que se requieren más pozos que los existentes
cuando el yacimiento se encontraba en fase de producción así como la ampliación de
las facilidades para transporte del gas. Uno o más de los pozos productores son
normalmente usados para la inyección de gas natural.
Procedimiento para conversión de yacimientos agotados
1) Recopilación de información geológica y de ingeniería
2) Evaluar la condición mecánica de los pozos
3) Determinar la capacidad de gas de trabajo del reservorio
4) Determinar la necesidad de pozos
5) Considerar requerimientos de compresión, tuberías de superficie y facilidades de
acondicionamiento del gas.
En la selección de un yacimiento agotado incurren dos factores como son la geología
y la geografía. La geología está vinculada a las características físicas del yacimiento
tales como porosidad y permeabilidad. Mientras más porosa sea la roca mayor es la
capacidad del yacimiento para inyección y retiro de gas. Otro aspecto bien
importante es la localización del yacimiento. En el caso de que el yacimiento se
encuentre alejado de los centros de consumo se debe realizar una evaluación de la
inversión requerida para el tendido de tuberías y sistemas de compresión.
Para determinar la capacidad de gas de trabajo del yacimiento se debe definir un
rango de presiones. La presión mayor debe definirse dependiendo de la condición
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mecánica de los pozos. El rango de presión también tiene que ver con la capacidad
de flujo de los pozos.
La mayoría de los yacimientos gasíferos son descubiertos a presiones (cabezal de
pozo) correspondientes a gradientes de presión de agua o salmuera comprendidos
entre 0,43 y 0,52 psi/pie de profundidad. La experiencia demuestra que típicamente
se puede agregar un diferencial de presión por encima de la presión de
descubrimiento hasta de 0,65 a y 0,70 psi/pie. La cantidad de gas de trabajo se
puede calcular de la siguiente expresión:
Gas de trabajo = Gas máx - Gas base
Gw = Gi*(Zi/Zmax)*(Pmax/Pi) - Gi*(Zi/Zmin)*(Pmin/Pi)
donde:
Gi: gas originalmente en sitio, bpc
Pmax: presión máxima del yacimiento, psia
Pmin: presión mínima del yacimiento, psia
La capacidad de entrega ("deliberability") expresada en MMPCSD de un yacimiento
agotado normalmente se encuentra entre 1 y el 4 % del gas de trabajo por día.
Ventajas comparativas
!"Son los mas ampliamente utilizados debido a su gran disponibilidad
!"Su
capacidad
de
utilización
intermitente
es
baja
("cycling": ciclos de
inyección/vaciado por año)
!"La capacidad de retención (hermeticidad) es la más alta de los tres tipos de
facilidades
!"Es el menos costoso para desarrollar, operar y mantener
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
3.3
Acuíferos
Un acuífero es adecuado para almacenamiento de gas si existe una capa de roca
impermeable que sirva de elemento sellante. La geología de los acuíferos es similar
a la de los yacimientos agotados. Asimismo, requieren de gas base que permita la
operación de la facilidad a presiones por encima de la demandada por el sistema.
Existe una gran influencia por parte del agua remanente en el acuífero en el
almacenamiento y retiro de gas natural. En tal sentido, la presencia de una capa de
agua activa puede contribuir a mejorar la capacidad de entrega de gas.
Las condiciones que debe cumplir un acuífero para poder ser utilizado para
almacenamiento de gas natural son:
!"Existencia de un contenedor o lecho de roca porosa desde el cual el gas pueda
fluir hacia los pozos
!"Existencia de una capa rocosa no permeable que sea capaz de sellar la
estructura y que no permita la migración del gas vertical o lateralmente
!"Debe
ser
lo
suficientemente
resistente
para
soportar
una
presión
significativamente superior a la atmosférica
!"No debe constituir un reservorio de agua dulce
La profundidad es considerada un elemento de gran importancia. Por criterios
económicos se requieren profundidades de 1000 y más pies. Esto es para que las
presiones del gas puedan ser lo suficientemente altas lo que permite albergar
grandes volumenes y que el gas fluya rápidamente.
La presión máxima del yacimiento está limitada por la capacidad de sello de la capa
rocosa (hermeticidad). Debido a esto el rango de presiones máximas en los acuíferos
oscila típicamente entre 400 y 1500 psig.
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
Los acuíferos son más costosos para desarrollar y mantener que un yacimiento
agotado de gas y representan la facilidad para almacenamiento subterráneo de gas
menos preferida debido a las siguientes desventajas:
!"Su desarrollo demora alrededor de 4 años, lo cual es aproximadamente el doble
del tiempo requerido para la conversión de un yacimiento agotado. Esto se debe
fundamentalmente a que a diferencia de los yacimientos agotados no se tiene
información geológica del acuífero (características de la roca, permeabilidad,
porosidad, capa de roca sellante, etc.)
!"Todas las facilidades requeridas deben ser instaladas, incluyendo pozos,
tuberías, unidades de deshidratación, y plantas compresoras. Normalmente
requiere compresión extra para el desplazamiento del agua existente en el
yacimiento
!"No existe gas nativo en la formación. Se requiere inyectar grandes volúmenes de
gas para conformar el gas base, el cual en una gran parte no podrá ser
recuperado, ni siquiera cuando el campo se abandone. En el pasado muchos
campos fueron desarrollados en acuíferos aprovechando el bajo valor del gas
natural para aquel entonces. Hoy en día el escenario es completamente diferente
!"Su capacidad de utilización intermitente ("cycling") es baja
!"La inyección de gas atenta contra la contaminación de las fuentes naturales de
agua. Se requieren permisos especiales respaldados por análisis de agua que
demuestren que se trata de aguas de alto nivel de salinidad inadecuadas para
beber o para la agricultura.
3.4
Cavernas de sal
Los domos de sal son columnas de sal gema que se extienden hacia la superficie
desde una gran profundidad (véase fig. 4). También denominada "halite" o sal de
roca, la sal gema es cloruro de sodio cristalizado en depósitos de sales sólidas,
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
compuestas de una mezcla de cloruro de sodio (NaCl), sulfato de calcio (CaSO4) y
otras sales.
Domo de sal
Fig. 4. Diagrama que muestra a un domo de sal entre capas geológicas
En norteamérica, se han descubierto alrededor de 520 domos de sal, muchos de los
cuales no son lo suficientemente profundos como para ser utilizados en el
almacenaje de gas natural. Los domos de sal están también presentes en México,
Sur América, Europa, Rusia, Medio Oriente y en otras partes del mundo.
Los depósitos de sal son excelentes estructuras para el almacenamiento. En el
almacenaje de hidrocarburos uno de los requerimientos más importantes es asegurar
la no ocurrencia de fugas. Tal característica se consigue en las cavernas de sal,
donde bajo presión las sales se mueven como plástico para sellar fisuras. Por otro
lado, la sal compactada tiene una fortaleza comparable al concreto lo que permite la
construcción de grandes estructuras. Desde 1950, muchos depósitos de sal han sido
convertidos en cavernas para el almacenamiento de gas una vez que la producción
de sal a cesado.
Los domos de sal pueden ser visualizados como grandes montañas subterráneas de
sal comparadas a gigantescas estructuras construidas por el hombre (Fig.5). Pueden
variar en espesor desde unos cuantos pies hasta miles de pies y existir a muy
diferentes profundidades. Cada domo de sal tiene su tamaño y forma específica pero
típicamente, su forma es cilíndrica, tienen un diámetro de 1,5 kilómetros, una altura
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
de 30.000 pies y la parte superior se encuentra ha aproximadamente 1.500 pies de la
superficie. Están esencialmente compuestos de sal gema pura con granos dispersos
de arena del tipo anhídrido. Debido a que estas formaciones son impermeables las
cavernas pueden también ser construidas en la sal.
Fig. 5. Detalle que ilustra la forma y dimensión de los domos de sal
Durante los estudios geológicos se perfora un núcleo para evaluar las propiedades
mecánicas y físicas. Se determina el esfuerzo a tensión, módulo de elasticidad,
deformación elástica, entre otras propiedades.
Proceso de construcción
!"El primer paso para la construcción de una caverna de sal es perforar un pozo en
la formación de sal. Posteriormente se coloca el tubular ("casing") y se cementa.
Dos tuberías adicionales son bajadas (una dentro de la otra)
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
!"Para construir la caverna se bombea agua a través de la tubería más interna con
la finalidad de disolver la sal. La salmuera ("brine") resultante es enviada hacia la
superficie a través de la otra tubería y es normalmente bombeada hacia pozos
profundos
!"Mientras el proceso de extracción de sal continua, más sal es disuelta y así la
cavidad se agranda. Cuando la caverna alcanza el volumen requerido, esta es
probada para asegurarse de que no existan fugas y entonces está lista para ser
puesta en servicio de almacenamiento (Fig. 6)
!"Para poner en operación las cavernas, una vez completadas se inyecta gas a
presión para desplazar el agua. El gas es retirado en períodos de alta demanda
con lo cual baja la presión de la caverna y es repuesto a alta presión, en otras
ocasiones.
Las cavernas desarrolladas en lechos de sal también han sido utilizadas para
almacenaje de gases licuados del petróleo (GLP) a presiones relativamente bajas, en
norteamérica y otras partes del mundo a pequeñas profundidades.
Una caverna típica, para almacenamiento de GLP puede tener un diámetro de 1000
pies y una altura de 1000 pies, y puede almacenar alrededor de 1 millón de barriles
de producto. Por su parte una caverna para gas natural puede tener
aproximadamente tres veces este tamaño para almacenar 5 bpc. Igualmente, se han
construido cavernas de 10 millones de barriles para almacenamiento de crudo.
Algunos investigadores piensan que las cavernas de formas esféricas constituyen las
formas geométricas más estables para almacenamiento de gas natural en cavernas
de sal.
Ventajas comparativas
!"Son de mayor capacidad de entrega debido a su alta presión de operación. La
capacidad de entrega ("deliberability") de una caverna de sal se encuentra
alrededor del 10 % del gas de trabajo por día.
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
!"El gas base es aproximadamente un 25 % del gas base de los yacimientos
agotados y puede ser casi totalmente recuperado en condiciones de emergencia
!"La relación gas de trabajo/gas total almacenado es alrededor del 80 % contra 40
% en yacimientos agotados
!"Permite un gran capacidad de operación intermitente ("cycling"). El mayor de
todos los tipos
!"Ocupan una menor área que los yacimientos agotados (hasta de 1:100)
!"Toma entre 18 a 24 meses para su desarrollo, menor a los yacimientos agotados
(24 a 36 meses)
!"Se encuentran limitadas hasta profundidades de 6000 pies, debido a la tendencia
de la sal a perder resistencia a grandes profundidades. A profundidades
intermedias las paredes de arena tienen una resistencia equivalente a la del
acero
!"Es mucho más costosa para desarrollar que los otros tipos de almacenamiento (2
a 3 veces más costosa)
agua
Sistema de
inyección
de agua
disposición
de salmuera
Sal
Caverna
Fig. 6. Construcción de una caverna de sal
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
3.5
Cavernas de roca dura
Las formaciones rocosas deben reunir ciertas características para poder ser
utilizadas como cavernas de almacenamiento. Por ejemplo, la roca debe ser lo
suficientemente compacta para que no se presenten fugas del producto y resistentes
para soportar el peso de la tierra sobre la estructura minada. Además debe ser inerte
con el producto almacenado. Tales características son determinadas antes de la
construcción, mediante la perforación de núcleos de pequeño diámetro a través de la
formación y haciéndole pruebas a la roca. Algunas rocas típicas empleadas para el
almacenamiento son granito, piedra caliza, y lutita ("shale").
Las cavernas de roca dura son construidas, mediante la perforación de un hoyo de
gran diámetro (5 a 6 pies) para acceso y ventilación, luego se excava la roca usando
técnicas convencionales de minería (ej. , perforación, "blasting"). Las cavernas son
usualmente excavadas en lo que es conocido con el nombre de patrón “salón y pilar”
donde grandes pilares no son excavados con la finalidad de que sirvan de soporte a
la estructura. Las áreas minadas son denominadas salones. Otra técnica utilizada
consiste en la construcción de un túnel de acceso desde la superficie hasta el nivel
minado. El material excavado es transportado hasta la superficie mediante el empleo
de camiones a través del túnel.
Una vez que la caverna es excavada hasta el tamaño requerido se sella y se prueba
con aire comprimido. Luego es inertizada con nitrógeno y puesta en operación. El
producto es inyectado a través de un tubo y retirado a través de otro.
Las cavernas de roca dura construidas en norteamérica tienen capacidades
comprendidas entre 20.000 y 1.300.000 barriles. Todas las cavernas han sido
construidas para almacenamiento de GLP. Generalmente se encuentran a
profundidades de 500 a 600 pies, donde la presión del agua subterránea es superior
a la presión de vapor del GLP. Otro método consiste en almacenar el GLP
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
semirefrigerado permitiendo construir la caverna a menor profundidad. Así se han
construido cavernas para almacenamiento de propano a temperaturas de - 40 °F.
Las cavernas de roca dura pueden ser usadas para almacenamiento de gas natural.
Una caverna de carbón abandonada poco profunda fue convertida hace 30 años
para el almacenamiento de gas natural y hoy en día almacena 2 bpc. Un pequeño
número de cavernas en Europa han sido usadas para el mismo propósito y un
estudio reciente demostró la factibilidad de construir una caverna en el noreste de
USA a 2500 pies de profundidad.
3.6
Experiencia mundial
El almacenamiento en cavernas es una práctica que se viene realizando desde hace
más de medio siglo. La primera facilidad para almacenamiento subterráneo de gas
natural en el mundo fue construida en Weilland County Canadá en 1915. Consistía
en un yacimiento agotado de gas el cual fue reacondicionado.
En 1940 en Suecia se utilizó por vez primera una caverna de roca dura para el
almacenamiento de crudos y destilados. En 1950 la primera caverna de sal fue
empleada en Texas para el almacenamiento de gas licuado del petróleo (GLP). La
capacidad era de 20.000 barriles (3180 m3). La primera caverna de sal que se utilizó
exitosamente para el almacenamiento de gas natural fue construida en 1961 en
Michigan. Por esos mismos tiempos en Denver se convertía una mina de carbón
para el almacenamiento de gas natural.
Antes de 1950 esencialmente todo el gas almacenado estaba contenido en
yacimientos agotados de gas convertidos. En la década de los 30's se realizaron las
primeras pruebas de acuíferos para el almacenamiento de gas natural. Sin embargo
no fue sino hasta principios de los 50´s cuando se le prestó mayor atención a esta
idea. En los últimos 40 años el almacenamiento subterráneo en cavernas de GLP y
de petroquímicos tales como el etileno, propileno y otros derivados ha venido
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
incrementándose aceleradamente. Para 1991 la capacidad total de almacenamiento
subterráneo existente en USA para GLP y productos relacionados ascendía a
aproximadamente 519 millones de barriles distribuidos en 1122 cavernas. De este
total 70 eran del tipo roca dura y el resto del tipo depósitos de sal.
Las cavernas de crudo y/o gas se encuentran ubicadas en USA, México, Canadá,
Inglaterra, Francia, Alemania, Holanda, Suecia, Noruega, Finlandia, Dinamarca,
Sudáfrica, Japón, Sur Corea y algunos otros países alrededor del mundo.
Actualmente, el número de facilidades para almacenamiento de gas natural en el
mundo es de 554 con una capacidad de gas efectiva de 8590 bpc. El número de
yacimientos agotados de crudo o gas es de 425 (76,7 %), acuíferos convertidos 82
(14,8 %), cavernas de sal 44 (7,9 %) y minas abandonadas 3 (0,6 %).
En Estados Unidos y Canadá existen 434 instalaciones de almacenamiento
subterráneo de gas natural. La capacidad de gas almacenada que puede ser
utilizada en cualquier momento esta en el orden de los 3 tpc (trillones de pies cúbicos
estándar). En USA las cavernas de sal se encuentran localizadas en los estados de
la Costa del Golfo.
En Canadá, TransGas Ltd. es propietaria y opera 24 cavernas de sal, de las cuales 6
han sido facilidades de almacenamiento de GLP convertidas en 1990 para el
almacenaje de gas natural. La capacidad de gas almacenado de trabajo es de 44
bpc, distribuida en 16 bpc en cavernas de sal y 28 bpc en yacimientos agotados de
gas. La capacidad total de gas es 87 bpc distribuidos en 20 bpc en cavernas de sal y
67 bpc en yacimientos agotados. De estos valores se desprende que la relación gas
de trabajo/gas total almacenado en las cavernas de sal es aproximadamente 80 %
contra un 40 % en los yacimientos agotados.
En Francia, Gaz de France almacena gas natural en forma subterránea desde
principios de los 50's. En 1995 operaban 12 acuíferos y 3 cavernas de sal con una
capacidad de gas de trabajo de 370 bpc (lo cual representa una tercera parte del
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
consumo de gas). Las capacidades de las cavernas oscilan entre 3 y 124 bpc. Para
1999 se tiene previsto el arranque de dos nuevas facilidades, un acuífero en
Aquitaine y un campo de gas cerca de París.
3.7
Tendencias tecnológicas
La tecnología de almacenamiento subterráneo de gas se encuentra fuertemente
impulsada por la creciente necesidad de satisfacer altas demandas de volumen de
gas en sistemas que operan con consumos picos. Seguidamente se indican algunas
líneas de investigación en esta área, que están siendo llevadas a cabo por institutos
tecnológicos en diferentes partes del mundo:
!"Mejoramiento de métodos de exploración basados en sísmica 3-D
!"Desarrollo de nuevos métodos numéricos para predecir el comportamiento fluidodinámico del gas en las cavernas durante el proceso de inyección y retiro, tales
como PREPRE, MULTI, y SITHERGAZ de Gaz de France
!"Reducción de costos y mejoramiento de la operación:
!"Maximizando la capacidad de gas de trabajo
!"Reduciendo el tiempo necesario para cambiar la condición de operación
(vaciado/inyección)
!"Mejorando el flujo por pozo mediante la aplicación de métodos de estimulación
!"Inyectando gas inerte (Ej. N2) para que haga las veces de gas base, de esta
manera se puede sustituir hasta un 20 % del gas base con ahorros calculados
entre 100 y 200 MM$.
!"I&D de nuevos tipos de almacenamientos subterráneos: Cavernas de sal con
túneles horizontales, cavernas de roca no alineadas
!"Desarrollo de la tecnología "SalternativesTM" por la empresa Natural Storage
Corporation of North America. Esta tecnología se basa en la utilización de pozos
horizontales los que mejoran la capacidad de entrega e inyectibilidad respecto a
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
los pozos verticales. Es aplicable a cavernas de sal y yacimientos agotados.
Mediante esta técnica se logra aumentar el flujo de gas inyectado/entregado de
10 a 20 veces. En la actualidad existe un proyecto en el campo Stuart localizado
en Oklahoma. Este es un campo agotado que se está convirtiendo para el
almacenamiento de gas natural.
4. GAS NATURAL LICUADO (GNL)
Las facilidades de producción de GNL están siendo desarrolladas como una
alternativa al almacenamiento subterráneo para garantizar el suministro de gas
durante los períodos de demanda pico. Estas facilidades típicamente contemplan una
planta de licuefacción con grandes tanques de almacenamiento y plantas de
regasificación que permitan satisfacer las necesidades de consumo (Fig. 7).
Mediante la instalación de facilidades de GNL ("peak shaving") se puede incrementar
el factor de carga de los sistemas de transmisión/distribución de gas en países con
cambios estacionales, típicamente de 26 a 37 %. El concepto de "peak shaving" es
utilizado como un respaldo frente a una excesiva demanda de gas por pocos días.
En algunos casos los "peak shaving" son instalados para proveer de gas licuado a
estaciones satélites o para usos en vehículos.
En los países con climas estacionales, la planta de licuefacción es dimensionada de
acuerdo al requerimiento de llenado durante la primavera, el verano o el otoño. La
capacidad típica de la planta de licuefacción es de 5 a 20 MMPCSD para un período
de operación de 150 a 200 días por año. Entre las tecnologías empleadas para la
licuefacción del gas se encuentran:
!"Expansores: Consiste en el empleo de un equipo rotativo (reciprocante o tipo
turbina) mediante el cual el gas se enfría mediante una expansión volumétrica
que aprovecha el trabajo en un compresor o un generador acoplado al expansor.
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
Tiene la desventaja de que grandes cantidades de gas tienen que ser procesadas
para suplir una pequeña cantidad de gas licuado (relación 10:1).
!"Ciclos en cascada (proceso Phillips): Son utilizados pero son muy ineficientes en
el sentido de que se requiere una gran cantidad de equipos de compresión para
el ciclo de refrigeración. Costo típico de capital: 200-250 $/ton.
!"Mezclas de refrigerantes (Ej. PRICO): Se basa en un ciclo de refrigeración que
utiliza una mezcla de refrigerantes de alta eficiencia y bajos costos de instalación.
La mezcla está compuesta por nitrógeno e hidrocarburos livianos hasta el
isopentano. Este proceso es el más económico y abarca un amplio espectro de
capacidades.
Por su parte, la planta de regasificación es diseñada para permitir el uso completo
del inventario de GNL en pocos días a carga máxima. Un tamaño típico para una
planta de regasificación es de 200 MMPCS con una capacidad de almacenamiento
de 1 bpc. La capacidad de regasificación es de 10 a 20 veces la capacidad de
licuefacción. El proceso de regasificación es usualmente llevado a cabo mediante
calentadores de fuego directo.
La mayoría de los tanques son de 50.000 a 100.000 metros cúbicos de volumen y
pueden ser de pared simple o doble. El gas evaporado ("boil-off") debido a la
absorción de calor del ambiente, es comprimido y retornado a la tubería de
alimentación o se utiliza como combustible. El flujo de gas vaporizado representa
típicamente un 0,05 % en peso del inventario de gas.
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Gas de
gasoducto
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Refrigeración
Licuefacción
Almacenamiento
de GNL
Bombeo
GNL
Gas a
gasoducto
Regasificación
GNL
a combustible o gasoducto
Fig. 7. Esquema de proceso de una facilidad de almacenamiento de GNL tipo "peak shaving"
Reposición
refrigerante
Pretratamiento
Compresión
de tope
AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
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AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS
Comparando la opción de GNL con el almacenamiento subterráneo (AS) se puede
decir que, si bien el AS es el método mayormente empleado para enfrentar las altas
demandas de gas y para cubrir consumos estacionales, no es económicamente
competitivo para picos de corta duración. Otra desventaja del AS es que su
localización no es frecuentemente cercana a los grandes centros de consumo. Por su
parte, las facilidades de GNL pueden ser ubicadas en el sitio donde sea requerido el
gas.
5. CONCLUSIONES
!"El almacenamiento de gas natural a gran escala es una actividad que se ha
venido realizando en forma exitosa desde principios de siglo mediante la
técnica de almacenamiento subterráneo en cavernas.
!"Los tipos de formaciones geológicas principalmente empleadas para el
almacenamiento subterráneo de gas son:
!"Yacimientos agotados de crudo/gas
!"Acuíferos
!"Cavernas de sal
!"A escala mundial, los más abundantes son los yacimientos agotados y los
menos preferidos debido a sus desventajas comparativas son los acuíferos.
!"Cada tipo de yacimiento tiene características particulares en cuanto a
porosidad, permeabilidad, volumen de gas de trabajo, gas base requerido,
etc., que determinan la cantidad de gas almacenado y la velocidad con la cual
este puede ser entregado. En general de los tres tipos de yacimientos, las
cavernas de sal son las que ofrecen las mayores ventajas comparativas pero
lamentablemente no son muy abundantes.
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!"Las cavernas de sal requieren una baja cantidad de gas base. Tienen gran
volumen y permeabilidad y por lo tanto altas capacidades de entrega de gas
en
comparación
con
los
yacimientos
agotados.
Requieren
mayores
inversiones que las cavernas agotadas pero menores costos de operación por
pie cúbico de gas inyectado o retirado.
!"El almacenamiento subterráneo es más adecuado para la disposición y
manejo de grandes volúmenes de gas (más de 2 bpc). Por su parte el gas
natural licuado se usa como respaldo frente a incrementos puntuales en la
demanda. Se debe realizar una evaluación económica para determinar la
mejor opción entre almacenar en cavernas, GNL o instalación de gasoductos,
que considere aspectos tales como: duración del nivel de alta demanda,
infraestructura existente y distancia al centro de consumo, entre otros.
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