compilacion tecnologia de los hidrocarburos

7/25/2019 Compilacion Tecnologia de Los Hidrocarburos

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19OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Realizar un diseño preliminar de una planta de gas natural licuado (GNL).

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Describir los procesos de obtención de gas natural licuado. Desarrollar un modelo preliminar de proceso de licuefacción de gas natural,

identificando los equipos. Dimensionar los equipos principales que conforman el proceso de gas natural licuado. eñalar las !enta"as del sistema de refrigeración desarrollado en el proceso de

licuefacción de gas natural.

MARCO TEORICO

ANTECEDENTES

#iller, $. %armona, & ' Lezama, *is paper +as presented at t*e t* Do*a %onference on

Natural Gas, *eld - /ctober01 No!ember -223 in Do*a, 4atar, b' 5ince tma Ro+,

&roduct #anager, Gas &rocessing and Refineries at $o*nson #att*e' %atal'sts.. 6l

procesamiento de gas natural depender7 de la composición original de gas en el 'acimiento.

#ost produced gas must be treated before t*e consumer can use it, and t*ere +ere nearl'

-,222 gas processing plants operating around t*e +orld as of mid0-22. La ma'or8a de gas

producido debe ser tratado antes de que el consumidor pueda usarlo, e9isten cerca de

-.222 plantas de procesamiento de gas natural licuado GNL operando en todo el mundo

contadas a partir del año -22. *ese plants range from relati!el' simple plants, +*ere oil,

impurities (if present), and +ater are remo!ed from t*e produced gas, to comple9 plants.

6stas plantas !an desde plantas relati!amente simples, *asta instalaciones comple"as. :n

t*e latter, !arious *'drocarbon compounds are separated from t*e gas stream and large

quantities of gas, liquids, and +ater are *andled, as per figure 6n instalaciones comple"as,

los compuestos de *idrocarburos gaseosos pesados ' li!ianos se separan de la corriente degas ' grandes cantidades de gas licuado, se modifica a especificaciones de !enta. Los

clientes e9igen que el gas que se les entreguen ' cumpla determinadas adecuaciones de

composición, temperatura ' presión;

5ince, . <istóricamente, el gas *a sido producido ' consumido localmente. 6sto *a dado

lugar a grandes diferencias en las especificaciones del producto establecidas por los

clientes. La aparición del gas como fuente mundial de energ8a se traducir7 ine!itablemente

en las demandas de ma'or fle9ibilidad. 6l procesamiento de gas ' las etapas de licuefacción

tendr7n que ser capaz de mane"ar cambios en la composición del gas crudo como la !ida

!egetal e9istente en el planeta. olo las condiciones ambientales ' las limitaciones



20metal=rgicas imponen l8mites a la pureza del gas en toda la planta de procesamiento de gas

natural licuado (GNL). Las !entas al contado de gas a los diferentes mercados introducen

problemas en el cumplimiento de los !alores calor8fico superior (&%) ' el N=mero de

>obbe;

&o+ers, ?. 6l %omple"o 6co 6lectra, situada en &once, &uerto Rico, es un buen e"emplo del

ni!el de industrialización que se puede esperar alrededor de una planta de recepción de

GNL. 6l pro'ecto 6co 6lectra inclu'e tanto una planta de ciclo combinado operada mediante

la quema de gas como una planta de desalinización. La planta de generación de energ8a es

un cliente ideal para la instalación ' recepción de GNL, 'a que requiere un suministro

grande ' relati!amente continuo de gas natural.

ASPECTOS GENERALES

GAS NATURAL

6l gas natural es una mezcla *omog@nea de gases de composición !ariable de

*idrocarburos parafinados los cuales responden a la formula %n<-nAn con cantidades

menores de gases inorg7nicos, como el Nitrógeno (N-), Dió9ido de carbono (%/-) '

pequeñas porciones de compuestos de azufre tales como el 7cido sulf*8drico o sulfuro de

*idrogeno (<-). 6stos =ltimos pueden ocasionar !erdaderos problemas operacionales

(corrosión en los equipos ' tuber8a). 6l componente principal del gas natural es el

metano (%<B), cu'o contenido !ar8a generalmente entre 2C ' 2 C en !olumen.

%ontiene tambi@n, etano, propano, butano ' componentes *idrocarburos m7s pesados

en proporciones menores ' decrecientes. &or su origen, el gas natural se clasifica en

asociado ' no asociado. 6l gas asociado es aquel que se encuentra en contacto o

disuelto en el petróleo del 'acimiento. 6l gas no asociado, por el contrario, es aquel que

se encuentra en 'acimientos ' que no contienen crudo, a las condiciones de presión '

temperatura originales. 6n los 'acimientos, generalmente, el gas natural asociado se

encuentra como gas *=medo 7cido, mientras que el no asociado puede *allarse como

*=medo 7cido, *=medo dulce o seco. continuación se muestra en la igura -.1, los

principales componentes del gas natural en 5enezuela.



21igura -.1.0 &rincipales componentes de una muestra del gas natural.

CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL SEGÚN SU

COMPOSICIÓN

iendo la composición del gas natural un par7metro de gran importancia, lo

clasificamos de la siguiente maneraE

GAS ACIDO

6ste en un gas .cu'o contenido de sulfuro de *idrógeno (<-) es ma'or que 2,-F

granos por cada 122 pies c=bicos normales de gas por *oraE(ma'or de 2,-F

granos122 &%N<).6sto equi!ale a cuatro partes por millón, en base a !olumen (B

ppm, 5olumen de <-). 6n el istema ?rit7nico de Hnidades este significa, que

*a' B lbmol de <- 1912 lbmol de mezcla. La G&, define a un gas 7cidocomo aquel que posee m7s de 1,2 grano122 &%N o 1 ppm, 5olumen de (<-).

i el gas est7 destinado para ser utilizado como combustible para re*er!idores,

calentadores de fuego directo o para motores de compresores puede aceptarse

*asta 12 granos de <- 122 &%N. La norma -.1IB !7lida para tuber8as de gas,

define a un gas 7cido como aquel que contiene m7s de 1 grano de <- 122 &%N

de gas, lo cual equi!ale a 1 ppm, 5 de (<-).

69isten tambi@n otros gases de naturaleza 7cida, como son por e"emplo el ulfuro

de %arbonilo (%/). 6ste es un compuesto inestable, corrosi!o ' tó9ico, que sedescompone en (<- A %2-). Los #ercaptanos, los cuales se pueden representar

a tra!@s de la siguiente fórmula (R<), son compuestos inestables ' de alto grado

de corrosión, en muc*os casos reaccionan con algunos sol!entes,

descomponi@ndolos. Los disulfuros, como por e"emplo el disulfuro de %arbono

(%-). 6n t@rminos generales, se considera que un gas es apto para ser

transportado por tuber8as, cuando contiene una cantidad menor o igual B ppm de

<-J menor o igual de KC de %/-.' menor a 3 lb de agua por millones de pies

c=bicos normales de gas (##&%N).

GAS DULCE

6ste es un gas que contiene cantidades de <-, menores a cuatro partes por

millón en base a !olumen (B ppm, 5) ' menos de KC en base molar de %2-.

GAS HÚMEDO O RICO

La mezcla que compone el gas natural en los 'acimientos tiene un alto contenido

de *idrocarburos que se licuan en la superficie (propano, butanos ' gasolina

natural) ' pueden recuperarse comercialmente.



22GAS POBRE

6s gas natural cu'o componente principal es metano %<B ' no posee suficiente

contenido de *idrocarburos l8quidos que puedan recuperarse comercialmente.

TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

6l gas natural que pro!iene de los pozos perforados durante la e9plotación de un

'acimiento, generalmente posee caracter8sticas que lo *acen inadecuado para su

distribución ' consumo. &or esta razón, en la ma'or8a de los casos, los campos productores

de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento. 6n ellos el gas

procedente de los pozos se adecua para el consumo, tanto dom@stico como industrial.

PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE GAS

6ste proceso tiene como ob"eti!o la eliminación de los componentes 7cidos del gas

natural, en especial el ulfuro de <idrógeno (<-) ' Dió9ido de %arbono (%2-). unque,

otros componentes 7cidos como lo son el ulfuro de %arbonillo (%2) ' el disulfuro de

%arbono (%-), son de importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones

qu8micas que se utilizan para endulzar el gas. &or lo general, estos componentes, no se

reportan dentro de la composición del gas que a tratar.

6l t@rmino endulzamiento es una traducción directa del ingl@s, en español el t@rmino

correcto deber8a de ser des acidificaciónM. 6l t@rminos generales, se puede decir que la

eliminación de compuestos 7cidos (<- ' %2-) mediante el uso de tecnolog8as que se

basan en sistemas de absorción0agotamiento utilizando un sol!ente selecti!o. 6l gas

alimentado se denomina amargoM, el producto gas dulceM. &ara que el proceso de

endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debe comenzar por

analizar la materia prima que se !a a tratar. De *ec*o el contenido de las impurezas

forma parte de los conocimientos que se deben dominar a la perfección para entender '

*acerle seguimiento a los diseños.

Los procesos de endulzamiento del gas natural se pueden realizar a tra!@s de procesos

de absorción, de adsorción, de con!ersión directa ' remoción con membranas.

PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE GASES ÁCIDOS CON

AMINAS

6l proceso de endulzamiento de gas amargo como se muestra en la igura -.-,

consiste en remo!er los contaminantes, <- (7cido sulf*8drico) ' %/- (dió9ido de

carbono), del gas *=medo amargo recibido de los pozos productores.

6l proceso consiste en la absorción selecti!a de los contaminantes, mediante una

solución acuosa, a base de una formulación de amina (#D6, D6, #6, 6), la

cual circula en un circuito cerrado donde es regenerada para su continua utilización.



23

igura -.-.0 &roceso de endulzamiento de gas acido con aminas.

Hn diagrama mas estructurado para el proceso de endulzamiento de gas natural es el

que nos muestra la igura -.K.

igura -.K.0 Diagrama de flu"o de una planta de endulzamiento con aminas.

DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL

La deshidratación del gas natural se define como la extracción del agua que está asociada, con el

gas natural en forma de vapor y en forma lire! La mayor"a de los gases naturales, contienen

cantidades de agua a la presión y temperatura de yacimiento! La deshidratación se efect#a en

unidades de tamices moleculares o una unidad utili$ando inhiidores tales como el %etanol

&%e'(), %ono etilenglicol &%*+), i etilenglicol &*+), el -rietilenglicol &-*+), para

eliminar el agua de la corriente de gas natural ' cumplir con las normas de calidad. Hno de

los procesos de des*idratación m7s usado es con trietilenglicol (6G) como se muestra en

la igura -.B. &ara este caso con gas *=medo, el trietilenglicol puroM (seco) se bombea al

contactor de gas. 6n el contactor, el trietilenglicol absorbe el agua, metano, benceno,

tolueno, etilo benceno ' 9ilenos, de la producción de gas *=medo. 6l trietilenglicol

enriquecidoM (*=medo) sale del contactor saturado con gas a una presión, normalmente

entre -F2 ' I22 lpca. 6l gas arrastrado en el glicol enriquecido ' el gas *=medo adicional



2.que se des!8a del contactor se e9panden a tra!@s del impulsor de intercambio de energ8a de

una bomba de circulación de trietilenglicol. 6l trietilenglicol es en!iado a un re*er!idor en

donde el agua absorbida, el metano ' los dem7s componentes se *ier!en ' !entean a la

atmósfera. 6l trietilenglicol puro despu@s se en!8a a tra!@s de una bomba de intercambio deenerg8a de regreso al contactor de gas ' se repite el ciclo. 6n general, se puede señalar,

que el contenido de agua o !apor de agua en el gas, as8 como el contenido de

*idrocarburos condensables ante un aumento de presión o disminución de temperatura,

resultan incon!enientes para la conducción del gas por tuber8as 'a que pro!ocar8a

obstrucciones de importancia. 6s por ello que el gas natural debe ser sometido a un proceso

de des*idratación. Las razones del por qu@ se debe aplicar el proceso de des*idratación es

de e!itar la formación de *idratos, en !ista que estos componentes pueden detener o

entorpecer el flu"o de gas por tuber8as. La formación de *idratos ocurre siempre, que el gas

natural contenga agua, ' esta a su !ez se condense dentro de la tuber8a ' otros recipientes,

que sir!an de transporte o almacena"e de gas.

igura -.B.0 &roceso de des*idratación de gas con rietilenglicol (6G).

PROCESO DE REMOCIÓN DE MERCURIO

6l mercurio debe monitorearse en las primeras etapas de desarrollo del 'acimiento "untoa otras propiedades del condensado ' gas natural. oda remoción f8sica o qu8mica debe

pre!erse tan cerca como sea posible de la boca de pozo. Hn m@todo para capturar '

reducir el contenido de mercurio en el gas natural es en la unidad de remoción de

mercurio (#RH) el cual posee un material que contiene pequeños poros de tamaños

precisos ' uniforme, usando como absorbentes carbón acti!ado o tamices moleculares,

funciona como filtro que opera a ni!el molecular atrapando el mercurio, este elemento es

!enenoso ' per"udicial para las tuber8as ' piezas de aluminio.



2/GAS NATURAL LICUADO (GNL)

6s gas natural que se obtiene principalmente en los separadores. 6l GNL es un gas residual

formado principalmente por #etano (%<B) licuado. 6l proceso se logra a partir temperaturas

inferiores a los 0-2. ?a"o estas condiciones el #etano ocupa un !olumen 22 !eces

menor que el que ocupar8a en estado gaseoso, lo cual permite su transporte en barcos

especialmente acondicionados denominados metanerosME Dado lo !ariable de la magnitud

de las in!ersiones requeridas para la licuefacción de gas natural ' de las diferentes

tecnolog8as de producción permiten modificar los diseños ' optimizar los procesos

criog@nicos empleados para la licuefacción del gas natural.

PROPIEDADES DEL GNL

6l gas natural producido en el cabezal de pozo se compone de metano, etano, propano e

*idrocarburos m7s pesados, as8 como cantidades pequeñas de nitrógeno, *elio, dió9ido

de carbono, compuestos de azufre ' agua.

?a"o condiciones de presión atmosf@rica normal, el GNL es un l8quido criog@nico claro,

no corrosi!o ' no tó9ico. 6s inodoro, de *ec*o para poder detectar derrames de gas

natural pro!enientes de los calentadores de agua ' otros equipos de gas natural, se le

deben añadir odorantes como por e"emplo mercaptanos al metano antes de que el GNL

sea entregado a los distribuidores locales de gas. 6l gas natural (el metano) no es to9ico,

sin embargo, al igual que cualquier otro material gaseoso que no sea el aire o el o98geno,

el gas natural !aporizado de GNL puede causar asfi9ia debido a la falta de o9igeno

cuando se e9tiende en forma concentrada en 7reas cerradas ' sin !entilación.

DENSIDAD DEL GAS NATURAL LICUADO

La densidad de GNL es de apro9imadamente K. libras por galón, comparado con la

densidad del agua, que es de apro9imadamente I.K libras por galón.

&or tanto, debido a que es m7s li!iano que el agua, al derramarse sobre el agua, @ste

flota ' se !aporiza r7pidamente.

LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL

%onsiste en el enfriamiento del gas natural purificado a tra!@s de la con"unción de circuitos

de refrigeración estructurados e intercambiadores de calor criog@nico en forma paralela o

estructuradas llamados trenes. 6l gas natural es licuado para ser transportado a una

temperatura apro9imada de 0-2, para el caso de licuefacción de metano. 6n la abla -.1.

&odemos comparar los puntos de ebullición ' congelación normal de los componentes

principales del gas natural en función del rango de licuefacción. &ara el caso del

enfriamiento del GNL, el cual es principalmente metano ' en algunos casos con un

porcenta"e apreciable de etano a una temperatura apro9imada de 0-2, la licuefacción del

gas natural se cumple.



2

abla -.1.0 &untos de ebullición ' congelación de los componentes principales del gasnatural.

CICLO DE REFRIGERACIÓN

6stos ciclos termodin7micos se conocen desde *ace m7s de 1F2 años, ' en ellos se

basan el proceso de licuefacción de gas natural con refrigerante. 6l proceso de

refrigeración debe cumplir cuatro etapas espec8ficas ' se muestra en la igura -. F, en el

circuito de refrigeración con propano.

%ompresiónE consiste en el aumento de la presión del gas refrigerante (que se encuentra

en su totalidad en fase gas, a ba"a presión ' a la temperatura del foco fr8o), en un

compresor. 6n esta fase, que es la que mue!eM todo el ciclo, el traba"o mec7nico se

transforma en aumentar la energ8a interna del fluido refrigerante (presión ' temperatura).

%ondensaciónE consiste en el enfriamiento ' condensación del gas a alta presión, por

medio de !entiladores (si el foco caliente es la atmósfera) o intercambiadores (si el foco

caliente es otro fluido). 6sto es posible porque la temperatura a la salida del compresor

es ma'or que la del foco caliente. 6n esta fase el refrigerante cede calor al e9terior,

especialmente durante la transformación de gas a l8quido (el calor latente del cambio defase).

69pansiónE consiste en la disminución de la presión del a*ora l8quido refrigerante, en una

!7l!ula laminadora (la cual se sit=a a la entrada del !aporizador para que el proceso sea

lo m7s adiab7tico posible). l ba"ar la presión ba"a la temperatura ', de acuerdo con el

diagrama de #ollier, el nue!o punto de equilibrio se establece en un punto en el que una

parte del l8quido se *a !aporizado (la temperatura tambi@n disminu'e pero en muc*a

menor proporción) 5aporizaciónE consiste en la !aporización contin=a del refrigerante en

el foco fr8o *asta que toda su masa pase a estado gaseoso. La e9pansión de la etapa

anterior 0o me"or dic*o, la relación de compresión inicial 0se calcula para que la



2temperatura final del refrigerante resulte inferior a la del producto o ambiente que se

quiere enfriar en el foco fr8o, por lo que el producto o ambiente a enfriar cede calor al

refrigerante en el intercambiador (cambio de fase a temperatura constante). 6l

refrigerante sigue !aporiz7ndose *asta completar el ciclo.

igura -.F.0 %iclo termodin7mico del circuito de refrigeración con propano.

CIRCUITOS DE LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL

6stos procesos se basan enfriar el gas natural pobre (metano) *asta una temperatura de

0-2 donde se licuan a presión atmosf@rica. La forma de enfriamiento difiere seg=n cada

proceso. l gas se pre0trata para retirarle %/-, <-, <g ' mercaptanos, luego se

des*idrata. 6l gas seco ' tratado se enfr8a *asta una temperatura apro9imada a 0KK ' se

en!8a a la planta de licuefacción donde se enfr8a *asta 0-2 antes almacenarlo.

&ara enfriar el refrigerante que a su !ez enfr8a el gas de alimentación, se reduce la presión

pasando el refrigerante a tra!@s de una !7l!ula parcialmente abierta (las*eo). 6sta s=bita

ca8da de presión *ace que el refrigerante se enfri@ (6fecto $oule0*ompson). La energ8a

requerida para re0comprimir el refrigerante se efect=a por medio de turbinas a gas.

6l propósito de los circuitos de licuefacción es eliminar el calor sensible ' latente del gas

natural, de forma que se transforma de estado gaseoso a alta presión a estado l8quido a

presión atmosf@rica.

ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL

6s un proceso basado en almacena"e ' control de gas natural cumpliendo normas de

almacenamiento criog@nico. Los depósitos de gas natural licuado (GNL) como se muestra

en la igura.-. ' igura.-.3. &oseen tanque interior met7lico (acero al C de Ni) ' tanque

e9terior de *ormigón pretensado. 6ste es capaz de contener una e!entual fuga de GNL

desde el tanque interior. 6ntre los dos tanques e9iste un material aislante, con el fin de

minimizar la entrada de calor desde el ambiente. La losa de *ormigón del fondo del depósito

e9terior est7 atra!esada por una serie de tubos que contienen resistencias de calefacción,

cu'o ob"eto es mantener el terreno a temperatura superior a la de congelación.



2La tapa del depósito interior la constitu'e un tec*o suspendido de la c=pula del e9terior por

medio de tirantes. 6ste tec*o suspendido permite la comunicación entre los !apores

presentes sobre la superficie del l8quido ' el gas contenido ba"o la c=pula. 6l tec*o

suspendido est7 aislado, por el lado c=pula, con una manta de fibra de !idrio.

odas las cone9iones de entrada ' salida de l8quido ' gas del tanque, as8 como las

cone9iones au9iliares para nitrógeno ' tomas de instrumentación, se *acen a tra!@s de la

c=pula, con lo que se tiene una medida de seguridad pasi!a consistente en e!itar posibles

fugas de GNL.

igura -..0 anque de almacena"e de GNL.

igura -.3.0 6structura interna ' e9terna del tanque de GNL.

SISTEMAS DE PROTECCION PARA EL ALMACENAJE DE GNL

La industria de GNL est7 su"eta a las mismas consideraciones rutinarias con respecto a

los riesgos que ocurren en cualquier acti!idad industrial. Los sistemas para disminuir los

riesgos deben acti!arse para reducir la posibilidad de un riesgo ocupacional ' as8

asegurar la protección de las poblaciones !ecinas ' el medio ambiente. l igual que

cualquier otra industria, los operadores de GNL deben su"etarse a los reglamentos ' a

las normas ' códigos locales ' nacionales. #7s all7 de cualquier consideración rutinaria

sobre los riesgos industriales, el GNL presenta consideraciones de seguridadespec8ficas. 6n el caso de que ocurriera un derrame accidental de GNL, la zona de



29seguridad que rodea la instalación protege a la población !ecina de daños personales '

daños a la propiedad. 6l =nico caso de un accidente con consecuencias para el p=blico

ocurrió en %le!eland, /*io en 1BB, ' los resultados de la in!estigación de ese accidente

contribu'eron al establecimiento de las normas de seguridad que se utilizan *o' en d8a.

6n el curso de las =ltimas cuatro d@cadas, el incremento en el uso de GNL en el mundoconlle!ó un n=mero de tecnolog8as ' pr7cticas que se utilizar7n en muc*os pa8ses se

!a'a e9pandiendo la industria de GNL. Generalmente las capas m=ltiples de protección

establecen cuatro sistemas de seguridad cr8ticas, todos ellos integrados por una

combinación de normas industriales ' apego al marco regulatorio, como se muestra en la

igura -.I. Los cuatro requerimientos para obtener seguridadE contención primaria,

contención secundaria, sistemas de seguridad ' la distancia de separación se aplican a

lo largo de la cadena de !alor de GNL, desde su producción, licuefacción ' transporte

*asta su almacenamiento ' regasificación. (6l t@rmino contenciónM que se utiliza es para

significar el almacenamiento ' aislamiento seguro de GNL.)

igura.-.I.0 %ondiciones %r8ticas de eguridad.

CONTENCIÓN PRIMARIA

6l primer requisito de seguridad para la industria ' el m7s importante es la contención de

GNL. 6sto se logra utilizando materiales apropiados en los tanques de almacenamiento '

dem7s equipo, as8 como tambi@n por medio del diseño de ingenier8a a lo largo de la

cadena de !alor.

Las normas ' reglas internacionales definen la contención con respecto al tipo de

estructuras ' tecnolog8as que se emplean. 6l uso adecuado de GNL, o cualquier sustancia criog@nica, requieren la comprensión del comportamiento de los materiales

ba"o temperaturas criog@nicas. &or e"emplo, ba"o temperaturas e9tremadamente ba"as, el

acero ordinario pierde ductilidad ' se *ace quebradizo.

La elección del material empleado en los tanques, ductos ' otros equipos que entran en

contacto con el GNL es un factor cr8tico. Resulta costoso el uso de aceros de alto

contenido de n8quel, aluminio ' aceros ino9idables, pero son necesarios para pre!enir la

rigidez ' fallas en el material. ceros mezclados compuestos de por ciento de n8quel '

acero ino9idable, se emplean para el tanque interior, ' para otras aplicaciones

relacionadas con el GNL.



30TANQUES DE CONTENCIÓN SENCILLA

6l tanque de contención sencilla como se muestra en la igura -.. 6s un sistema de

contención compuesto por un tanque interno ' otro e9terno. 6n cuanto al

almacenamiento del producto, el diseño de ingenier8a requiere que =nicamente el

tanque interno llene los requisitos de ductilidad a temperaturas ba"as. %ompuesto por

un tanque de contención sencilla, el contenedor sir!e principalmente para su"etar al

aislante ' retener el !apor, 'a que no fue diseñado para contener derrames de GNL

pro!enientes del tanque interno. Los tanques de almacenamiento tambi@n pueden ser

de contención doble o completa, como se describe en la siguiente sección sobre

%ontención ecundaria. 6n los casos de contención doble o completa, el tanque

e9terior se emplea para contener el !olumen total del tanque interior cuando ocurra

una falla del mismo.

igura -..0 anques de contención sencilla.

CONTENCIÓN SECUNDARIA

6sta segunda capa de protección asegura la contención ' aislamiento de GNL si llegara

a ocurrir un derrame. 6n el caso de instalaciones en tierra, los diques ' bermas que

rodean los tanques de almacenamiento de l8quidos capturan el producto en casos de

derrame. 6n algunas instalaciones como se muestra en la igura -.12, de la empresa

LN:% GNL, un tanque de concreto reforzado rodea el tanque interno quenormalmente almacena el GNL, los sistemas de contención doble ' completa usados en

los tanques de almacenamiento en tierra pueden eliminar la necesidad de los diques '

bermas.

La contención secundaria proporciona una ma'or protección a la contención primaria,

tanto en los tanques de almacenamiento en terminales receptoras ' de regasificación

como en los buques de GNL. Hn dique, berma o represa de dique normalmente rodea al

tanque de contención sencilla en tierra para poder contener cualquier derrame en el caso

improbable de que ocurriera alguna falla en el tanque. 6ste sistema permite el control '

aislamiento de cualquier derrame de GNL. Los diques fueron diseñados para contener



32

igura -.11.0 anques de contención completa.

INSTALACIONES PORTUARIAS

%omo se muestra en la igura.-.1-, el embarcadero diseñado para atraque ' carga de buques

metaneros, los cuales, son acomodados con botes remolcadores. e debe poder descargar

tanqueros con capacidades desde 32 *asta 1BF mil mK, siendo estos =ltimos los que tendr7n

ma'or incidencia en el comercio futuro.

#uelle de atraque

igura -.1-.0 #uelles de atraque de buques metaneros.

PANTALAL DE CARGA DE GNL

on l8neas de carga como se muestra en la igura.-.1K. Desde los tanques *asta los brazos de

l8neas de cargas, se di!iden en tramos por medio de !7l!ulas de mariposa motorizada '

mandada por el sistema de encla!amientos de seguridad, de forma que en caso detección de

fugas de GNL se a8sla autom7ticamente el tramo, limitando el !olumen de aquella. 6stas l8neas

se mantienen constantemente llenas de l8quido, para e!itar ciclos t@rmicos de calentami ento0

enfriamiento.

Los tramos de tuber8a situados en la plataforma entre cada brazo ' la l8nea com=n, se drenande GNL ' se inertizan con nitrógeno despu@s de cada operación de carga. &ara recoger el



33l8quido drenado, en el ni!el m7s ba"o del atraque se ubica un depósito de recogida de drena"es.

La compensación en el tanque de GNL del !olumen libre de"ado por el l8quido que se bombea

al buque, se *ace por medio de la l8nea de retorno de !apores, que se conecta al barco por el

correspondiente brazo de carga, criog@nico, de diseño an7logo al de los de l8quido.

igura -.1K.0 L8neas de carga de GNL.

TIPOS DE RIESGOS ASOCIADOS CON EL GNL

Los riesgos potenciales que m7s preocupan a los operadores de instalaciones de GNL ' a las

comunidades !ecinas surgen de las propiedades b7sicas de gas natural. La contención

primaria, la contención secundaria, los sistemas de seguridad ' la distancia de separación

proporcionan m=ltiples capas de protección. 6stas medidas ofrecen protección en contra de los

peligros asociados con el GNL.

6l gas natural (el metano) no es to9ico, sin embargo, al igual que cualquier otro material

gaseoso que no sea el aire o el o98geno, el gas natural !aporizado de GNL puede causar

asfi9ia debido a la falta de o9igeno cuando se e9tiende en forma concentrada en 7reas

cerradas ' sin !entilación. Los l8mites superiores e inferiores de inflamabilidad (rango en que

puede inflamarse) del metano, el componente dominante del !apor de GNL, son del F ' 1F C.

6l riesgo de que el GNL e9plote no es probable. 6n su forma l8quida el GNL no puede e9plotar

dentro de los tanques de almacenamiento debido a que se almacena 0-2 ' a presión

atmosf@rica. No puede *aber e9plosión sin presión, confinamiento o nubes de !apor altamente

obstruidas.

PERCEPCIÓN DEL RIESGO:

EXPLOSIÓN

&uede ocurrir una e9plosión cuando una sustancia cambia de estado qu8mico r7pidamente, esdecir, cuando prenda fuego o cuando en su estado presurizado *a'a derrames que no se



3.puedan controlar, ' para que ocurra un derrame incontrolable debe e9istir una falla estructural,

por e"emplo, una perforación en el contenedor o una rotura dentro del contenedor. Los tanques

de GNL almacenan el l8quido a temperaturas mu' ba"as de apro9imadamente 0-2 2, ' por lo

tanto, no requiere presión para mantener su condición l8quida. Los sistemas sofisticados de

contención no permiten que el l8quido entre en contacto con fuentes de ignición. Debido a queel GNL se almacena a presión atmosf@rica, o sea sin presión, no podr8a ocurrir una e9plosión

inmediata si se llegara a perforar el contenedor.

NUBES DE VAPOR

l de"ar el contenedor de temperatura controlada, el GNL comienza a calentarse ' regresa a su

estado gaseoso. :nicialmente el gas es m7s fr8o ' m7s pesado que el aire que lo rodea, ' esto

crea una neblina o nube de !apor sobre el l8quido liberado. %onforme se calienta el gas, se

mezcla con el aire ' comienza a dispersarse. La nube de !apor prender7 fuego =nicamente si

se encuentra con una fuente de ignición mientras guarda su concentración dentro del rango deinflamabilidad. Los sistemas de seguridad ' procedimientos operati!os e9isten para minimizar

la probabilidad de que esto no ocurra. i se libera el GNL, su !apor (el metano) se calienta, se

*ace m7s ligero que el aire ' se dispersa en la atmósfera.

LÍQUIDO CONGELANTE

De llegar a liberarse el GNL, el contacto *umano directo con el l8quido criog@nico congelar8a el

punto de contacto. &or tanto, los sistemas de contención que rodean los tanques de

almacenamiento de GNL son diseñados para contener *asta el 112 por ciento del contenido del

tanque, ' los sistemas de contención separan al tanque de otros equipos. simismo, antes de

entrar en 7reas de riesgo potencial, todo el personal de la instalación debe utilizar guantes,

m7scaras ' dem7s ropa de seguridad para protegerse del l8quido congelado. %omo resultado,

cualquier riesgo potencial quedar8a restringido dentro de los l8mites de la instalación ' no

afectar8a a las comunidades !ecinas.

ROLLOVER

%uando m=ltiples suministros de diferentes densidades de GNL se cargan a un tanque,

inicialmente no se mezclan, por lo contrario se acomodan en capas o estratos inestables dentro

del tanque. Despu@s de un tiempo estos estratos podr8an cambiar de posición

espont7neamente para tratar de estabilizar el l8quido en el tanque. %uando la capa inferior de

GNL se calienta como consecuencia del calentamiento normal cambia de densidad *asta

*acerse m7s li!iana que la primera capa. 6n ese momento ocurre el fenómeno de rollo!erM. 6l

!olumen del l8quido ' la regasificación repentina de GNL podr8an ser tan grandes como para no

poder liberarse a tra!@s de las !7l!ulas de escape de un tanque normal. 6l e9ceso de presión

podr8a resultar en roturas u otras fallas estructurales del tanque. &ara pre!enir la estratificación,

los operadores que descargan un buque tanque de GNL deben medir la densidad de la carga '

de ser necesario, deben a"ustar los procedimientos de descarga. Los tanques de GNL cuentan



3/con sistemas de protección en contra del rollo!erM, los cuales inclu'en censores de distribución

de temperatura ' sistemas de bomba.

FASE DE TRANSICIÓN ACELERADA

Debido a que es menos denso que el agua, al ser liberado sobre el agua, el GNL flota ' se

!aporiza. i se liberan grandes !ol=menes de GNL sobre el agua podr8a !aporizarse mu'

r7pidamente, causando as8 una fase de transición acelerada (R& por sus siglas en ingl@s). La

temperatura del agua ' la presencia de una sustancia que no sea el metano tambi@n podr8an

causar un posible R&, mismo que ocurre =nicamente cuando se mezcla el GNL con el agua.

Los R& !ar8an en intensidad, desde un pequeño popM *asta r7fagas importantes con

potencial para dañar estructuras ligeras. /tros l8quidos que cuentan con grandes diferencias de

temperatura ' puntos de ebullición pueden crear incidentes similares cuando se mezclan entre

s8.

TERRORISMO

Naturalmente, los riesgos inesperados son diferentes a los riesgos rutinarios relacionados con

la incertidumbre de que ocurran o no ' de cuando ' donde ocurrir7n. Debe e9istir una pol8tica

de seguridad contra actos de !iolencia para todo tipo de instalaciones ' lugares p=blicos,

inclu'endo las operaciones de GNL. %on respecto a los riesgos inesperados, como el

terrorismo, 'a e9iste en operación un sistema de seguridad.

Los tanques de GNL en buques, tierra ' costa afuera requieren de una fuerza

e9cepcionalmente grande para poder causar daños. Debido a la cantidad enorme de energ8a

necesaria para quebrar los sistemas de contención, en casi todos los casos el riesgo principal

por actos de terrorismo es el incendio, ' no una e9plosión.

De estrellarse una aerona!e en contra de una instalación de GNL, el impacto podr8a ocasionar

el incendio del combustible de la na!e, igualmente prender8a al GNL produciendo un incendio

ma'or en la instalación. 6n ese caso, la instalación o buque de GNL acti!ar8a los sistemas de

detección ' protección en contra de incendios. La distancia de separación de la instalación

reducir8a o eliminar8a los posibles daños al p=blico a consecuencia de un e!ento de esta

naturaleza. Las re!isiones rigurosas de los sitios, "unto con los requerimientos de separación '

distancia que dictaminan los códigos de seguridad, minimizan los riesgos de daño al p=blico

que pudieran pro!enir de las instalaciones en tierra. De acuerdo con la opinión de los &ro"ect

ec*nical Liaison ssociates, :nc. (&L)ME las instalaciones en tierra de GNL se constru'en ba"o

códigos ' normas de diseño ' construcción mu' rigurosas. Dic*os códigos e9igen que los

escenarios de accidente del escenario pesimistaM se utilicen en la ubicación ' diseño de esas

instalaciones.M

Las medidas que se toman para pre!enir el terrorismo en instalaciones ' buques de GNL

alrededor del mundo inclu'en inspecciones ' patrulla"es, planes de acción en casos de

!iolación a la seguridad, ' sistemas de comunicación de emergencia, as8 como el acopio deinteligencia. 6stas mismas medidas se utilizan en otras instalaciones, operaciones '



3embarcaciones cr8ticas, tal como los barcos de pasa"eros, buques tanque de petróleo, buques

tanques contenedores, etc.

TERREMOTOS

l estimar los riesgos de los pro'ectos de GNL, las empresas relacionadas con las

instalaciones de GNL toman en consideración el peligro que representa un mo!imiento fuerte

de la tierra ' las fallas causadas por la acti!idad s8smica, licuefacción ' derrumbes en el 7rea.

Los requisitos de los diseños s8smicos se establecen en la norma N& F0 -221. Los

terremotos fuertes pueden causar daños se!eros si las instalaciones no fueron diseñadas para

resistir dic*os e!entos ' por tanto, las empresas lle!an a cabo estudios regionales ' del sitio

para determinar si dic*as 7reas est7n e9puestas a acti!idad s8smica. 6stos factores se toman

en cuenta durante las etapas de planificación ' diseño. Los tanques de GNL son diseñados

para resistir la acti!idad s8smica en regiones de riesgo potencial. No se *an registrado

incidencias de fallas en los tanques de almacenamiento de GNL debidos a acti!idad s8smica. 6lterremoto en Oobe, $apón de 1F con una potencia de .I en la escala Ric*ter no ocasionó

daños a los tanques de almacenamiento de GNL.

6l $apón es uno de los usuarios de GNL m7s importantes del mundo, ' cuenta con muc*os

tanques de almacenamiento de GLN ' los m7s grandes del mundo (tanques en uPuPita con

-22.222 mK de capacidad). 6l $apón tambi@n es una de las regiones que registra la ma'or

acti!idad s8smica en el mundo, ' los daños a las instalaciones de GNL a consecuencia de los

terremotos m7s se!eros se *an limitado a los ductos de gas natural. e *an elaborado estudios

basados en la e9periencia con la que cuenta el $apón en materia de seguridad de GNL.

INCIDENTES MARÍTIMOS

La *istoria de la industria de GNL muestra que los incidentes mar8timos relacionados con

derrames se!eros de GNL son mu' raros. lo largo de la *istoria de la industria que abarca

m7s 2 años ' m7s de B2,222 !ia"es "am7s *a ocurrido un derrame en el mar como resultado

de una colisión o encallamiento de un buque. Los buques de GNL est7n bien diseñados '

mantenidos, lo cual reduce la posibilidad ' se!eridad de los incidentes.

INCIDENTES DE OPERACIÓN

Los incidentes de operación son aquellos que resultan del error *umano, de fallas en el equipo

o de ambos, ' pueden ocurrir en la industria ' en cualquier otro tipo de instalación. 6n

instalaciones de GNL, los incidentes pueden ocurrir durante los procesos de descarga,

almacenamiento, regasificación ' transporte o en cualquier otra etapa de la producción, '

dic*os errores pueden resultar en derrames o incendios. Las instalaciones ' buques de GNL

est7n equipados con sistemas a!anzados de monitoreo ' control, *aciendo improbable que

ocurra un incidente. Las consecuencias de la ma'or8a de los riesgos de incidentes potenciales

pueden ser contenidas en el propio sitio ' mane"arse antes de causar daños significati!os.



3INCENDIOS

%uando se libera el GNL en la presencia de una fuente de ignición, el resultado es un incendio

de e!aporación continua de GNL dentro del 7rea de confinamiento. Debido a que este tipo de

incendio pro!oca un calor intenso se instalan equipos contra incendio ' dem7s equipos de

seguridad en las terminales ' a bordo de los buques para mane"ar este tipo de emergencia.

MEDIDAS DE SEGURIDAD DE LA PLANTA DE GNL

Los cuatro requerimientos para obtener seguridadE contención primaria, contención secundaria,

sistemas de seguridad ' la distancia de separación se aplican a lo largo de la cadena de !alor

de GNL, desde su producción, licuefacción ' transporte *asta su almacenamiento '

regasificación. #7s all7 de cualquier consideración rutinaria sobre los riesgos industriales, el

GNL presenta consideraciones de seguridad espec8ficas. 6n el caso de que ocurriera un

derrame accidental de GNL, la zona de seguridad que rodea la instalación protege a lapoblación !ecina de daños personales ' daños a la propiedad. 6l =nico caso de un accidente

con consecuencias para el p=blico ocurrió en %le!eland, /*io en 1BB.

6n el curso de las =ltimas d@cadas, el incremento en el uso de GNL en el mundo conlle!ó un

n=mero de tecnolog8as ' pr7cticas que se utilizan, conforme se !a'a e9pandiendo la industria

de GNL en cada continente.

DESARROLLO DEL PROECTO

BASES CRITERIOS DE DISE!O

La planta de gas natural licuado operar7 de manera continua ' segura ' suministrar7 gas ba"o

las condiciones de entrega requeridas por la &lanta.

Las condiciones ser7n las siguientesE

%apacidad de producción de gas natural licuado (GNL)E -2 ##&%ND.

lu"o de masa total ( gas seco )E 1.16A2 Lb*

Hnidades utilizadas, son medidas en el sistema inglesE &ie, &ie-, &ieK, Lb, Lbmol, *, , Lpca,

?tu, <&.

&ara el proceso de licuefacciónE

Q emperatura de alimentaciónE I

Q emperatura de salidaE 0-1.FI

Q &resión de alimentaciónE B-.B Lpca

Q &resión de salidaE -.-2 Lpca

Q La composición del gas natural licuado (GNL) ser7E

%omponentes racción molar (C)



3#etano I.FF

6tano 12.BF

abla K.1. %omposición de GNL.

DESARROLLO DE LOS OBJETIVOS

DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS DE OBTENCIÓN DE GAS

NATURAL LICUADO

&ara el desarrollo de este ob"eti!o, se procedió a la in!estigación de las principales licencias

tecnológicas de licuefacción del gas natural mediante una re!isión bibliogr7fica, donde se

describió algunas t@cnicas de obtención del gas natural licuado. %ada proceso posee una

particular forma de obtener el gas natural licuado.

PROCESO APCI C"MR PROPANO PRE#ENFRIADO MEZCLA

REFRIGERANTE DE LA EMPRESA AIR PRODUCTS CHEMICALS$

INC%

6ste proceso es el m7s usado a ni!el mundial debido a su gran capacidad de procesamiento de

gas natural licuado. %ada tren de posee una capacidad de producción promedio de FI

##&%ND de GLN. 6l I2C de la producción mundial de GNL, es de esta licencia tecnológica.

6ste proceso emplea dos circuitos de refrigeración un primer ciclo para pre0enfriar el gas

natural ' un segundo ciclo para licuar el gas natural.

La etapa de pre0enfriamiento del gas natural seco tratado se inicia con un circuito de propano

puro. 6l circuito de propano es di!idido en dos corrientesE una para un grupo de

intercambiadores de calor que enfr8an el gas natural alimentación ' otra para un grupo que

enfr8an la mezcla refrigerante. 6l circuito de propano se emplea para pre0enfriar el gas natural

de alimentación ' la mezcla refrigerante a una temperatura apro9imada de 0KF 2.

6l ciclo de la mezcla refrigerante est7 di!idido por tres etapas de compresión. La mezcla

refrigerante esta compuesta por nitrógeno (N-), metano (%<B), etano (%-<), propano (%K<I)

' otros componentes *idrocarburos dependiendo del gas alimentado a la planta. La salida de

cada compresor de la mezcla refrigerante debe pasar por unos enfriadores que sir!en para

reducir la temperatura de entrada en el ciclo de compresión ' en la fase de enfriamiento en los

intercambiadores del circuito de propano. La mezcla refrigerante pre0enfriada es en!iada a un

separador ' la mezcla es di!idida en dos corrientes (fase liquida ' fase !apor). 6stas corrientes

se combinan nue!amente en el intercambiador de

calor criog@nico principal en el cual dic*a mezcla refrigerante reduce la temperatura del gas

natural de forma progresi!a (una reducción de temperatura apro9imada desde los 01BI 2

*asta 0-1 2) *asta producir el GNL.



39Hn diagrama de proceso del sistema &%: %K#R se muestra en la igura K.1, la cual detalla

todo el proceso de pre0tratamiento del gas natural antes de entrar al circuito de refrigeración,

as8 como tambi@n, la separación ' disposición del gas residual ' el con"unto de equipos de pre0

enfriamiento ' licuefacción del GNL.

igura K.1. 0 &roceso %K#R &%:.

La igura K.-, muestra la !ariación de la temperatura del gas natural en cada etapa de pre0

enfriamiento ' licuefacción con respecto al porcenta"e del cambio de entalpia. dem7s, se

obser!a un comportamiento de acercamiento mu' pró9imo de la cur!a del gas natural ' la

cur!a de los refrigerantes utilizados.

igura K.-.0 5ariación de la temperatura del gas natural ' refrigerante con el

cambio de la entalpia.



.0PROCESO BLAC& ' VEATCH PRICO

%ada tren de procesamiento posee una capacidad promedio de 1I- ##&%ND de GNL. %omo

se muestra en la igura K.B. %onsiste en un circuito de refrigeración por compresión de !apor

usando una mezcla refrigerante de ba"o peso molecular para licuefactar el gas natural. Dic*a

mezcla esta compuesta de nitrógeno, metano, etano, propano e iso0pentano. 6l ciclo opera a

!arios ni!eles de presión en un solo tren de un ciclo de refrigeración. 6l intercambio de calor

criog@nico se efect=a en una ca"a fr8a (intercambiador de calor de placas con aletas).

%omo se muestra en la igura K.K, la ca"a fr8a permite que m=ltiples corrientes sean calentadas

' enfriadas para las diferentes temperaturas criog@nicas. La mezcla refrigerante reduce su

presión por medio de una !7l!ula de e9pansión. La cual, ocasiona una considerable

disminución de la temperatura. 6sta mezcla saturada de l8quido ' !apor a ba"a temperatura es

usada para condensar la mezcla refrigerante, as8 como tambi@n enfriar la corriente de gas

natural de alimentación. 6l !apor de mezcla refrigerante es !aporizado a ba"a presión ' en!iadoa un compresor.

igura K.K. 0 %a"a fr8a del proceso &R:%/.

La corriente de alimentación de gas natural entra en la ca"a fr8a a una temperatura apro9imada

de 0K1 2. 6l gas natural primero es pre0enfriado con una mezcla refrigerante a alta presión '

luego en!iado a un separador para remo!er los componentes pesados tales como el etano,

propano, butanos ' dem7s *idrocarburos pesados, los cuales, son en!iados a una planta de

fraccionamiento. Hna !ez pre0enfriado el gas natural ' remo!ido sus componentes pesados,

pasa a una etapa de licuefacción en la cual, ocurre el contacto de intercambio de calórico con

la mezcla refrigerante a ba"a presión, la cual, enfr8a aun m7s los componentes de ba"o peso

molecular del gas natural como el metano ' cantidades reducidas de etano ' nitrógeno a una

temperatura apro9imada de 0-K 2, que es la temperatura de licuefacción para el GNL.



.1

igura K.B. 0 &roceso &R:%/.

PROCESO EN CASCADA CON MEZCLA REFRIGERANTE (MCF)

6l proceso surge de la alianza tecnológica entre las empresas tatoil de Noruega ' Linde de

lemania. 6ste proceso posee una capacidad promedio de producción de F2 ##&%ND de

GNL. %omo se muestra en la igura K.F, consiste en tres ciclos de refrigeración. 6l primer ciclo,

es un proceso de pre0 enfriamiento del gas natural ' opera con una mezcla de etano ' propano

como refrigerante. &ara este ciclo se utiliza una ca"a fr8a en dos diferentes ni!eles de presión,ocasionando un descenso de temperatura apro9imada de 0FI 2.

igura K.F.0 6l proceso #% de tatoil0Linde.

6n el segundo ciclo ocurre la licuefacción, la cual, se efect=a en un intercambiador criog@nico

de tubos en espiral como se muestra en la igura K.. 6l ciclo opera con una mezcla

refrigerante de nitrógeno, metano, etano ' propano. 6ste circuito utiliza los e!aporadores del



.2circuito de pre0enfriamiento como condensadores, es un proceso seme"ante al proceso &%:

%K#R. 6n esta etapa el gas natural disminu'e aun m7s su temperatura antes de pasar por una

!7l!ula de e9pansión ' continuar el descenso de temperatura.

igura K..0 :ntercambiador criog@nico de tubos en espiral.

6l tercer ciclo tambi@n utiliza la misma mezcla refrigerante como fluido de traba"o. Los

e!aporadores anteriores act=an como condensadores en el intercambiador de de tubos en

espiral. 6n este ciclo la temperatura del gas natural es reducida a 0-K 2, que es la

temperatura de licuefacción del gas para esta unidad de proceso.

PROCESO EN CASCADA OPTIMIZADA DE PHILLIPS (PCOP)

6ste proceso posee una capacidad de producción promedio de B- ##&%ND de GNL.

%onsiste en tres circuitos que operan con tres refrigerantes purosE el primer ciclo es con

propano, el segundo ciclo es con etileno ' el tercer ciclo es con metano, este =ltimo en circuito

flas*. Los circuitos est7n conectados en cascada, cada uno con dos o tres ni!eles de presiones

distintas en cada etapa de enfriamiento ' se !an a"ustando progresi!amente *asta llegar al

=ltimo ni!el que es la etapa de licuefacción con el circuito de metano.

6l gas natural es sometido primeramente a !arios tratamientos tales como el retiro de gas

acido, des*idratación ' remoción de mercurio, 'a que estas sustancias pueden solidificarse a

temperaturas criog@nicas ' pueden dañar o bloquear los equipos.



.3%omo se muestra en la igura K.3, consiste en disminuir la temperatura de los componentes

del gas natural de alimentación en forma progresi!a. &ara esto, los refrigerantes traba"an con

diferentes ni!eles de temperaturasE el propano a una temperatura de 0-3.B 2, etano a una

temperatura de 01K2 2 ' metano a una temperatura de 0-KI 2, en esta =ltima etapa, se

produce el sub0enfriamiento enestado l8quido del gas natural alimentado, lo cual, *ace m7s

factible la posibilidad de reducir la temperatura a 0-1.B 2 que es la temperatura de

licuefacción del gas natural.

La !ariación de la temperatura en cada etapa de proceso en función al cambio porcentual a la

entalpia se !e refle"ada en la igura K.I, donde el gas natural disminu'e su temperatura en

cada ciclo ' la cur!a se mantiene mu' cercana a la cur!a de los refrigerantes ' producir el GNL

en la =ltima etapa de proceso.

igura K.30 &roceso en cascada optimizada de &*illips (&%/&).

Aproximación promedio = 12 °F



..

-2 B2 2

%ambio de entalpia, C

5apores de la carga de las embarcadores

Remoción de componentes pesados

L8quidos del gas natural

igura K.I.0 5ariación de la temperatura !s cambio de entalpia.



./



.PROCESO AXENS LIQUEFIN

e trata de un proceso con dos ciclos de mezclas refrigerantes. 6l proceso establece un diseño

de un tren con una capacidad promedio de producción de IB2 ##&%ND de GNL. %omo

muestra en la igura K.. Los procesos de refrigeración ' licuefacción se lle!an a cabo en una

ca"a fr8a de placas con aletas.

6n el primer ciclo la mezcla refrigerante compuesta de propano ' butano, pre0enfr8a el gas

natural de alimentación en tres etapas de compresión. 6l gas natural es enfriado a 0 -- 2 con

el ciclo de mezcla refrigerante, esto se realiza con el propósito de separar componentes

*idrocarburos m7s pesados ' en!iarlos a fraccionamiento. 6l gas natural despu@s de ser

separado de sus componentes m7s pesados es en!iado nue!amente a la ca"a fr8a, donde es

enfriado aun mas por el mismo ciclo de pre0enfriamiento, disminu'endo su temperatura a 03

2 a la salida de esta etapa.

La segunda etapa de proceso consiste en licuar ' sub0enfriar el gas natural a una temperatura

de 0 -K 2, mediante un segundo ciclo de mezcla refrigerante compuesta de nitrógeno,

metano, etano ' nitrógeno en la ca"a fr8a.

La compresión de las mezclas refrigerantes es impulsada por dos sistemas de turbinas a gas.

6l proceso posee un alto rendimiento, fle9ibilidad ' adaptabilidad a la *ora de efectuar un

cambio de las especificaciones de la mezcla refrigerante.

12%

igura K..0 &roceso 9ens Liquefin.

DESARROLLO DE UN MODELO PRELIMINAR DE PROCESO DE

LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL$ IDENTIFICANDO LOS EQUIPOS

&ara el desarrollo de este ob"eti!o se identifico un modelo preliminar diseño de proceso de

licuefacción de gas natural recabando información necesaria de los diferentes equipos

e9istentes en una planta de GNL ubicada en #elc*orita, &er=. 6scogi@ndose el &roceso &%:%K#R propano pre0enfriado mezcla refrigerante de la empresa ir &roducts %*emicals, :nc. &or



.ser el m7s usado a ni!el mundial debido a su gran capacidad de procesamiento de gas natural

licuado, por representar el I2C de la producción mundial de GNL, ' por ser el mas sencillo a la

*ora de desarrollarlo.

%omo se muestra en la igura K.12. Los equipos in!olucrados est7n acordes con los procesos

necesarios para la obtención del gas natural licuado (GNL) ' entrega o despac*o a los buques

metanero.

igura K.12.0 Diseño de la planta de GNL.

TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL (PROCESO )

6l sistema de tratamiento de gas natural a la planta de GNL, se muestra en la igura K.11.

igura K.11.0 &roceso 1.



.UNIDAD RECEPTORA DEL GAS DE ALIMENTACIÓN (FRU)

%omo medida de seguridad, la unidad receptora del gas de alimentación (RH) est7 diseñada

para separar ' almacenar todo l8quido que pueda *aberse quedado en el ducto de suministro

de gas despu@s de las pruebas *idrost7ticas in8ciales a la operación o que pueda *aberse

formado debido a cualquier irregularidad en las operaciones del bloque de producción de gas

en sitio ' de operaciones de limpieza en el ducto. 6l gas de alimentación flu'e a tra!@s de un

tanque reductor de presión de entrada para retirar cualquier l8quido libre que se recolecte en la

tuber8a. Los l8quidos retirados del tanque reductor de presión son en!iados al tanque colector

de residuales, en donde los !apores son conducidos al sistema de antorc*a ' !enteo. La fase

l8quida es en!iada al tanque de residuos de *idrocarburos de la planta para ser reciclado o

dispuesto fuera de las instalaciones.

Despu@s del tanque reductor de presión de entrada, la presión del gas de alimentación es

reducida a la presión operati!a de la planta de apro9imadamente

Lpca, luego el gas natural es calentado en un intercambiador de calor de aceite (aceite

erminol0FF, !er ne9o de *o"a de seguridad) para mantener la temperatura de salida del

RH de un !alor promedio de B.B 2. 6l gas de alimentación es en!iado a un filtro separador

para retirar cualquier l8quido

retenido ' cualquier material particulado antes de ingresar a la unidad de retiro de gas acido.

UNIDAD DE RETIRO DE GAS ÁCIDO (AGRU)

La unidad de retiro de gas 7cido procesa el gas natural pro!eniente de la unidad receptora delgas de alimentación retirando el dió9ido de carbono que es el contaminante 7cido presente en

el gas de alimentación. 6l dió9ido de carbono es considerado como un contaminante 'a que

@ste se congelar8a durante el proceso criog@nico ' con!ertir8a el metano gaseoso a metano

l8quido ' bloquear8a el flu"o del proceso. Ptiengesellsc*aft (?) es la compañ8a qu8mica

internacional que posee la licencia de la tecnolog8a para el retiro del dió9ido de carbono (%/-)

' el sulfuro de *idrógeno (<-) (llamado colecti!amente como gas 7cido o agrio) del gas

natural empleando #etilo Dietanolamina acti!ada (a#D6 !er ne9o ? se presenta la *o"a de

datos de seguridad), una amina terciaria. La solución acuosa empleada para la remoción de

gas acido en la planta con una composición de F2Ca#D6 F2C<-/. No *a' sulfuro de

*idrógeno presente en el gas de alimentación en la planta de #elc*orita.

6l gas de alimentación que entra en el GRH debe estar seco ' libre de *idrocarburos

pesados. La temperatura normal del gas de alimentación es demasiado ba"a para una cin@tica

eficaz de absorción de %/-, por lo que el gas de alimentación se precalienta en contracorriente

del gas tratado en un intercambiador de calor de gas de entrada. 6l gas de alimentación

calentado entra por el fondo de un absorbedor ' flu'e a tra!@s de la columna en estrec*o

contacto a contracorriente con la solución sol!ente. 6l sol!ente de amina elimina el %/- del

gas.



.96l GRH inclu'e pro!isiones para mantener limpia la solución sol!ente (por medio de filtración)J

para colectar goteos ' drena"es de sol!entes (en el sistema de sumidero), para reponer agua

para mantener el balance del sistema agua, ' para pro!eer capacidad de recuperación de ba"os

' altos in!entarios de aminas.

uficiente %/- debe ser remo!ido de la corriente de gas para asegurar que la carga a la

unidad de licuefacción de GNL contenga menos de F2 ppm de %/-.

UNIDAD DESHIDRATADORA

La unidad des*idratadora seca el gas saturado de agua pro!eniente de la unidad de retiro de

gas 7cido (GRH), permitiendo cumplir con los requerimientos de especificación del proceso

criog@nico. La unidad des*idratadora utiliza para este diseño una configuración de tamizado

molecular de tres capasJ dos capas que operan en el modo de absorción mientras la tercera

capa es sometida a un proceso de regeneración. %ada capa del tamiz molecular es regenerada

cada -B *oras. La unidad des*idratadora seca el gas tratado con agua saturada *asta menos

de 1 ppm (!) de agua para e!itar el congelamiento ' obstrucción en la unidad de licuefacción

criog@nica por *idratos de gas, principalmente por el *idrato de metano.

La des*idratación se obtiene pre0enfriando el gas natural de alimentación pro!eniente de la

unidad de retiro de gas 7cido, en un !aporizador de alta0alta presión de propano a una

temperatura apro9imada de B.B 2 lo que est7 a K.- 2 sobre la temperatura de formación

de *idratos ' adem7s, para condensar ' retirar la ma'or parte del agua posible. l reducir el

contenido de agua del gas natural de alimentación, la carga en la unidad de des*idratación

disminu'e significati!amente. 6l agua formada en el proceso de pre0enfriamiento es retirada enun separador de entrada al des*idratador ' es en!iada a la unidad de retiro de gas 7cido como

agua de reemplazo. 6l agua remanente debe ser adsorbida en el sistema de tamizado

molecular. 6n el ne9o % se presenta la *o"a de datos de seguridad para el tamiz molecular

que se emplea.

6l gas de alimentación secado pasa desde la unidad de des*idratación a tra!@s del post0filtrado

de los des*idratadores de gas natural antes de ingresar al adsorbedor de carbón acti!ado.

ABSORBEDOR DE CARBÓN ACTIVADO PARA LA REMOCIÓN

DE MERCURIO

e debe disponer de un absorbedor de carbón acti!ado como medida de seguridad para

garantizar una operación confiable de la planta de GNL. 6l absorbedor de carbón acti!ado (!er

ne9o D *o"a de seguridad del carbón acti!ado), retira cualquier metal pesado principalmente

mercurio que puede estar presente en el gas de alimentación ' e!itar problemas de corrosión

en los componentes de aluminio de los equipos del proceso de licuefacción. La remoción se

consigue mediante la absorción a tra!@s de una capa de carbón acti!ado. e de!uel!e al

pro!eedor los filtros gastados de carbón acti!ado para que se encargue de su regeneración o

disposición.



/0&ruebas detalladas de presencia de mercurio deben *acerse para proteger el intercambiador

de calor criog@nico principal que es b7sicamente de aluminio. 6l filtro de absorción de mercurio

est7 diseñado para una ca8da nominal de presión de -.K Lpca con una !ida =til de tres años.

PRE#ENFRIAMIENTO LICUEFACCIÓN (PROCESO )

Las especificaciones de diseño de la unidad de pre0enfriamiento ' licuefacción son mostradas

en las abla K.-, abla K.K, abla K.B, abla K.F ' abla K., respecti!amente.

&ar7metro Hnidades 6specificaciones de diseño

emperatura de 2 I

alimentación

&resión de alimentación Lpca B-.Blu"o de masa total Lb* 1.1KB226A2

( gas seco )

abla K.-.0 6specificaciones de diseño del gas natural de alimentación en la unidad de

refrigeración ' licuefacción de la planta de GNL en #elc*orita, &er=.

%omponentes racción molar (C)

#etS ano I.FF

6ta no 12.BF

ot tal 122

abla K.K.0 %omposición del gas natural licuado de la planta de GNL de #elc*orita,

&er=.

%omponente lu"o molar (Lb mol *) racción molar (C)

&ropano 1I2IB.-F 122

abla K.B.0 6specificaciones de diseño del ciclo de propano.

%omponente lu"o molar (Lb mol *)



/1#ezcla refrigerante -FI1I.3-

abla K.F.0 6specificaciones de diseño del ciclo de mezcla refrigerante.

%omponente racción molar (C)

#etano BF

6tano BF

&ropano -

Nitrógeno I

abla K..0 %omposición en el ciclo de mezcla refrigerante.

6l sistema de refrigeración ' licuefacción se muestra en la igura

6rtrada de GNL al tinque ,

igura K.1-.0 &roceso -.

UNIDAD DE REFRIGERACIÓN*LICUEFACCIÓN

6l gas tratado pro!eniente del absorbedor de carbón acti!ado, que alimenta la unidad de pre0

enfriamiento ' licuefacción a una temperatura de I 2.

La unidad de refrigeración ' licuefacción est7n basados en el proceso de pre0enfriamiento con

propano ' licuefacción con mezcla refrigerante de la compañ8a ir &roducts and %*emicals :nc.

(&%: %K#R). 6l proceso &%: %K#R como se muestra en la igura K.1K, usa dos ciclos de

refrigeración, el primer es para pre0enfriar el gas natural de alimentación ' la mezcla

refrigerante. 6l segundo ciclo es para licuar el gas natural seco de alimentación.

6l flu"o de gas natural seco es primero pre0enfriado usando propano como refrigerante a cuatro

diferentes ni!eles de presión ' temperatura. Despu@s de ser enfriado por el circuito de propano,

el gas natural de alimentación es en!iado a un intercambiador de calor criog@nico principal

(:%%&) a una temperatura de 0KF .



/26n el :%%& el gas natural seco es enfriado a=n mas ' licuado por un circuito de mezcla

refrigerante (#R), reduciendo progresi!amente su temperatura desde 0 KF 2 *asta su primera

frase de enfriamiento criog@nico a una temperatura de 01BI 2 ' en una segunda fase que es la

licuefacción del gas natural a una temperatura

de 0-1.FI . 6l GNL que sale del intercambiador de calor criog@nico principal, es sub0enfriado

' es reducida su presión a -.- lpca (casi atmosf@rica) mediante una !7l!ula de control para

luego ser en!iado al tanque de almacenamiento de GNL. 6l flu"o de GNL que entra a los

tanques de almacenamiento tiene ' una temperatura de 0-1.FI 2 ' una presión de -.- lpca.

igura K.1K.0 6squema simplificado de los ciclos de propano ' mezcla refrigerante

del proceso &%: %K#R.

CIRCUITO DE PROPANO

6l pre0enfriamiento del gas natural seco en este circuito, se inicia con la compresión de !apor

de propano en cuatro etapas en un compresor centr8fugo General 6lectric Nuo!o &ignoneimpulsado por un motor iemens estructura 3 :/ de 11KI.32 *p de potencia.

Los !apores de propano son comprimidos en cada etapa ' son recirculados a los

intercambiadores de calor de propano ' mezcla refrigerante.

6l pre0enfriamiento con propano se da en cuatro ni!eles de presión ' temperatura ' son los

siguientesE

Ni!el de refrigeración de propano de alta0alta presión (compresión de propano alta0alta

presión gas de alimentación tratado en la unidad de tratamiento



/3con gas acido (GRH)). 6n esta primera etapa la corriente de gas natural seco de alimentación

es pre0enfriada en su ruta al intercambiador de calor criog@nico principal (:%%&). &ara este

ni!el de refrigeración la presión es de 121.3- lpca ' una temperatura de FK..

Ni!el de refrigeración de propano de alta presión (compresión de propano de alta presión gas

natural seco ' compresión de propano alta presión mezcla refrigerante alta presión). 6n esta

segunda etapa las corrientes del gas natural seco de alimentación ' la mezcla refrigerante son

pre0enfriadas en su ruta al :%%&. &ara este ni!el de refrigeración la presión es de 3-.31 lpca '

una temperatura de -K.

Ni!el de refrigeración de propano de presión media (compresión de propano de presión media

gas natural seco ' compresión de propano de presión media mezcla refrigerante de alta

presión). 6n esta tercera etapa las corrientes del gas natural seco de alimentación ' la mezcla

refrigerante son pre0enfriadas en su ruta al :%%&. &ara este ni!el de refrigeración la presión es

de BK.31 lpca ' una temperatura de 0B.

Ni!el de refrigeración de propano de ba"a presión (compresión de propano de ba"a presión

gas natural seco ' compresión de propano de ba"a presión mezcla refrigerante de alta

presión). 6n esta cuarta etapa las corrientes del gas natural seco de alimentación ' la mezcla

refrigerante son enfriadas en su ruta al :%%&. &ara este ni!el de refrigeración la presión es de

-.- lpca ' una temperatura de 0K-.I.

%ada una de las etapas tiene la finalidad de reducir la temperatura del gas natural seco.

CIRCUITO DE MEZCLA REFRIGERANTE (MR)

6l ciclo se inicia con la compresión de !apor de mezcla refrigerante en tres etapas en un

compresor centrifugo Nuo!o &ignone de la empresa General 6lectric impulsado por un motor

iemens estructura 3 :/ de 11KI.32 *p de potencia. Dic*o motor impulsa la etapa de

compresión de propano de alta0alta presión.

%omo se muestra en la igura K.1B, la refrigeración a ba"a temperatura criog@nica, es

proporcionada por un sistema de mezcla refrigerante en un circuito cerrado. La mezcla

refrigerante est7 compuesta de nitrógeno (N-), metano (%<B), etano (%-<), propano (%K<I),

' es empleada para pre0enfriar el gas natural, licuefactar ' sub0enfriar el GNL en el

intercambiador de calor criog@nico principal (:%%&). La mezcla refrigerante (#R) es comprimida

a partir de 3-.31 lpca, en tres etapasE

?a"a presión (?&). &ara este ni!el de refrigeración la presión es de K2B.33 lpca.

#edia presión (#&). &ara este ni!el de refrigeración la presión es de BKF.K1 lpca.

lta presión (&). &ara este ni!el de refrigeración la presión es de I32.B- lpca.



/.

igura K.1B.0 6squema simplificado del circuito de licuefacción con mezcla

refrigerante.

La corriente de mezcla refrigerante de alta presión es enfriada ' condensada parcialmente

usando cuatro ni!eles de refrigeración con propano. %ada enfriador o intercambiador de calor

opera a una temperatura espec8fica (FK., -K, 0B ' 0K-.I). Dic*os intercambiadores se

diseñan para una temperatura de acercamiento de por deba"o de K3.B con respecto a la

refrigeración del propano en los cuatro ni!eles de refrigeración.

La mezcla refrigerante enfriada ' parcialmente condensada a alta presión es en!iada a un

separador bif7sico.

La corriente de la fase !apor de la mezcla refrigerante que sale del separador esta a una

presión de I32.B- Lpca ' una temperatura de 0-3.B flu'e al intercambiador de calor

criog@nico principal (:%%&) es sub0enfriada ' luego ser7 en!iada a una !7l!ula $oule *ompson

($) donde es controlada ' de!uelta nue!amente al :%%&.

La corriente de la fase l8quida de la mezcla refrigerante que sale del separador a una presión

de I32.B- lpca ' una temperatura de -. flu'e al :%%& es sub0enfriada para luego ser

!aporizada a tra!@s de la !7l!ula $ ' de!uelta al :%%&. Las corrientes de ambas fases (fase

liquida ' !apor) son mezcladas en el :%%& ' su presión es reducida a 3-.31 Lpca. 6l !apor

formado de la mezcla refrigerante a ba"a presión en el :%%&, flu'e nue!amente al ciclo decompresión de dic*a mezcla refrigerante, para ser re0comprimida ' retornada nue!amente al

intercambiador de calor criog@nico principal (:%%&).

"%%%" ALMACENAMIENTO ENTREGA DEL GAS NATURAL

LICUADO AL BUQUE TANQUE (PROCESO ")

ALMACENAMIENTO DE GNL

Los tanques de almacenamiento de GNL para la planta son de diseño de contención

secundaria. Dos tanques de 1K2222 mK (BF22.3 pieK) de capacidad, acorde con lacantidad de gas licuado que debe producirse. Los tanques tienen un 7rea com=n de contención



//de acuerdo con la N&0F (Normas para la producción, almacenamiento ' manipulación de

GNL). 6l producto de GNL pro!eniente del intercambiador de calor criog@nico principal (:%%&),

es almacenado a presión cercana a la atmosf@rica (apro9imadamente a -.- lpca) en los

tanques de almacenamiento. Las dimensiones apro9imadas de los tanques est7n entre los -K2

pies de di7metro ' 12F pies de altura con un 7rea de -B1F2

pie-.

%ada tanque de almacenamiento de GNL es pro!isto de cuatro bombas de carga internas de

GNL ' deben estar ubicadas en pozos de bombeo !erticales.

&ara mantener el enfriamiento de las tuber8as cuando no se est@ cargando un buque0tanque de

GNL, la tuber8a de recicla"e de la bomba permite que las bombas de carga retroalimenten GNL

para proporcionen un control de flu"o preciso ' mantener una circulación m8nima del flu"o. 6l

!apor en los tanques de almacenamiento de GNL es recolectado por los compresores de !apor.

6l gas recolectado por los compresores de !apor ' empleado como gas combustible para los

equipos de la planta. 6l controlador de fases de los compresores de !apor de gas mantiene la

presión en los tanques de almacenamiento de GNL en un rango deseado de presión de

operación. Los tanques de almacenamiento de GNL poseen !7l!ulas de control de presión,

diseñadas para abrirse a presiones m79imas predeterminadas con la finalidad de impedir que

los !apores e9cedentes que puedan acumularse en los tanques ' un posible rollo!er. dem7s,

de un sistema com=n de contención secundaria en caso de un derrame de GNL. 6sta 7rea de

contención se ubica apro9imadamente entre los 1222 pies ' 1B22 pies de los tanques de GNL.

e debe proporcionar un sistema de canales para des!iar cualquier derrame potencialpro!eniente de los tanques de GNL ' dentro del 7rea de contención secundaria. al como se

efect=a t8picamente en otras instalaciones de GNL, la contención secundaria ' los canales son

construidos de material granular natural. 6n caso de ocurrir un derrame de GNL en esta 7rea,

el GNL fluir7 por gra!edad a un 7rea de menor altitud donde se ubica el sistema de contención

secundaria. 6l GNL no contamina ni daña el suelo granular en esta 7rea, debido al efecto

Leidenfrost, que ocurre cuando un l8quido fr8o entra en contacto con una superficie caliente que

est7 a una temperatura muc*o m7s alta que su punto de ebullición, ' que ocasiona que el

l8quido !aporice a una !elocidad tal que forme una capa de !apor aislante entre @ste ' la

superficie, aislando de esta forma el suelo del GNL. Debido a este efecto, el GNL no podr7

migrar al suelo *aciendo que no sea necesaria una membrana impermeable de sello ' en la

pr7ctica actual, la industria utiliza material granular para las 7reas de contención secundaria sin

ning=n requerimiento de permeabilidad espec8fico. La contención se debe incrementar *asta un

apro9imado de un 112C para cumplir con los reglamentos

de protección ambiental para las acti!idades de *idrocarburos. Los tanques de almacenamiento

de GNL tambi@n poseen rompedores de !ac8o en cada tanque, los cuales se abren para

controlar el !ac8o m79imo en cada tanque. 6l gas de alimentación seco ' de presión alta se

introduce en el tanque para impedir e9traer el !ac8o del tanque durante operaciones de carga

del buque.



/INSTALACIONES MARINAS

La planta de GNL debe estar diseñada para incluir instalaciones marinas de carga de GNL.

%omo se muestra en la igura K.1F, el plano general de las instalaciones marinas ' igura

K.1. Del proceso de construcción de las mismas.

igura K.1.0 %onstrucción de las instalaciones marinas.

Las instalaciones deben poseer las siguientes 7reas de entrega del GNLE

PUENTE DE CABALLETES

Las instalaciones marinas inclu'en un puente de caballetes con plataforma de

apro9imadamente I millas, de longitud ' alineado con un azimut (unidad n7utica medida desde

el punto cardinal norte en sentido *orario de 22 a K22) que se e9tiende desde la orilla *asta la



/plataforma de carga. 6l puente de caballetes como se muestra en la igura K.13. %onsta de

una superestructura soportada por caballetes de tubos de acero ' un estribo de concreto

moldeado en el sitio. obre el puente de caballetes se instalan tuber8as, sistemas au9iliares

mec7nicos ' el@ctricos ' una !8a de acceso.

igura K.13.0 &uente de caballetes.

ROMPEOLAS

&ara proporcionar un adecuado atraque al buque0tanque ' reducir las tensiones en los cables

de amarre pro!ocadas por el mo!imiento inducido por el olea"e se requiere la construcción de

un rompeolas adaptado para tal fin.

e puede seleccionar un diseño de rompeolas tipo berma, en forma de islaM ubicada mar

adentro frente al muelle de carga de GNL, sin alg=n tipo de cone9ión con la costa. 6l rompeolasse ubica sobre apro9imadamente la isobata (puntos de profundidad de los mares ' oc@anos) de

B pies de profundidad ' puede tener -322 pies de longitud, alineado a los grados azimut

orientado en forma m7s o menos paralela a la l8nea de costa ' a la isobata correspondiente. 6l

rompeolas se constru'e con una altura de cresta apro9imada de -I pies sobre el ni!el ba"o de

la rompiente de ola. 6l n=cleo del rompeolas puede consistir en material de roca de cantera,

que inclu'e desde rocas mu' pequeñas *asta toneladas con roca de filtro ' capas e9puestas

conformadas por rocas de !arias toneladas. No se utilizan materiales como arena o gra!illas en

los rompeolasJ el !olumen de la estructura de un rompeolas pudiera ser de apro9imadamente

de B2222222 pieK de material rocoso.

CANAL DE ACCESO PARA NAVEGACIÓN DE BUQUE#TANQUES

DE GNL

6l canal de acceso para los ?uque0anques de GNL se constru'e con un dragando

apro9imadamente entre K a pies de profundidad, I-2 pies de anc*o ' -322 pies de longitud,

este proporciona la profundidad de agua necesaria para el fondeo de embarcaciones a F2 pies

del ni!el ba"o de la rompiente de ola. 6l canal de apro9imación al 7rea de atraque requiere de

una profundidad apro9imada de 2 pie al ni!el ba"o de la rompiente de la ola, a fin deproporcionar suficiente espacio para las operaciones de !ira"e del buque0tanque durante largos



/periodos de olea"e ' con espacio libre suficiente entre la quilla del buque ' el fondo del mar. 6l

buque0tanque de GNL puede apro9imarse al atracadero desde cualquier punto cardinal

dependiendo de las condiciones ambientales ' adicionalmente puedan requerir realizar

maniobras de !ira"e a la llegada o partida debido a la forma de *erradura que posee el canal de

apro9imación. Los canales de apro9imación ' de partida (canal de na!egación) son dragadosen apro9imadamente 12 pies *asta obtener una profundidad 2 pies, I-2 pies de anc*o '

apro9imadamente 222 pies de longitud.

ATRACADERO DEL BUQUE#TANQUE MUELLE DE CARGA DE

GNL

Las estructuras del atracadero de GNL constan de una plataforma de carga de I,B pies 9 I,B

pies, cuatro defensas laterales ' seis bo'as de amarre. 6stas estructuras del atracadero est7n

conformadas por plataformas de acero con re"illas met7licas instaladas sobre !igas de acero '

soportadas por caballetes de tuber8a de acero con re!estimiento e9terno de acero. La

plataforma de carga proporciona espacio suficiente para los brazos de carga, la estación del

operador, suministro de energ8a, sistemas de control, sistemas de emergencia ' acceso para

una gr=a mó!il u otros equipos que se requieran para efectuar mantenimiento a estas

instalaciones. ambi@n, se pre!iene que el 7rea de la plataforma est@ confinada mediante un

sistema de cunetas perimetrales ' un sumidero de contención localizado por deba"o de los

brazos de carga. e pueden pre!er instalaciones para el tratamiento del agua de lastre, sin

embargo, los buque0tanques mane"an el agua de lastre conforme al acuerdo #R&/L

(%on!ención :nternacional para la &re!ención de la %ontaminación causada por ?uques). Los

buque0tanques de GNL tienen tanques dedicados espec8ficamente para el almacenamiento del

agua de lastre, los cuales solamente almacenan agua marina limpia ' esta nunca entra en

contacto con alg=n contaminante. De acuerdo con los requerimientos anteriormente señalados,

el buque0tanque renue!a su lastre apro9imadamente fuera de las 1- millas de la costa, el cual

contiene un !olumen promedio de 1BB22 piesK de agua de lastre pro!eniente del puerto de

salida. 6sta pr7ctica ofrece la me"or medida disponible para reducir el riesgo de transferir

organismos acu7ticos contraproducentes. ambi@n se requiere que los cargueros de GNL

cumplan con la reglamentación establecida por la ociedad :nternacional de ?uque0anques de

Gas ' /peradores de erminales (:GG/), la reglamentación mar8tima del pa8s, as8 como el&rograma de #ane"o de gua de Lastre de %alifornia.

ATRACADEROS PARA REMOLCADORES

e proporcionan instalaciones para el atraque permanente, normalmente de tres remolcadores,

quienes permanecen tiempo completo en las instalaciones marinas. Los atracaderos para los

remolcadores deben estar ubicados en las ad'acencias a las bo'as de amarre. 6l acceso de

personal a los remolcadores se realiza mediante una serie de puentes ele!ados entre la

plataforma de carga ' las bo'as de amarre a los atracaderos de los remolcadores. La ubicación

de los atracaderos en relación con el rompeolas son escogidos para proporcionar la m79ima



/9protección tanto de la acción del mar como del olea"e. %omo se muestra en la igura K.1I. La

a'uda de remolcadores al metanero en zona de carga.

igura K.1I.0 Remolcadores ' metanero en zona de carga.

MUELLE DE SERVICIOS

e instalan un pequeño muelle de ser!icios a un lado del puente de caballetes con plataforma '

apro9imadamente a - pies de la plataforma de carga. 6ste muelle de ser!icios se utiliza

paraE atracar temporalmente un remolcador ' abastecer a estos del combustible, para asistir a

los equipos que captan agua de mar, se proporciona un 7rea para el parqueo de !e*8culos ' un

7rea de traba"o para una gr=a mó!il que apo'a el mantenimiento de rutina ' operaciones de

suministro a los remolcadores. 6l muelle de ser!icios tiene instalaciones para el

reabastecimiento de combustible a los remolcadores ' tambi@n al igual que la plataforma de

carga este tiene un sistema confinado para la contención de derrames de combustibles. Los

desec*os pro!enientes de los remolcadores son retirados en barriles o por camiones de !ac8o

para ser procesados en los sistemas de tratamiento ' mane"o de residuos de la planta.

#ediante un puente ele!ado entre la plataforma del muelle ' el atracadero se brinda el acceso

a los remolcadores desde el muelle de ser!icios. La ubicación del muelle de ser!icios es

diseñada con relación al rompeolas para brindar protección al remolcador o a la na!e de

ser!icio ' tambi@n para obtener una alta disponibilidad de atraque.

MANEJO DEL VAPOR

Durante las operaciones normales, el !apor de enfriamiento que se producen en los tanques de

almacenamiento de GNL debido a las p@rdidas de calor que se generan e9ternamente, a una

tasa equi!alente de 2.2F por ciento por d8a del in!entario del tanque. 6l !apor pro!eniente de

los tanques es conducido mediante compresores de !apor de gas al sistema de gas

combustible de la planta, estos compresores aumentan la presión del !apor de gas a la presión

del gas combustible de B-2,3 lpca. simismo, durante las operaciones normales, una parte del

GNL se mantendr7 en circulación tanto en las l8neas de carga como en las de retorno del

buque0tanque a una tasa ba"a de 12F2 pieK* apro9imadamente, esto con la finalidad de

mantener las tuber8as de carga ' retorno fr8as ' colectar cualquier !apor originado por elintercambio de calor en estas. 6ste !apor es retornado a los tanques de almacenamiento de



0GNL en donde es colectado por los compresores de !apor de gas. odo tramo significati!o de

tuber8a de carga lleno con GNL debe tener circulación contin=a a fin de garantizar una

condición criog@nica al producto. Durante el inicio de las operaciones de carga al buque0

tanque, la cantidad de !apor de enfriamiento aumenta significati!amente. 6stos !apores se

producen debido al desplazamiento de !olumen en los tanques dentro del buque0tanque, laenerg8a producida por las bombas de la planta, el diferencial de presión entre el buque0tanque

' los tanques, ' a las p@rdidas de calor a tra!@s de las tuber8as de los brazos de carga. e

puede disponer de una antorc*a marina para el !enteo del !apor ' de una tuber8a de retorno

*acia la planta para complementar el ciclo de mezcla refrigerante del intercambiador de calor

criog@nico principal (:%%&). 6l sistema de compresión de !apor de gas en la planta debe tener

la suficiente capacidad para e!itar el !enteo ' quema innecesaria de gas. %uando no se

realicen operaciones de carga, las tuber8as se deben mantener fr8as con una recirculación de

apro9imadamente un K2C de la corriente del residual de GNL. Durante el modo de carga del

buque0tanque, la descarga del GNL debe ser continua. 6l GNL bombeado desde los tanques

entra al cabezal de carga, donde una parte del GNL es des!iado al cabezal de retorno.

AUDAS DE NAVEGACIÓN

Las siguientes a'udas de na!egación son proporcionadas en la pro9imidad de las instalaciones

' estructuras marinasE

Radiofaro.

?o'as marinas.

Luces de entrada.

?o'as de entrada al canal.

#arcas referenciales del rompeolas.

#arcas referenciales de las bo'as de amarre m7s distantes.

istema de a'uda con l7ser para el atraque ' control de la !elocidad ' distancia de

apro9imación al muelle.

BRAZOS DE CARGA DE GNL

La carga de GNL se realiza a tra!@s de cuatro brazos giratorios de 1 pulgadas especialmente

diseñados como se muestra en la igura K.1. res de los brazos son utilizados para la carga

de GNL ' uno para el retorno de !apor *acia los compresores de !apor de Gas. Hno de los tres

que son utilizados para la carga de GNL, puede ser usado para retorno de !apores. 6stos

brazos de carga disponen de acoples con mecanismo de descone9ión acti!ado por control

remoto en caso de emergencia ' cuando sea necesario desembarcar r7pidamente el buque0

tanque durante operaciones de carga de GNL. Los acoples de descone9ión de emergencia

tienen !7l!ulas dobles de bloqueo que est7n mec7nicamente enlazadas ' se cierran antes de

que se realice la descone9ión para reducir el derrame de GNL a menos de



132 pieK. 6l diseño de la tasa de carga desde la planta al buque0tanque es de

apro9imadamente K31-F pieK* utilizando los tres brazos de carga. Las bombas est7n

dimensionadas para cargar una cantidad apro9imada de B3K2-22 pieK de GNL en 1- *oras a

un buque0tanque. Los brazos tienen la capacidad de permitir todas las combinaciones de

mo!imiento del buque0tanque relacionado con cambios en la condición de calado, cambios enla marea ' condiciones de olea"e en el muelle de carga.

igura K.1.0 ?razos de carga de GNL.

DRENAJE CONTENCIÓN DE DERRAMES DE GNL

La plataforma de carga debe poseer un sistema cerrado de drena"e en caso de contención de

pequeños derrames de GNL. 6l sistema es dimensionado para mane"ar un derrame con una

duración de apro9imadamente 32 segundos que es m7s del tiempo requerido para obser!ar '

e"ecutar un apagado de emergencia. Dic*o derrame de GNL es retenido en un 7rea cerrada de

la plataforma ' es recogido en un recipiente de acero ino9idable ubicado deba"o del muelle '

por encima de la superficie del agua. 6ste sistema de contención de GNL es adicional a los

requerimientos establecidos en el N&0F . dicionalmente, se instalan un sistema de

contención alrededor del tanque ele!ado de combustible diesel con el fin de contener cualquier

derrame accidental relacionado con la operación de este tanque. dem7s, todo el desagTe

sanitario generado por las operaciones del cuarto de mando en el puente de caballetes debe

ser recolectado en un sumidero ' retirado periódicamente por un camión de !ac8o a la planta de

tratamiento de agua residual.

ESTRUCTURAS DE DEFENSAS LATERALES DE AMARRE

6stas estructuras pueden tener cuatro defensas laterales ' seis bo'as de amarre. odas las

fuerzas de atraque ó amarre del buque tanque son resistidos por las estructuras de defensas

laterales ' de amarre mencionados anteriormente. %ada una de estas estructuras de atraque '



2amarre son equipada con un sistema de monitoreo de carga, luces ' un sistema de ganc*os de

amarre que pueden ser liberado r7pidamente mediante control manual o remoto.

TORRE DE ACCESO

e debe disponer de una torre de acceso *idr7ulica ' articulada en una de las estructuras de

atraque interiores para permitir la entrada ' salida del buque0tanque a la tripulación,

funcionarios de aduanas, de salud, oficiales de puertos, etc. simismo, se debe proporcionar un

sistema de emergencia para liberar la torre con el fin de desconectar o e!acuar el buque

durante una emergencia.

ASISTENCIA PARA EL ATRAQUE DE BUQUES SISTEMA DE

MONITOREO DE CARGA DE GNL

e debe proporcionar un sistema de asistencia al atraque mediante el cual se informe en

tiempo real sobre la !elocidad de apro9imación, la distancia ' el 7ngulo de apro9imación paraun buque a una distancia apro9imada de F pies del atracadero. ambi@n, se debe

proporcionar un sistema de monitoreo de carga del buque para informar en tiempo real al

operador de la planta sobre las cargas en todas las l8neas de amarre. odos estos sistemas

deben estar integrados a otros sistemas de información tales como radares de las condiciones

climatológicas ' sistemas de monitoreo del brazo de carga.

DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES QUE

CONFORMAN EL PROCESO DE GAS NATURAL LICUADO%

&ara el desarrollo de este ob"eti!o contamos con el simulador &R/ :: I.1, donde se pudo

obtener datos espec8ficos para el dimensionamiento de los equipos principales que conforman

el proceso de gas natural licuado. Htilizando como base de diseño la producción de -2

##&%ND de GNL en la unidad de refrigeración ' licuefacción de gas natural seco. dem7s,

contamos con especificaciones mostradas en la abla K.-, abla K.K, abla K.B, abla K.F '

abla K., respecti!amente ' de una data optimizada de flu"o de todas las corrientes de proceso

&%: %K#R en la planta de GNL en #elc*orita, &er=, información suministrada por la empresa

ir &roduts %*emical :nc. (!er ne9o 6). &ara dic*a data, se efectuó la con!ersión de unidades

del sistema internacional al sistema ingles.

La simulación en &R/:: I.1, se inicio introduciendo todas las condiciones de diseño del gas de

alimentación. &or e"emplo en la corriente NG066D a la unidad de refrigeración ' licuefacción

como se muestra en la igura K.-2 ' igura K.-1.



igura K.-2.0 6specificaciones de temperatura ' presión de la corriente de alimentación de

gas natural seco en el simulador &R/:: I.1.

;<l 0R%;ii +it*

ile fcdit :nput /utout ools Dra+ 5ie+ &etigr8s ;.;5inda+ <elo

tream Data 0 lo+rate and %omposition

%lsar %ompositions U otalE 122.22 2 Noimalize %omponent *

?ased on pecilied luid lo+rate

6P8: t*e +indo+ after sa!ing all data

+ Hnit8tieams from &D &alette. Double0clicP on Hnitstieams for input.

6 V fif i11W 21EBa.

1

H4# Range <elp ag pecif'

flo+iate and composition foi stream

X luid lo+rate pec ificatio n 0

(Y) otal luid lo+rateE

Q :ndi!idual %omponenZ l

l"1.1KBeA22 :b*r

rt

4sa

%omponen)%op'



igura K.-1.0 6specificaciones composición ' flu"o total de la corriente de alimentación de gasnatural seco en el simulador &R/:: I.1.



%omo se muestra en la igura K.--, se introduce el paquete termodin7mico para nuestro caso,traba"amos con la ecuación de &eng Robinson.

igura K.--.0 6specificaciones del paquete de dato termodin7mico en el simulador

&R/:: I.1.

%on el reporte del simulador se obtu!o de manera directa el dimensionamiento de algunos

equipos principales que conforman el proceso de gas natural licuado, espec8ficamente de los

compresores de propano ' de mezcla refrigerante. &ara determinar el dimensionamiento de

estos equipos solo se debe mostrar la potencia de estos equipos en unidades <& (caballos de

potencia) ' la eficiencia adiab7tica en cantidad porcentual (C).

&ara el caso de los intercambiadores de calor criog@nico o ca"as fr8as del gas natural 0 propano

e intercambiadores de calor criog@nico de mezcla refrigerante 0 propano, se efectuó el c7lculo

del 7rea correspondiente a cada equipo mediante la ecuación de !elocidad de transferencia de

calor. 6l simulador reportó datos de temperaturas en grados 2 de las distintas corrientes

entradas ' salidas de cada uno de estos equipos, !elocidad de transferencia de calor en

unidades ?H*.

6l coeficiente global de transferencia de calor igual a 322 ?H* pie- 2. 6ste !alor se asume

como premisa para el dimensionamiento de intercambiadores de calor criog@nico, dato el cual,



fue proporcionado por un documento especializado en licencias tecnológicas para laproducción de GNL. 6l documento lle!a por titulo 6!aluation of LNG ec*nologiesM publicado

en abril de -22I (!er ne9o ).

a) 5alidación del modelo utilizado

6s de esperarse que la teor8a !ar8e un poco de lo pr7ctico, debido a esto, se realiza un c7lculo

mediante la 6cuación K.1, para obtener la des!iación de la temperatura del GNL, medidos en

grados a*ren*eit (2), de salida a la planta ' es de la siguiente maneraE

C des!iación eórica0[[&r7ctica 1022 eórica

6cuación K.1.0 &orcenta"e de des!iación. C des!iación\ 0-1.FI 0 (0-B.I) W 122 0-1.FI C

des!iación \ F.K C

6l simulador ' el reporte del proceso de pre0enfriamiento ' licuefacción de la planta de GNL son

presentados en el ne9o G.

DIMENSIONAMIENTO DE LOS COMPRESORES

encillamente los datos son reportados en el simulador &R/:: I.1

MUESTRA DE CÁLCULO DE LOS COMPRESORES

DIMENSIONAMIENTO DEL COMPRESOR DE PROPANO &#"#

C"

&ara la muestra de c7lculo del dimensionamiento del compresor de propano de alta presión O0

K0%K, como se muestra en la igura K.-K, se *ace un clicP con el cursor, se mue!e el cursor a

la !entana 5ie+ te9t results del simulador &R/ ::

' aparecer7 el reporte para el compresor O0K0%K, como se muestra en la igura K.-B.



igura K.-K.0 Hbicación del compresor O0K0%K en el simulador &R/:: I.1.

%omo se muestra en la igura K.-B, el compresor de propano de alta presión O0K0%K posee

una potencia de 3-F3.-K <p ' una eficiencia adiab7tica de 3K.1KC.

igura K.-B.0 Reporte del compresor O0K0%K en el simulador &R/:: I.1.



6ste mismo procedimiento se realiza con los otros compresores in!olucrados en el proceso 'los resultados de cada uno de ellos est7n refle"ados en la abla B.1 ' abla B.- del %ap8tulo :5.

DIMENSIONAMIENTO DE LOS INTERCAMBIADORES DE CALOR

CRIOG+NICO

&ara el dimensionamiento o c7lculo del 7rea de transferencia de los intercambiadores de calor

criog@nico se *ace un algoritmo correspondiente a cada equipo de la siguiente maneraE

#ediante el reporte del simulador &R/:: I.1. Recolectar datos de temperatura fr8a ' caliente de

entrada ' salida de cada corriente del intercambiador de calor criog@nico,

(9) c ' emperaturas de la corriente que se !a a enfriar (2). (9)f



]] emperaturas de la corriente que se !a a calentar (2).

calcular la media logar8tmica del diferencial de temperatura mediante la 6cuación K.-.

lm\ (((9)c 0 (9)f) 0 ((')c 0 (')f)) (2)

Ln (((9) c 0 (9) f) ( (') c 0 (') f))

6cuación K.-.0 #edia logar8tmica del diferencial de temperatura.

6l dato de !elocidad de transferencia de calor 4 (?tu *) es dado directamente por el simulador

&R/:: I.1.

La premisa de diseño es el coeficiente global de transferencia de calor para intercambiadores

de calor criog@nico de placas con aletasE

H \ 322 ?tu 2 * pie-

#ediante la 6cuación K.K de !elocidad de transferencia de calor ' el despe"e de la !ariable

(pie-), se calcula el 7rea de transferencia de calor para el equipoE

4 \ lmHW (?tu*)

6cuación K.K.0 5elocidad de transferencia de calor.

Despe"amos la ecuación anterior ' nos queda de la manera siguienteE

\ 4 H. lm (pie-)

- &y)c -&y)f



MUESTRA DE CÁLCULO DE LOS INTERCAMBIADORES DE CALOR

CRIOG+NICO

DIMENSIONAMIENTO DEL INTERCAMBIADOR DE CALOR

CRIOG+NICO E#,,

&aso 1 0 %omo se muestra en la igura K.-F, con el reporte del equipo 60 122 podemos recoger los

datos de temperaturas de las corrientes de gas natural '

propano.

igura K.-F.0 Reporte del simulador &R/:: I.1 del equipo 60122.

(GN) c \ I 2 (&) c \ KK.-1 2

(GN) f \ KK.I 2 (&) f \ K1.I- 2

&aso -.0 lm\ (I 0 KK.I) 0 (KK.-1 0 K1.I-) (2)

Ln ((I 0 KK.I) (KK.-1 0 K1.I-))

lm\ 1K.12

4e0122 \ B2.3BF ## ?tu* \ B2.3BF6A2 ?tu *5aso 3!6



H \ 322 ?tu 2 * pie-

&aso F.0 460i22 \ lmH. (?tu*)

^ 4e0122 H. lm (pie-)

^ (B2.3BF6A2 ?tu*) (322?tu * pie- W 1K.12)

e0122 ^ B-3I.- pie-

&ara los intercambiadores de calor criog@nico 60121, 6012-, 6012K, 60 12B ' 6012F, ' del

:ntercambiador de calor criog@nico principal 6- ' 6K, se realizan el mismo procedimiento. Los

resultados son cote"ados en el cap8tulo :5 en la abla B.K, abla B.B ' abla B.F, respecti!amente.

SE!ALAR LAS VENTAJAS DEL SISTEMA DE REFRIGERACIÓN

DESARROLLADO EN EL PROCESO DE LICUEFACCIÓN DE GAS

NATURAL%

&ara el desarrollo de este ob"eti!o sencillamente podemos decir que el proceso &%: %K#R minimiza

el n=mero de equipos en los ciclos de pre0 enfriamiento ' licuefacción de GNL, 'a que el uso de

propano como refrigerante para ambos ciclos permite una alta eficiencia ' rentabilidad en el control

de las operaciones de la planta de GNL.6l proceso &%: %K#R pre!@ una alta fle9ibilidad debido a que la planta pudiese en un futuro duplicar

su capacidad de producción del gas natural licuado, 'a que la empresa ir &roducts and %*emicals

:nc. posee una e9tensión de planta llamada &0_, la cual es otro intercambiador de calor criog@nico

que funciona con un ciclo de nitrógeno e9pandido. %omo podemos mostrar en la igura K.-.

5aso .!6



igura K.-.0 %iclo de nitrógeno e9pandido &0_.



RESULTADOS DICUSIONES

Los resultados arro"ados por el simulador &R/:: I.1, pudimos recabar !alores de potencia,

eficiencia t@rmica ' presión de salida para cada compresor en cada ciclo ' para los

intercambiadores de calor criog@nico, obtu!imos el 7rea de transferencia de calor ' la

energ8a necesaria para obtener el pre0enfriamiento ' licuefacción en la planta de GNL.

%ompresor &otencia 6ficiencia &resión de

(*p) adiab7tica salida

(C) (lpca)

O0K0%K 3-F3.-K 33.1K 1FI.-B

0 00 0

1-1KF.-B

abla B.1.0 6specificaciones de diseño de compresores en el ciclo de propano.

%on respecto a la abla B.1, la potencia ' la presión de cada compresor de propano, se pudoobtener una indiscutible diferencia de resultados, ' esto debido a que, por ir en

contracorriente, el compresor O0K0%K, requiere que e"erza una ma'or presión del propano '

con!ertir el traba"o mec7nico en presión ' temperatura adecuada para poder pre0enfriar el

gas natural alimentado. La disminución de la presión es notoria a partir del compresor O0K0

%K al O010%K. Lo que demuestra que a ni!el de eficiencia t@rmica los tres !alores se a"ustan

a un !alor que puede considerarse como aceptable 'a que en la realidad no e9iste un 122C

de eficiencia t@rmica.

(*p) adiab7tica (lpca)

O0121 BFK2.31 3F.F2 .1I

00 0

-B2KF1.B

abla B.-.0 6specificaciones de diseño de compresores en el ciclo de mezcla

refrigerante.



La abla B.-, los resultados de potencia, ' presión de salida, para los compresores demezcla refrigerante, muestran un comportamiento que concuerda con el de los compresores

de propano, es decir la potencia es proporcional a la presión de salida 'a que transforma el

traba"o mec7nico en energ8a interna, con la diferencia de los ele!ados !alores alcanzados

por este circuito ' que era de esperarse, 'a que la mezcla refrigerante, por estar compuesta

por !arios *idrocarburos ' cu'a función principal es licuar ' sub enfriar el GNL, requiere de

una ma'or energ8a para que esto se logre.

:ntercambiador de calor

criog@nico (gas natural0propano)

`rea (pie-) ?tu*

60122 B-3I.- B2.336A2

60121 K--.FK -I.K6A2

6012- KFK-.K K-.BK6A2

abla B.K.0 6specificaciones de diseño de los intercambiadores de calor criog@nico

(gas natural0propano).

%omo se puede apreciar en la abla B.K, el 7rea de transferencia es in!ersamente

proporcional al calor que e"erce cada intercambiador de calor criog@nico, es decir, como en

el primer intercambiador (60122) e9iste una ma'or afectación en la temperatura, es de

esperarse que el 7rea sea ma'or que en los otros dos equipos, adem7s se muestran !alores

de calor necesarios para producir el pre0enfriamiento del gas natural a la presión '

temperatura de diseño para cada uno de estos equipos.

:ntercambiador de calor criog@nico (mezcla

refrigerante0propano)

r -

`rea (pie )

?tu*

6012K 1F1.BI 1I.F6A2

6012B KF-I1.B -IK.-I6A2

6012F 1BII.I KBK.26A2

abla B.B.0 6specificaciones de diseño de los intercambiadores de calor criog@nico

(mezcla refrigerante0propano).



La abla B.B, se obser!an 7reas de transferencias de calor muc*o ma'or que en el sistema

de pre0enfriamiento del gas natural, 'a que este sistema de refrigeración debe ser lo

suficientemente eficaz ' poder pre0enfriar la mezcla refrigerante a la temperatura ' presión

especifica ' poder en!iar dic*a mezcla refrigerante al intercambiador de calor criog@nico

principal donde ocurre en proceso de licuefacción del GNL. 6ste sistema requiere un alto

consumo de energ8a.

:ntercambiador de calor

criog@nico (gas natural0

mezcla refrigerante)

r -

`rea (pie )

?tu*

6- 1-F1.B- 1-FK.2K6A2

6K B3K.-I 123.-I6A2

abla B.F.0 6specificaciones de diseño de los intercambiadores de calor criog@nico

(gas natural0mezcla refrigerante).

6n la abla B.F, se destaca el intercambiador de calor criog@nico 6-, ' es razonable 'a que

debe ir eliminando calor del GNL, el cual, debe requiere ma'or

7rea de transferencia de calor criog@nico ' consumo energ@tico con respecto al

intercambiador 6K, el cual, continua solo el proceso de descenso de la temperatura del GNL

con muc*o menos 7rea de transferencia de calor ' por consiguiente un menor consumo de

energ8a.

emperatura

teórica()

emperatura

simulador(2)

C des!iación

0-1.FI 0-B,I F,K

abla B..0 &orcenta"e de des!iación de la temperatura de salida del GNL.

La abla B., arro"ó una pequeña diferencia de temperatura a la salida del GNL con respecto

al !alor facilitado por la empresa &er= GNL. 6ste porcenta"e de des!iación puede atribuirse

al *ec*o de que e9isten !ariantes entre lo que se considera un proceso simulado o ideal

(simulador &R/:: I.1) ' la realidad (planta de GNL #elc*orita &er=).



CONCLUSIONES

6l proceso &%: %K#R es la licencia tecnológica m7s usada para el proceso de producción

de GNL a ni!el mundial.

e !alido el proceso de obtención de gas natural licuado con una des!iación de F.KC.

&ara producir la cantidad de gas natural licuado en la unidad de refrigeración ' licuefacción

se requiere de B-BFK.BK *p.

e requiere un flu"o de I33II1 lb* de propano para pre0enfriar -KBKF1I lb* de gas natural.

e requiere un flu"o de 1B1K2 lb* de mezcla refrigerante para licuar -KBKF1I lb* de gas

natural.

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