¿Cómo licuar gases? Producción y uso de gas licuado. Producción de GLP a partir de gas de petróleo asociado

Producción a gran escala de gas natural licuado

La transformación del gas natural en estado líquido se lleva a cabo en varias etapas. Primero, se eliminan todas las impurezas, en primer lugar, el dióxido de carbono y, a veces, incluso los residuos mínimos de compuestos de azufre. Luego se recupera el agua, que de otro modo podría convertirse en cristales de hielo y obstruir la planta de licuefacción.

Como regla, recientemente, para la purificación compleja de gas a partir de humedad, dióxido de carbono e hidrocarburos pesados, se ha utilizado un método de adsorción de purificación profunda de gas en tamices moleculares.

El siguiente paso es eliminar la mayoría de los hidrocarburos pesados, dejando principalmente metano y etano. Luego, el gas se enfría gradualmente, por lo general mediante un proceso de enfriamiento de dos ciclos en una serie de intercambiadores de calor (evaporadores enfriadores). La purificación y el fraccionamiento se llevan a cabo, como la mayor parte del enfriamiento, a alta presión. El frío se produce mediante uno o más ciclos de refrigeración, lo que permite reducir la temperatura a -160 ° C. Luego se vuelve líquido a presión atmosférica.

producción de gas natural licuado

Figura 1 Proceso de licuefacción de gas natural (producción de GNL)

La licuefacción de gas natural solo es posible cuando se enfría por debajo de la temperatura crítica. De lo contrario, el gas no se puede convertir en líquido incluso a presiones muy altas. Para licuar el gas natural a una temperatura igual a la crítica (T = T cr), su presión debe ser igual o mayor que la crítica, es decir, P> Pkt. Cuando el gas natural se licua a una presión por debajo de la crítica (P< Ркт) температура газа также должна быть ниже критической.

Para licuar el gas natural, tanto los principios del enfriamiento interno, cuando el propio gas natural actúa como fluido de trabajo, como los principios del enfriamiento externo, cuando los gases criogénicos auxiliares con un punto de ebullición más bajo (por ejemplo, oxígeno, nitrógeno, helio). En el último caso, el intercambio de calor entre el gas natural y el gas auxiliar criogénico se produce a través de la superficie de intercambio de calor.

En la producción industrial de GNL, los ciclos de licuefacción más eficientes son con una unidad de refrigeración externa (principios de refrigeración externa) alimentada por hidrocarburos o nitrógeno, licuándose casi todo el gas natural. Los ciclos sobre mezclas de refrigerantes son ampliamente utilizados, donde un ciclo en cascada de flujo único se usa con más frecuencia que otros, con un consumo energético específico de 0,55-0,6 kW "h / kg LNG.

En unidades de licuefacción de pequeña capacidad se utiliza como refrigerante gas natural licuado, en este caso se utilizan ciclos más sencillos: con estrangulamiento, expansor, tubo vórtice, etc. compresor.

La licuefacción de gas natural basada en refrigeración interna se puede lograr de las siguientes formas:

* expansión isentálpica del gas comprimido (entalpía i = constante), es decir, estrangulamiento (usando el efecto Joule-Thomson); cuando se estrangula, el flujo de gas no realiza ningún trabajo;

* expansión isentrópica del gas comprimido (entropía S-const) con el retorno del trabajo externo; en este caso, se obtiene una cantidad adicional de frío, además del debido al efecto Joule-Thomson, ya que el trabajo de expansión del gas se realiza debido a su energía interna.

Por regla general, la expansión isentálpica del gas comprimido se utiliza solo en licuadores de baja y media productividad, en los que se puede despreciar un cierto consumo excesivo de energía. La expansión isentrópica del gas comprimido se utiliza en dispositivos de alta capacidad (a escala industrial).

La licuefacción de gas natural basada en refrigeración externa se puede lograr de las siguientes formas:

* utilizando criogeneradores de Stirling, Vuelemier-Takonis, etc.; los cuerpos de trabajo de estos criogeneradores son, por regla general, helio e hidrógeno, lo que permite, al realizar un ciclo termodinámico cerrado, alcanzar una temperatura en la pared del intercambiador de calor por debajo del punto de ebullición del gas natural;

* el uso de líquidos criogénicos con un punto de ebullición inferior al del gas natural, como nitrógeno líquido, oxígeno, etc .;

* usando un ciclo en cascada usando varios refrigerantes (propano, amoníaco, metano, etc.); en un ciclo en cascada, un gas que se licua fácilmente por compresión, al evaporarse, crea el frío necesario para bajar la temperatura de otro gas que es difícil de licuar.

Después de la licuefacción, el GNL se coloca en tanques de almacenamiento especialmente aislados y luego se carga en los transportadores de GNL para su transporte. Durante este tiempo de transporte, una pequeña parte del GNL se "evapora" invariablemente y se puede utilizar como combustible para los motores de los camiones cisterna. Al llegar a la terminal de consumo, el gas licuado se descarga y se coloca en tanques de almacenamiento.

Antes de que el GNL se ponga en funcionamiento, se vuelve a poner en estado gaseoso en la estación de regasificación. Después de la regasificación, el gas natural se utiliza de la misma forma que el gas que se transporta a través de gasoductos.

La terminal receptora de GNL es una estructura menos compleja que una planta de licuefacción y consta principalmente de un punto receptor, un rack de descarga, tanques de almacenamiento, instalaciones para el procesamiento de gases de evaporación de tanques y una unidad de medición.

La tecnología de licuefacción de gas, su transporte y almacenamiento ya está completamente dominada en el mundo. Por lo tanto, la producción de GNL es una industria que se desarrolla con bastante rapidez en el sector energético mundial.

Producción a pequeña escala de gas natural licuado

Las tecnologías modernas permiten resolver el problema del suministro eléctrico autónomo de pequeñas empresas industriales, sociales y asentamientos mediante la creación de instalaciones energéticas basadas en minienergía que utiliza GNL.

Las mini instalaciones autónomas de energía que utilizan gas natural licuado no solo ayudarán a eliminar el problema del suministro de energía a regiones remotas, sino que también son una alternativa para acabar con la dependencia de los consumidores de los grandes proveedores de electricidad y calor. Por el momento, la producción de GNL a pequeña escala es un área atractiva para la inversión en instalaciones energéticas con un período de recuperación relativamente corto.

Existe una tecnología para licuar gas natural utilizando la energía de la presión diferencial del gas en la estación de distribución de gas con la introducción de unidades expansor-compresor, implementada en la estación de distribución de gas "Nikolskaya" (región de Leningrado). La capacidad de diseño de la planta para GNL es de 30 toneladas por día.

La unidad de licuefacción de gas natural consta de un bloque de congeladores intercambiadores de calor, un sistema de enfriamiento de gas comprimido, una unidad de licuefacción, una unidad de turboexpansor-compresor de dos etapas, un sistema automatizado de monitoreo y control de la instalación (ASCU), válvulas, incluidos los controlados y la instrumentación.

Figura 2. Esquema de la planta de licuefacción de GN

El principio de funcionamiento de la instalación es el siguiente (Fig. 2).

Se suministra gas natural con un caudal de 8000 Nm3 / hy una presión de 3,3 MPa a los turbocompresores K1 y K2 que funcionan en el mismo eje que los turboexpansores D1 y D2.

Debido a la pureza suficientemente alta del gas natural (contenido de CO2 no más de 400 ppm), en la instalación para licuar gas natural, solo se proporciona la deshidratación del gas, que, para reducir el costo del equipo, está prevista por el método de humedad helada.

En un turbocompresor de 2 etapas, la presión del gas aumenta a 4.5 MPa, luego el gas comprimido se enfría sucesivamente en los intercambiadores de calor T3-2 y T3-1 y entra al congelador, que consta de 3 intercambiadores de calor T11-1, T11-2 y T11-3 (o T12-1, T12-2 y T12-3), donde debido al uso de flujo inverso de gas frío del intercambiador de calor T2-1 la humedad se congela. El gas purificado después del filtro F1-2 se divide en dos corrientes.

Una corriente (la mayor parte) se envía al congelador para la recuperación del frío, y en la salida del congelador a través de un filtro, se alimenta secuencialmente a los turboexpansores D1 y D2, y luego se envía al flujo inverso en la salida. del separador C2-1.

La segunda corriente se dirige al intercambiador de calor T2-1, donde, después de enfriarse, se estrangula a través del acelerador ДР hacia el separador С2-1, en el que la fase líquida se separa de sus vapores. La fase líquida (gas natural licuado) se envía al dispositivo de almacenamiento y al consumidor, y la fase de vapor se alimenta secuencialmente al intercambiador de calor T2-1, al congelador T11 o T12 y al intercambiador de calor T3-2, y luego a la línea de baja presión ubicada después de la estación de distribución de gas, donde la presión se vuelve igual a 0.28-0.6 MPa.

Después de un cierto tiempo, el congelador T11 en funcionamiento se transfiere a calentamiento y purga con gas a baja presión de la tubería principal, y el congelador T12 se transfiere al modo de funcionamiento. 28 de enero de 2009, A.P. Inkov, B.A. Skorodumov y col. Neftegaz.RU

En nuestro país existe un número importante de estaciones de distribución de gas, donde el gas reducido pierde inútilmente su presión, y en algunos casos, en invierno, es necesario suministrar más energía para calentar el gas antes de estrangularlo.

Al mismo tiempo, utilizando la energía prácticamente gratuita de la caída de presión del gas, es posible obtener un portador energético socialmente útil, conveniente y respetuoso con el medio ambiente: el gas natural licuado, con el que se pueden gasificar instalaciones industriales, sociales y asentamientos que no lo hacen. No tiene suministro de gas por gasoducto.

El consumo interno limitado alienta a los productores a aumentar el suministro de GLP en el extranjero. En la actualidad, el noroeste de Europa se considera uno de los destinos de exportación más atractivos por mar. En los próximos años, se espera que el país lance una serie de proyectos de infraestructura centrados principalmente en el prometedor mercado de la región de Asia y el Pacífico.

En un futuro próximo, los productos petroquímicos deberían convertirse en un catalizador de la demanda interna de GLP. Estamos hablando del próximo lanzamiento por parte de SIBUR del mayor complejo petroquímico del país, Zapsibneftekhim, que procesará gases licuados en productos de alto valor agregado.

Según Thomson Reuters, en 2016 en Rusia (excluyendo los volúmenes de la empresa conjunta ruso-kazaja KazRosGas) se produjeron 16,2 millones de toneladas de GLP frente a 13 millones de toneladas en 2012. En los últimos años, la producción de este producto ha ido creciendo a una media del 4,4% anual. Solo el año pasado se produjo un ligero y aparentemente temporal descenso. El aumento en la producción se debe principalmente a la expansión de las capacidades existentes y la construcción de nuevas de SIBUR, Gazprom (Surgutsky ZSK) y NOVATEK (Purovsky ZPK) para procesamiento de gas, estabilización de gas condensado y fraccionamiento de gas.

Según el Ministerio de Energía (sus estadísticas son ligeramente diferentes a las anteriores), las empresas petroquímicas proporcionan los mayores volúmenes de producción de GLP (en 2016 - 7,9 millones de toneladas). Les siguen las plantas de procesamiento de gas y las refinerías de las compañías petroleras: 4,9 millones y 3,8 millones de toneladas, respectivamente.

El principal productor ruso de gases licuados de petróleo es SIBUR. Según Thomson Reuters, representa el 41% de la producción total (la propia empresa estima que su cuota de mercado es del 45%). Gazprom controla el 18% del mercado. Rosneft, debido a la compra de activos de TNK-BP, SANORS y Bashneft, ocupó el tercer lugar con una participación del 12%. En general, las nueve empresas más grandes cubren el 98% del mercado.

En cuanto a la estructura de producción, hasta 2015 hubo un aumento en la producción de fracciones de GLP puro: propano, butano e isobutano. En los últimos tres años, la producción de mezcla técnica de propano-butano (TPBT) ha aumentado al máximo, lo que fue causado por un fuerte aumento de la demanda de este producto en Ucrania. Según Thomson Reuters, en 2017, el 33% de la producción total de GLP cayó en SPBT, el 47% en fracciones puras.

Las principales esferas de consumo de GLP son el sector de servicios públicos, el transporte motorizado y la petroquímica. Esta última industria a largo plazo debería convertirse en el principal motor del crecimiento de la demanda de GLP. Por lo tanto, de acuerdo con el borrador de la Estrategia Energética de Rusia (versión actualizada), la producción de etileno para 2020 debería aumentar en un 75-85%, y para 2035 - 3.6-5 veces. Si en 2016 el 24% del GLP se envió para su procesamiento adicional, para 2020 esta cifra debería aumentar al 30% y para 2035, al 44-55%.

Se asigna un papel importante en la implementación de estos planes al complejo petroquímico SIBUR en construcción.

La capacidad actual de procesamiento de APG de SIBUR es de 25,4 mil millones de metros cúbicos por año, incluido el GPP de Yuzhno-Priobsky, un proyecto conjunto con Gazprom Neft. La capacidad de fraccionamiento de gas alcanza los 8,55 millones de toneladas al año. La unidad de fraccionamiento de gas más grande se encuentra en el sitio industrial de Tobolsk de la compañía. La amplia fracción de hidrocarburos ligeros (LGN) obtenida en el proceso de procesamiento de gas natural y asociado ingresa a Tobolsk a través de una tubería de producto y se divide aquí en fracciones separadas (propano, butano, isobutano y otros).

En junio de 2016, SIBUR completó la reconstrucción del complejo de procesamiento de LGN, como resultado de lo cual la capacidad total de fraccionamiento de gas en Tobolsk aumentó de 6.6 a 8 millones de toneladas por año. Además, el verano pasado, la empresa completó la reconstrucción de la planta de procesamiento de gas Yuzhno-Balyksky, gracias a la cual la planta aumentó su capacidad de producción de LGN en más de 100 mil toneladas por año.

Esto le permite a SIBUR incrementar la producción de GLP, que se envía tanto para exportación, que se discutirá a continuación, como para su posterior procesamiento en productos petroquímicos. “Después del lanzamiento de Zapsibneftekhim, dejaremos de vender alrededor de 3 millones de toneladas de gases de hidrocarburos licuados, que, de manera convencional, ahora cuestan $ 350 por tonelada, y comenzaremos a vender adicionalmente más de 2 millones de toneladas de polímeros producidos a partir de este gas, que costará, por ejemplo, 1.000 dólares la tonelada ... La producción de polímeros es un negocio más rentable, pero su creación implica importantes gastos de capital ", señaló Dmitry Konov, presidente del directorio de SIBUR, en una entrevista con RBC el verano pasado. .

Rosneft también planea aumentar la producción de GLP. Su "hija" de gas, Rospan, en febrero de 2018, tenía la intención de lanzar un complejo para la preparación y procesamiento de gas y condensado en el área de Vostochno-Urengoysky. Cuando alcance su capacidad máxima, producirá anualmente 16,7 mil millones de metros cúbicos de gas seco, hasta 5 millones de toneladas de condensado de gas estable y más de 1,2 millones de toneladas de fracción propano-butano. Para transportar gases licuados, Rospan está construyendo una terminal de carga cerca de la estación de tren de Korotchaevo con una capacidad de transbordo de 1,6 millones de toneladas por año.

Se supone que después del lanzamiento del complejo, Rosneft aumentará la producción de GLP a 2,8 millones de toneladas por año (incluidas las plantas de Bashneft) y se convertirá en el segundo productor de este producto del país. También se prevé la transformación de gases licuados en productos de mayor valor añadido. El director de Rosneft, Igor Sechin, mencionó, en particular, proyectos para la producción de poliolefinas en la región del Volga, Siberia Oriental y sobre la base de la Compañía Petroquímica del Este (VNHK) en Primorye.

En un futuro próximo, puede aparecer un nuevo participante en el mercado del GLP: la Irkutsk Oil Company. Su proyecto de gas implica la construcción de cuatro unidades de tratamiento de gas de petróleo natural y asociado en los campos Yaraktinskoye y Markovskoye con una capacidad total de más de 20 millones de metros cúbicos por día. El LGN producido en las plantas se suministrará a través de una tubería de productos a un nuevo complejo para recibir, almacenar y enviar GLP en Ust-Kut, y posteriormente al futuro GPP de Ust-Kutsk con una capacidad de 1,8 millones de toneladas por año. La planta proporcionará fraccionamiento de LGN para obtener propano técnico, butano técnico y condensado de gas estable. Se prevé el abastecimiento al mercado interno y la exportación de gases licuados por valor de 550 mil toneladas anuales. En la tercera etapa, INK planea la construcción de la planta de polímeros de Ust-Kutsk, que producirá productos con alto valor agregado, hasta 600 mil toneladas de polietileno de alta y baja presión por año.

Otro jugador destacado en el mercado del GLP puede ser EKTOS (anteriormente Volzhsky Rubber). En la primavera de 2017, SIBUR cerró el trato para venderle el 100% de Uralorgsintez JSC. Las principales actividades de Uralorgsintez son la producción de GLP y un componente combustible de alto octanaje, el metil terc-butil éter (MTBE). La capacidad de la planta para el fraccionamiento de materias primas de hidrocarburos es de 0,91 millones de toneladas por año, para la producción de MTBE - 220 mil toneladas, benceno - 95 mil toneladas por año.

Lea el texto completo en el n. ° 1-2 de "Petróleo de Rusia"

Durante más de 30 años en la URSS, luego en Rusia, los gases licuados y comprimidos se han utilizado en la economía nacional. Durante este tiempo, se ha transitado un camino bastante difícil en la organización de la contabilidad de los gases licuados, desarrollando tecnologías para bombearlos, medirlos, almacenarlos y transportarlos.

De la quema a la confesión

Históricamente, en nuestro país se ha subestimado el potencial del gas como fuente de energía. Al no ver esferas de aplicación económicamente justificadas, los industriales petroleros intentaron deshacerse de las fracciones ligeras de los hidrocarburos, quemaron sin beneficio. En 1946, la escisión de la industria del gas en una industria independiente revolucionó la situación. El volumen de producción de este tipo de hidrocarburos se ha incrementado espectacularmente, al igual que el ratio en el balance de combustible de Rusia.

Cuando los científicos e ingenieros aprendieron a licuar gases, fue posible construir plantas de licuefacción de gas y entregar combustible azul a áreas remotas sin un gasoducto, y usarlo en todos los hogares, como combustible para automóviles, en producción, y también exportarlo en moneda fuerte. .

¿Qué son los gases licuados del petróleo?

Se dividen en dos grupos:

1. Los gases de hidrocarburos licuados (GLP) son una mezcla de compuestos químicos, formados principalmente por hidrógeno y carbono con diferentes estructuras moleculares, es decir, una mezcla de hidrocarburos de diferentes pesos moleculares y diferentes estructuras.
2. Fracciones amplias de hidrocarburos ligeros (LGN): incluyen principalmente mezclas de hidrocarburos ligeros de fracciones de hexano (C6) y etano (C2). Su composición típica: etano 2-5%, gas licuado de fracciones C4-C5 40-85%, fracción de hexano C6 15-30%, la fracción de pentano representa el resto.

Gas licuado: propano, butano

En la industria del gas, el GLP se utiliza a escala industrial. Sus principales componentes son el propano y el butano. También contienen hidrocarburos más ligeros (metano y etano) y más pesados ​​(pentano) como impurezas. Todos estos componentes son hidrocarburos saturados. La composición de LPG también puede incluir hidrocarburos insaturados: etileno, propileno, butileno. Los butano-butilenos pueden estar presentes como compuestos isoméricos (isobutano e isobutileno).

Tecnologías de licuefacción

Aprendieron a licuar gases a principios del siglo XX: en 1913, el holandés K.O. Heike recibió el Premio Nobel de licuefacción de helio. Algunos gases pasan a un estado líquido mediante un simple enfriamiento sin condiciones adicionales. Sin embargo, la mayoría de los gases "industriales" de los hidrocarburos (dióxido de carbono, etano, amoníaco, butano, propano) se licúan a presión.

La producción de gas licuado se lleva a cabo en plantas de licuefacción de gas ubicadas cerca de campos de hidrocarburos o en la ruta de los principales gasoductos cerca de grandes centros de transporte. El gas natural licuado (o comprimido) se puede transportar fácilmente por carretera, ferrocarril o agua hasta el consumidor final, donde se puede almacenar, luego volver a convertir a un estado gaseoso y alimentar a la red de suministro de gas.

Equipamiento especial

Para licuar gases se utilizan instalaciones especiales. Reducen significativamente el volumen de combustible azul y aumentan la densidad de energía. Con su ayuda, es posible llevar a cabo varios métodos de procesamiento de hidrocarburos, dependiendo de la aplicación posterior, las propiedades de la materia prima y las condiciones ambientales.

Las plantas de licuefacción y compresión están diseñadas para el tratamiento de gases y tienen un diseño modular o están completamente en contenedores. Gracias a las estaciones de regasificación, es posible proporcionar combustible natural barato incluso a las regiones más remotas. El sistema de regasificación también permite el almacenamiento de gas natural y el suministro de la cantidad requerida en función de la demanda (por ejemplo, durante los períodos de pico de consumo).

La mayoría de los diversos gases en estado licuado tienen aplicaciones prácticas:

• El cloro líquido se usa para desinfectar y blanquear telas y se usa como arma química.
• Oxígeno: en hospitales para pacientes con problemas respiratorios.
• Nitrógeno: en criocirugía, para congelar tejidos orgánicos.
• El hidrógeno es como combustible para aviones. Recientemente, han aparecido coches propulsados ​​por hidrógeno.
• Argón: en la industria del corte de metales y la soldadura por plasma.

También puede licuar gases de la clase de hidrocarburos, los más populares son el propano y el butano (n-butano, isobutano):

• El propano (C3H8) es una sustancia orgánica de la clase de los alcanos. Obtenido a partir de gas natural y por craqueo de productos petrolíferos. Gas incoloro, inodoro, ligeramente soluble en agua. Se utiliza como combustible, para la síntesis de polipropileno, para la producción de disolventes, en la industria alimentaria (aditivo E944).
• Butano (C4H10), clase de alcanos. Gas incoloro, inodoro, inflamable, fácilmente licuado. Recibido de condensado de gas, gas de petróleo (hasta 12%), al craquear productos derivados del petróleo. Se utiliza como combustible, en la industria química, en refrigeradores como refrigerante, en la industria alimentaria (aditivo E943).

Características del GLP

La principal ventaja del GLP es la posibilidad de su existencia a temperatura ambiente y presiones moderadas, tanto en estado líquido como gaseoso. En estado líquido se procesan, almacenan y transportan fácilmente, en estado gaseoso tienen las mejores características de combustión.

El estado de los sistemas de hidrocarburos está determinado por la combinación de las influencias de varios factores, por lo tanto, para una caracterización completa, es necesario conocer todos los parámetros. Los principales, susceptibles de medición directa y que influyen en los regímenes de flujo, incluyen: presión, temperatura, densidad, viscosidad, concentración de componentes, relación de fases.

El sistema está en equilibrio si todos los parámetros permanecen sin cambios. En este estado, no se produce ninguna metamorfosis cualitativa y cuantitativa visible en el sistema. Un cambio en al menos un parámetro viola el estado de equilibrio del sistema, provocando este o aquel proceso.

Propiedades

Durante el almacenamiento y transporte de gases licuados, su estado de agregación cambia: parte de la sustancia se evapora, transformándose en un estado gaseoso, parte de ella se condensa, se convierte en líquido. Esta propiedad de los gases licuados es una de las definitorias en el diseño de sistemas de almacenamiento y distribución. Cuando se toma un líquido en ebullición de los tanques y se transporta a través de una tubería, parte del líquido se evapora debido a las pérdidas de presión, se forma un flujo de dos fases, cuya presión de vapor depende de la temperatura de flujo, que es más baja que la temperatura en el tanque. Si el movimiento del líquido de dos fases a través de la tubería se detiene, la presión en todos los puntos se iguala y se vuelve igual a la presión de vapor.

Las tecnologías de producción y transporte de petróleo y gas se mejoran constantemente. Y uno de los ejemplos más claros de esto es el gas natural licuado (GNL), a saber, la tecnología de licuefacción de gas a gran escala y transporte de GNL por mar a largas distancias. El GNL es una verdadera revolución en el mercado del gas, cambiando la imagen de la energía moderna, prueba de que la industria de las materias primas es capaz de generar soluciones modernas de alta tecnología. El GNL está abriendo nuevos mercados para el combustible azul, involucrando a más y más países en el negocio del gas, ayudando a resolver el rompecabezas de la seguridad energética global. El término "pausa de gas", que significa el consumo activo de gas y su posible transformación en combustible número uno, no es una frase vacía.

Las tecnologías para la producción industrial de gas natural licuado no tienen mucho tiempo. Se puso en funcionamiento la primera planta de gas licuado de exportación en1964 Pero desde entonces, el proceso se ha mejorado constantemente, y hoy, por ejemplo, ya se están preparando proyectos para las primeras plantas móviles de licuefacción de gas flotante del mundo ubicadas en barcos de gran tonelaje.

El gas natural licuado arrastra a varios sectores industriales a lo largo de la cadena. Estos son la construcción naval, la ingeniería de transporte y la química. El gas natural licuado incluso da forma a la estética de una sociedad moderna altamente industrializada. Cualquiera que haya visto una planta de licuefacción de gas puede estar convencido de ello.

Rusia, con las mayores reservas de gas del mundo, ha estado fuera del negocio del gas licuado y del GNL durante mucho tiempo. Pero este desagradable vacío se ha llenado. En 2009, se puso en funcionamiento la primera planta de licuefacción de gas en Sakhalin: el proyecto Sakhalin-2. Es muy importante que sea en Rusia donde se estén implementando tecnologías avanzadas en el campo de la licuefacción de gas. Por ejemplo, la planta de Sakhalin se basa en la tecnología de licuefacción de reactivo mixto dual de última generación desarrollada específicamente para este proyecto. Debido a que el GNL se produce a temperaturas ultrabajas, se pueden aprovechar las condiciones climáticas, lo que abarata la producción de GNL y aumenta la eficiencia del proceso de producción.

Por otro lado, Rusia no tiene otra opción que el GNL. Los procesos de integración se están desarrollando en el mundo, el GNL de la competencia ya está ingresando a los mercados tradicionales de exportación del gas ruso, es decir, a Europa, desplazando a Gazprom, y Qatar y Australia están aumentando sus posiciones en la región Asia-Pacífico, comprometiendo los planes de exportación de Rusia. a estos mercados.

Los viejos campos gigantes están en la etapa de producción en declive, del nuevo fondo hay "estrellas" en la forma de los campos Bovanenkovskoye y Kharasaveyskoye. Además, el país necesita ir a la estantería y dominar las nuevas tecnologías. Y dio la casualidad de que las plantas de GNL se consideran la base para la monetización de las reservas de gas precisamente de esos campos, cerca de la costa, pero lejos del consumidor.

La frase rusa "gas natural licuado" corresponde a la palabra inglesa Gas natural licuado (GNL). Es importante distinguir el GNL del grupo de gas licuado de petróleo (GLP), que incluye propano-butano licuado (SPB) o gas licuado de petróleo (GLP). Pero distinguirlos entre sí y comprender la "familia" de los gases de hidrocarburos licuados es fácil. En realidad, la principal diferencia radica en qué tipo de gas se licua. Si estamos hablando de la licuefacción de gas natural, que consiste principalmente en metano, entonces se usa el término gas natural licuado, o se abrevia LNG. El metano es el hidrocarburo más simple, contiene un átomo de carbono y tiene la fórmula química CH4. En el caso de una mezcla de propano-butano, estamos hablando de propano-butano licuado. Por regla general, se extrae del gas de petróleo asociado (APG) o de la destilación del petróleo como fracción más ligera. El GLP se utiliza, en primer lugar, como materia prima en petroquímica para la producción de plásticos, como recurso energético para la gasificación de asentamientos o en vehículos.

El GNL no es un producto separado, aunque existen oportunidades para usar GNL en su forma directa. Este es prácticamente el mismo metano que se suministra a través de tuberías. Pero esta es una forma fundamentalmente diferente de entregar gas natural al consumidor. El metano licuado se puede transportar a largas distancias por mar, lo que contribuye a la creación de un mercado global de gas, permitiendo al productor de gas diversificar sus ventas y al comprador expandir la geografía de las compras de gas. El productor de GNL tiene una gran libertad en la geografía de los suministros. Después de todo, es más rentable crear una infraestructura para el transporte marítimo a largas distancias que tirar de un gasoducto a lo largo de miles de kilómetros. No es casualidad que al GNL también se le llame "tubería flexible", mostrando su principal ventaja sobre el método tradicional de suministro de gas: una tubería convencional conecta de manera extremadamente rígida los campos con una región específica de consumo.

Una vez entregado a su destino, el GNL se convierte de nuevo a un estado gaseoso; en la unidad de regasificación, su temperatura se lleva a la temperatura ambiente, después de lo cual el gas se vuelve adecuado para el transporte a través de redes de gasoductos convencionales.

El GNL es un líquido transparente, incoloro y no tóxico que se forma a una temperatura de -160 ° C. Una vez entregado a su destino, el GNL se convierte nuevamente en estado gaseoso: en la unidad de regasificación, su temperatura se lleva a la temperatura ambiente, después de lo cual el gas se vuelve apto para el transporte a través de redes de gasoductos convencionales.

La principal ventaja del gas licuado sobre su contraparte de gasoducto es que durante el almacenamiento y transporte ocupa entre 618 y 620 veces menos volumen, lo que reduce significativamente los costos. Después de todo, el gas natural tiene una densidad térmica menor en comparación con el petróleo y, por lo tanto, para transportar volúmenes de gas y petróleo con el mismo poder calorífico (es decir, la cantidad de calor liberado durante la combustión del combustible), en el primer caso, grandes Se requieren volúmenes. Aquí es donde surge la idea de licuar el gas para darle una ganancia de volumen.

El GNL se puede almacenar a presión atmosférica, su punto de ebullición es de -163 ° C, es atóxico, inodoro e incoloro. El gas natural licuado no corroe los materiales estructurales. Las altas propiedades ecológicas del GNL se explican por la ausencia de azufre en el gas licuado. Si hay azufre presente en el gas natural, se elimina antes del procedimiento de licuefacción. Curiosamente, el inicio de la era del gas licuado en Japón se debe precisamente al hecho de que las empresas japonesas decidieron utilizar GNL como combustible para reducir la contaminación atmosférica.

El GNL producido en las plantas modernas es principalmente metano, alrededor del 95%, y el 5% restante es etano, propano, butano y nitrógeno. Dependiendo de la planta de fabricación, el contenido molar de metano puede variar de 87 (plantas de Argelia) a 99,5% (planta de Kenai, Alaska). El poder calorífico neto es 33,494 kJ / m3 o 50,116 kJ / kg. Para la producción de GNL, el gas natural se purifica primero a partir de agua, dióxido de azufre, monóxido de carbono y otros componentes. Después de todo, se congelarán a bajas temperaturas, lo que provocará daños en equipos costosos.

De todas las fuentes de energía de hidrocarburos, el gas licuado es el más limpio; por ejemplo, cuando se usa para generar electricidad, las emisiones de CO2 a la atmósfera son la mitad que cuando se usa carbón. Además, los productos de combustión del GNL contienen menos monóxido de carbono y óxido de nitrógeno que el gas natural; esto se debe a una mejor limpieza durante la combustión. Además, no hay azufre en el gas licuado, que también es un factor positivo importante en la evaluación de las propiedades ambientales del GNL.

La cadena completa de producción y consumo de GNL incluye las siguientes etapas

producción de gas;

transportarlo a la planta de licuefacción;

el procedimiento para licuar el gas, convertirlo de estado gaseoso a líquido, inyección en tanques de almacenamiento en camiones cisterna y transporte posterior;

regasificación en terminales terrestres, es decir, conversión de GNL a estado gaseoso;

entrega al consumidor y su uso.

Como saben, en la actualidad y en el mediano plazo, el gas natural sigue siendo un componente vital para satisfacer las necesidades energéticas globales por sus ventajas sobre otros tipos de combustibles fósiles y por la demanda en constante crecimiento del mismo.

Actualmente, la mayor parte del gas se entrega a los consumidores a través de tuberías troncales en forma gaseosa.

Al mismo tiempo, en algunos casos, para campos remotos de difícil acceso, el transporte de gas natural licuado (GNL) es preferible al gasoducto tradicional. Los cálculos han demostrado que el transporte de GNL por buques tanque, teniendo en cuenta la construcción de capacidades de licuefacción y regasificación, resulta económicamente viable a distancias de 2500 km (aunque el ejemplo de la planta de GNL de Sakhalin demuestra la relevancia de las excepciones). Además, la industria del GNL es hoy un líder en la globalización de la industria del gas y se ha expandido mucho más allá de las regiones individuales, lo que no era el caso a principios de la década de 1990.

Si bien la demanda de GNL está creciendo, mantener proyectos de GNL competitivos en el entorno actual no es una tarea fácil. Una característica importante de las plantas de GNL es que la mayoría de los elementos de costo están dictados por parámetros específicos: la calidad del gas crudo producido, las condiciones naturales y climáticas, la topografía, el volumen de operaciones costa afuera, la disponibilidad de infraestructura, las condiciones económicas y políticas.

En este sentido, son de especial interés las tecnologías de tratamiento y licuefacción de gas, que ya se utilizan hoy en día en las modernas plantas de GNL y que pueden clasificarse según diversos criterios. Pero es especialmente importante que estén ubicados en latitudes cómodas del sur o del norte más severas.

En base a esto, es posible analizar las diferencias entre estos dos grupos, tener en cuenta las peculiaridades y desventajas de cada uno, aplicar la experiencia de construcción y operación al implementar nuevos proyectos de GNL en Rusia, en particular en las condiciones árticas. Pero incluso teniendo en cuenta la experiencia existente, el desarrollo prospectivo de los territorios árticos, donde se encuentran hasta el 25% de las reservas de hidrocarburos por descubrir, puede asegurarse en el futuro mediante innovaciones que aumenten la eficiencia y la competitividad.

Historia de la producción de GNL

Los experimentos para licuar el gas natural comenzaron a fines del siglo XIX. Pero recién en 1941 se construyó una planta comercial de GNL en Cleveland (EE. UU., Ohio). El hecho de que el GNL puede ser transportado a grandes distancias por barcos se demostró con el ejemplo del transporte de GNL por el buque cisterna Methane Pioneer en 1959.

La primera planta de exportación de GNL de carga básica fue el proyecto Camel en Arzewa, Argelia, que se puso en marcha en 1964. La primera planta que comenzó a producir GNL en un entorno del norte en 1969 fue una planta en los Estados Unidos en Alaska. La mayoría de los desarrollos en tecnologías para preparar gas para licuefacción y para su licuefacción se han llevado a cabo con anterioridad y están siendo realizados por grupos de científicos que trabajan en el personal regular de empresas comerciales. Los principales participantes en el negocio internacional de GNL y las fechas de lanzamiento de las plantas por año se presentan en la Tabla. 1.

A principios de 2014, 32 plantas de GNL estaban en operación en 19 países del mundo; Se están construyendo 11 plantas de GNL en cinco países del mundo; otras 16 plantas de GNL están previstas en ocho países. En Rusia, a excepción de la planta de GNL en aproximadamente. Sakhalin, hay un proyecto para construir una planta de GNL en el Báltico en la región de Leningrado, se planea una planta de GNL en Yamal con la participación de socios extranjeros. Hay propuestas para la construcción de instalaciones de GNL para el desarrollo de los campos Shtokman y Yuzhno-Tambeyskoye y para la implementación de los proyectos Sakhalin-1 y Sakhalin-3.

Un gran número de organizaciones rusas participaron en proyectos relacionados con el gas licuado: Gazprom VNIIGAZ LLC, Moscow Gas Processing Plant, Sosnogorsk y Orenburg GPPs, Arsenal Machine Building Plant OJSC, NPO Geliymash OJSC, Cryogenmash OJSC, OJSC Uralkriomash, OJSC Giprogaztsentr y otros.

Todo el sistema de GNL incluye elementos de producción, procesamiento, bombeo, licuefacción, almacenamiento, carga, transporte y descarga y regasificación. Los proyectos de GNL requieren una buena cantidad de tiempo, dinero y esfuerzo en la etapa de diseño, evaluación económica, construcción e implementación comercial. Por lo general, lleva más de 10 años desde el diseño hasta la implementación. Por lo tanto, es una práctica generalmente aceptada celebrar contratos de 20 años. Las reservas de gas en el campo deben ser suficientes por 20-25 años para que se considere una fuente de hidrocarburos ligeros para GNL. Los factores determinantes son la naturaleza del gas, la presión disponible en el yacimiento, la relación entre el gas libre y disuelto y el petróleo crudo, los factores de transporte, incluida la distancia al puerto marítimo.

La industria del GNL ha logrado grandes avances a lo largo de los años. Si la totalidad de todas las innovaciones durante este tiempo se toma convencionalmente como 100%, entonces el 15% es una mejora en el proceso, el 15% es una mejora en el equipo y el 70% se explica por la integración de calor y energía. Al mismo tiempo, los costos de capital disminuyeron en un 30% y también hubo una disminución en el costo de transporte de gas a través de gasoductos. Existe una clara tendencia al aumento del volumen de líneas tecnológicas. Desde 1964, la capacidad de una sola línea de procesamiento se ha multiplicado por 20. Al mismo tiempo, según el estado actual de la economía y la tecnología, los recursos de gas, que se consideran difíciles de obtener, se estiman en 127,5 billones. m3. Por lo tanto, el problema real es el transporte de combustible comprimido a largas distancias y a través de importantes áreas de agua.

tabla 1

Puesta en servicio mundial de plantas de GNL

Dada la distribución desigual de los recursos de gas natural en el mundo, la tarea de vender estos recursos a través de gasoductos puede resultar impracticable o económicamente poco atractiva. Para mercados a más de 2.500 km (1.500 millas) de distancia, la opción de GNL ha demostrado ser bastante económica. En gran parte por esta razón, se prevé que los suministros mundiales de GNL se dupliquen de 2005 a 2018.

Los mercados de GNL se encontraban principalmente en áreas de alto crecimiento industrial. Algunos de los contratos fueron a precios fijos; esto cambió en 1991 cuando el precio del GNL comenzó a estar vinculado al petróleo y los productos derivados del petróleo. La proporción de transacciones en el mercado al contado aumentó del 4% en 1990 al 18% en 2012.

En la cadena de valor del GNL, la licuefacción del gas natural es la parte con mayores costos de inversión y operación. Muchos procesos de licuefacción difieren solo en los ciclos de refrigeración. Los procesos con un refrigerante mixto son adecuados para líneas de producción con un volumen de 1 ... 3 millones de toneladas por año. Los procesos tecnológicos con volúmenes de 3 a 10 millones de toneladas por año se basan en el uso de dos ciclos de refrigeración secuenciales que minimizan la caída de presión en el circuito de gas natural. El uso del tercer ciclo de refrigeración permitió sortear "cuellos de botella" en el proceso tecnológico como el diámetro del intercambiador de calor criogénico y el volumen del compresor de refrigeración para el ciclo de propano. Los estudios de varios procesos de licuefacción muestran que cada uno de ellos no es mucho más efectivo que los demás. Más bien, cada tecnología tiene una ventaja competitiva en determinadas condiciones. Es poco probable que se puedan esperar grandes cambios en los costos de capital debido a pequeñas mejoras del proceso, ya que el proceso en sí se basa en las leyes invariables de la termodinámica. Como resultado, la industria del GNL sigue siendo muy intensiva en capital.

Es posible que la producción de GNL en 30 años difiera de lo que existe hoy. Se ha acumulado una experiencia significativa en el extranjero en el diseño, fabricación y operación de vehículos y barcos propulsados ​​por GNL. Debido a la solución de una serie de problemas técnicos, una disminución de la actividad inversora en complejos de GNL onshore, debido a la dificultad de encontrar gas disponible, los proyectos de plantas flotantes de GNL están atrayendo cada vez más la atención de todos los participantes de la industria del GNL. La innovación técnica y la integración de esfuerzos pueden asegurar el éxito continuo de tales proyectos; esto requiere la solución de un conjunto de tareas diversas: económicas, técnicas y medioambientales.

Sin embargo, hoy, como en los últimos años, la industria del GNL ocupa merecidamente su importante lugar en el mercado energético y es probable que mantenga esta posición en el futuro previsible.

Preparación de gas para licuefacción

El procesamiento de gas depende en gran medida de las propiedades del gas crudo, así como de la entrada de hidrocarburos pesados ​​a través del gas crudo. Para hacer posible la licuefacción del gas, primero se procesa el gas. Cuando ingresa a la planta, generalmente tiene lugar una separación inicial de fracciones y se separa el condensado.

Dado que la mayoría de las impurezas (agua, CO2, H2S, Hg, N2, He, sulfuro de carbonilo COS, mercaptanos RSH, etc.) se congelan a temperaturas de GNL o afectan negativamente la calidad del producto que cumple con las especificaciones de producto requeridas, estos componentes son también separados. Además, los hidrocarburos más pesados ​​se separan para evitar que se congelen durante el proceso de licuefacción.

Mesa 2 presenta un resumen de la alimentación de hidrocarburos utilizada en todas las plantas consideradas.

mesa 2

Composiciones de gas en plantas del norte y sur

Está claro que las mezclas de hidrocarburos de cada una de las siete plantas son adecuadas para la producción de GNL, ya que la mayoría de ellas son compuestos ligeros de metano y etano. La corriente de gas que ingresa a cada una de las plantas de GNL consideradas contiene agua, nitrógeno y dióxido de carbono. Al mismo tiempo, el contenido de nitrógeno varía en el rango de 0.1-4.5%, CO2 - de 0.07 a 8%. El contenido de gas húmedo oscila entre el 1% en la planta de GNL de los EAU y el 5-11% en las plantas de GNL de Irán y Alaska.

Además, el gas de varias fábricas contiene mercurio, helio, mercaptanos y otras impurezas de azufre. El problema de la recuperación de sulfuro de hidrógeno debe abordarse en todas las plantas, excepto en la planta de GNL en Omán. El mercurio está presente en el gas

Sakhalin, Noruega, Irán, Qatar y Omán. La presencia de helio se confirma solo en el proyecto Katargaz2. Se confirma la presencia de RSH, COS en el gas del proyecto iraní de GNL.

La composición y el volumen del gas afectan no solo la cantidad de GNL producido, sino también el volumen y la variedad de subproductos, como se muestra en la tabla. 3. Resulta evidente que, en primer lugar, la composición del gas influye en la elección y el uso del equipo para el procesamiento del gas y, por lo tanto, en todo el proceso de tratamiento del gas y en el rendimiento del producto final.

Tabla 3

Subproductos de gas de las plantas de GNL consideradas

Para eliminar los gases ácidos en las plantas de GNL, se utiliza el proceso Hi-Pure: una combinación de un proceso de solvente K2CO3 para eliminar la mayor parte del CO2 y un proceso de solvente de amina basado en DEA (dietanolamina) para eliminar el CO2 y el H2S restantes (Fig.1 ) ...

Las plantas de GNL en Irán, Noruega, Qatar, Omán y Sakhalin utilizan el sistema de purificación de gas ácido de amina MDEA (metildietanolamina) con un activador (“aMDEA”).

Este proceso tiene una serie de ventajas sobre los procesos físicos y otros procesos de amina: mejor absorción y selectividad, menor presión de vapor, temperatura de funcionamiento más óptima, consumo de energía, etc.

Licuefacción de gas

Según la mayoría de las estimaciones y observaciones, el módulo de licuefacción representa el 45% de los costos de capital de toda la planta de GNL, que es del 25 al 35% de los costos totales del proyecto y hasta el 50% de los costos operativos posteriores. La tecnología de licuefacción se basa en el ciclo de refrigeración, cuando el refrigerante, a través de sucesivas expansiones y contracciones, transfiere calor de baja a alta temperatura. El volumen de producción de la línea de proceso está determinado principalmente por el proceso de licuefacción utilizado por el refrigerante, los tamaños más grandes disponibles de la combinación de compresor / accionamiento de ese ciclo y los intercambiadores de calor que enfrían el gas natural.

Los principios básicos de refrigeración y licuefacción de gas asumen que las curvas de enfriamiento-calentamiento del gas y el refrigerante se ajustan lo más cerca posible.

La implementación de este principio da como resultado un proceso termodinámico más eficiente que requiere menores costos por unidad de GNL producido, y esto se aplica a todos los procesos de licuefacción.

Las partes principales de una planta de licuefacción de gas son compresores que hacen circular refrigerantes, accionamientos de compresores e intercambiadores de calor utilizados para enfriar y licuar gas e intercambiar calor entre refrigerantes. Muchos procesos de licuefacción difieren solo en los ciclos de refrigeración.

mesa 4

Cuadro resumen de datos sobre plantas de GNL

Mesa 4 muestra las características comparativas de los procesos de licuefacción para todas las plantas analizadas. El esquema de la tecnología de licuefacción C3 / MR (Fig. 2), que se utiliza en las plantas de GNL en Omán y los Emiratos Árabes Unidos, también es el más extendido en el mundo actual.

La consideración y comparación de todas las plantas de GNL del norte que operan actualmente y las plantas de GNL en el Medio Oriente lleva a la siguiente conclusión: existen diferencias entre ellas en el diseño, elección de tecnologías de licuefacción de gas y operación.

Esto significa que el clima y la ubicación influirán en los proyectos de GNL del Ártico existentes y futuros.

Los volúmenes de producción y la elección de la tecnología están determinados por factores como las condiciones naturales. Usando el ejemplo de las plantas de GNL de Noruega y Sakhalin, se demuestra que es más productivo producir GNL en los territorios del norte. El análisis no reveló ninguna razón que pudiera impedir el uso de las tecnologías de licuefacción de gas consideradas en plantas en las condiciones climáticas del sur y norte, con la excepción de la nueva tecnología DMR, que fue desarrollada específicamente para las condiciones de Sakhalin.

Sin embargo, la elección de una tecnología en particular para una región en particular afecta la eficiencia y el consumo de energía de la producción de GNL, ya que estos parámetros del proceso de licuefacción están determinados por si la planta está operando en condiciones frías. También es importante señalar que todos los proyectos del norte requirieron cada vez una nueva solución tecnológica para el proceso de licuefacción, mientras que el uso de tecnologías estándar está muy extendido en Oriente Medio.

El número de participantes del proyecto en las plantas del sur varía de 3 a 9, y esto es 1,5 veces más que en los proyectos de GNL del norte, donde el número de productores varía de 2 a 6.

Se puede suponer que tal diferencia está determinada no solo por las políticas de los estados y las empresas nacionales, sino también por las características específicas de la ubicación de las industrias del norte, donde se requiere confiabilidad y confianza de los actores del mercado fuertes y grandes. Es poco probable que la disponibilidad de inversiones juegue un papel decisivo aquí, ya que siempre hay muchos actores potenciales del mercado en los proyectos de GNL.

Todas las plantas de GNL consideradas se construyeron para campos relativamente grandes con reservas de gas de al menos 170 mil millones de m3. No se han identificado dependencias para los proyectos del norte y del sur de las reservas de gas, pero es obvio que las regiones del sur tienen grandes oportunidades para la implementación de pequeños proyectos individuales de GNL con menores volúmenes de producción anual, hasta 3 millones de toneladas por año.

El argumento a favor de tal afirmación es la planta de GNL en Kenai (EE. UU.), Donde los volúmenes de producción relativamente pequeños de 1,57 millones de toneladas / año y el agotamiento esperado de las reservas plantean la cuestión de la viabilidad de continuar el proyecto después de 40 años de funcionamiento. operación exitosa.

La duplicación de equipos críticos como los compresores de refrigeración no es común y solo ocurre en la planta de GNL más antigua de Kenai. El uso de equipos redundantes puede ser no solo una solución tecnológica desactualizada, sino también parcialmente justificada (si solo hay una línea tecnológica en las condiciones del norte para aumentar la confiabilidad). De una forma u otra, pero los desarrollos de Phillips en 1992 prevén la instalación de turbocompresores individuales. La tecnología de licuefacción de doble confiabilidad de Phillips puede ser una opción adecuada para campos de gas pequeños y aislados.

En términos de parámetros tales como términos de contrato, mercados de venta, reservas de hidrocarburos en los campos, el tamaño de la flota de tanques y parques de tanques, el uso de refrigerantes mixtos y el número de ciclos de refrigeración, no se encontraron grandes discrepancias entre el sur y el norte. plantas. La uniformidad de los mercados de ventas (Japón, Corea, Taiwán, Europa), independientemente del tiempo de puesta en marcha y la ubicación de las plantas de GNL, muestra la rentabilidad de importar GNL por buques tanque a través de grandes áreas de agua para países desarrollados en ausencia o falta de energía. recursos.

El uso de tecnologías de licuefacción de gas con refrigerantes mixtos es más preferible que el uso de tecnologías con líquidos homogéneos, independientemente de la ubicación de la planta, ya que la curva de condensación se asemeja más a la curva de enfriamiento del gas natural, aumentando la eficiencia del proceso de enfriamiento. y la composición del refrigerante se puede variar con cambios en la composición del gas. La principal ventaja de los refrigerantes homogéneos es la facilidad de uso, pero en conjunto de ventajas son inferiores a los refrigerantes mixtos.

No existe una dependencia directa del número de ciclos de refrigeración de la ubicación de las fábricas en las latitudes sur o norte. La mayoría de las tecnologías modernas de licuefacción de gas implican el uso de tres ciclos, ya que el proceso de condensación del gas natural es más avanzado. Independientemente de la ubicación de la planta, los plazos por los que se celebran contratos a largo plazo para el suministro de GNL aumentaron de 15 a 20 ... 30 años.

El número de productores y compradores de GNL, participantes en las relaciones entre productos básicos y producción, también ha aumentado recientemente.

Los costos de transporte de GNL se reducen con la introducción de petroleros más grandes. Al mismo tiempo, para el transporte de GNL desde las plantas del norte, es necesario utilizar camiones cisterna reforzados especiales adecuados para su uso en condiciones de hielo difíciles. Prueba de ello es el siguiente hecho: en julio y diciembre de 1993 los buques tanque del proyecto GNL Kenai con una capacidad de 71.500 m3 fueron sustituidos por buques tanque con una capacidad de 87.500 m3 bajo los nombres "Polar Eagle" y "Arctic Sun". Eran un 15% más cortos que los petroleros originales y podían contener un 23% más de GNL. Esto se debió en parte a las demandas de la parte japonesa por el uso de petroleros nuevos y más grandes, y en parte al aumento del rendimiento de la planta. Como sus predecesores, estos camiones cisterna fueron diseñados para condiciones climáticas difíciles y bajas temperaturas. Sobre ellos se colocaron recipientes prismáticos independientes; Los camiones cisterna tienen refuerzo de hielo en el casco, la hélice, los ejes y los mecanismos de transmisión.

También vale la pena considerar la complejidad de las condiciones climáticas, del hielo, de las olas y del viento cuando se cargan camiones cisterna en las plantas de GNL del norte. En condiciones árticas, mejorar la eficiencia del ciclo de refrigeración primario probablemente requerirá reemplazar el propano con un refrigerante con un punto de ebullición más bajo. Puede ser etano, etileno o un refrigerante mixto multicomponente. La capacidad de las plantas de GNL para beneficiarse de la eficiencia teóricamente más alta de licuar gas a bajas temperaturas depende de las temperaturas de diseño de las plantas del Ártico y de sus estrategias operativas de diseño. Si la temperatura media anual se tiene en cuenta en los proyectos como una temperatura de diseño fija, las pérdidas debidas a temperaturas superiores a la temperatura media (en un factor de 1,8% / ° C) pueden superar significativamente los beneficios de la condensación eficiente a temperaturas inferiores a la media. Esto puede deberse al hecho de que los volúmenes de producción de GNL cambiarán para alcanzar y cumplir con las cuotas de producción. Por el contrario, arreglar el proyecto en términos de volúmenes y sobrestimar las temperaturas de diseño (por encima de la temperatura ambiente promedio) para lograr los volúmenes requeridos puede conducir a una mayor eficiencia general, pero también a mayores costos de capital.

Si se toma la decisión de operar la planta con volúmenes variables dependiendo de la temperatura ambiente, entonces las propiedades del gas crudo y la logística de transporte de GNL deberán ajustarse para adaptarse a tales variaciones.

Esto no siempre es posible. Por ejemplo, las condiciones ambientales más frías pueden provocar retrasos en los barcos en un momento en que la planta puede producir la máxima cantidad de producción. Por lo tanto, será necesario equilibrar las ventajas económicas de las grandes líneas de procesamiento, la configuración de diseño óptima en términos de operación, así como la complejidad de la construcción y los desafíos de operar la planta en ubicaciones remotas bajo condiciones ambientales cambiantes.

Así, sobre la base de lo dicho, se pueden extraer las siguientes conclusiones.

El conjunto de instalaciones, sus parámetros tecnológicos y la gama de productos asociados dependen de las propiedades y volúmenes de gas utilizados. El análisis no reveló una dependencia significativa de la ubicación de la planta de GNL para factores tales como la secuencia de disposición de las unidades tecnológicas, la elección de tecnologías de tratamiento de gas y su operación.

Cualquier proceso tecnológico es adecuado para las propiedades específicas del gas y las condiciones específicas de aplicación, y los más prácticos y efectivos de los procesos considerados son el proceso de purificación química de MDEA con un activador y el proceso físico "Sulfinol-D".

Reveló diferencias significativas en la elección y operación de la tecnología de licuefacción entre las plantas de GNL del norte y del sur. El clima y la ubicación de las plantas son factores que influyen en los proyectos existentes e influirán en los futuros proyectos de GNL del Ártico.

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