REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER

POPULAR PARA LA EDUCACIÓN UNIVERSITARIA CIENCIA Y

TECNOLOGÍA

UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA

MAESTRÍA EN INGENIERÍA QUÍMICA

ASIGNATURA PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

Alumna: Ing. Jessica Zerimar Cáceres Zambrano CI: 17.877.186

FACTIBILIDAD DE DESARROLLAR UN PROYECTO DE GAS NATURAL

LICUADO EN VENEZUELA

El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido procesado

para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar

reservas en sitios apartados, donde no es económico llevar el gas al

mercado directamente ya sea por gasoducto o por generación de

electricidad. El gas natural es transportado como líquido a presión

atmosférica y a -162 °C. Así, para poder transportar el gas natural licuado, se

ha de lograr reducir el volumen del gas natural en 600 veces, donde se

transportará en buques especiales llamados metaneros. El GNL es inodoro,

incoloro, no tóxico, su densidad (con respecto al agua) es 0,45 y sólo se

quema si entra en contacto con aire a concentraciones de 5 a 15%.

Comercio GNL

El comercio mundial de GNL está creciendo rápidamente de ser

insignificante en 1970 a lo que se espera que sea una cantidad significativa a

nivel mundial para el año 2020. Como referencia, el 2014 la producción

mundial de petróleo crudo fue de 92 millones de barriles por día [54] o quads

186.4 / año (cuatrillones de BTU / año).

En 1970, el comercio mundial de GNL fue de 3 mil millones de metros

cúbicos (bcm) (0,11 quads). En el año 2011, que fue de 331 millones de

metros cúbicos (11,92 quads). Proyectos de e & y la demanda mundial de

GNL podrían llegar 400 TM anuales (19,7 quads) para el año 2020. Si esto

ocurre, el mercado de GNL serán aproximadamente un 10% el tamaño del

mercado mundial de petróleo crudo, y que no cuenta la gran mayoría del gas

natural que se entrega directamente a través de oleoductos desde el pozo

hasta el consumidor.

Hasta mediados de la década de 1990, la demanda de GNL se

concentra principalmente en el noreste de Asia: Japón , Corea del

Sur y Taiwán . Al mismo tiempo, los suministros de la cuenca del Pacífico

dominaron el comercio mundial de GNL. El interés mundial en el uso de

unidades naturales de gas de ciclo combinado de generación para la

generación de energía eléctrica, junto con la incapacidad de los suministros

de gas natural en América del Norte y del Mar del Norte para satisfacer la

creciente demanda, ampliado considerablemente los mercados regionales de

GNL. También trajo nuevos proveedores de la Cuenca del Atlántico y Oriente

Medio en el comercio.

A finales de 2011, había 18 países exportadores de gas natural licuado y

25 países importadores de GNL. Los tres mayores exportadores de GNL en

2011 fueron Qatar (75,5 MT), Malasia (25 TM) e Indonesia (21,4 MT). Los

tres mayores importadores de GNL en 2011 fueron Japón (78,8 MT), Corea

del Sur (35 MT) y Reino Unido (18,6 MT). El volumen del comercio de GNL

aumentó de 140 millones de toneladas en 2005 a 158 millones de toneladas

en 2006, 165 millones de toneladas en 2007, 172 millones de toneladas en

2008. Producción de GNL global fue de 246 millones de toneladas en

2014, la mayoría de los cuales se utilizó en el comercio entre los

países. Durante los próximos años, no habría aumento significativo en el

volumen del comercio de GNL. Por ejemplo, aproximadamente el 59 MTPA

de nuevo suministro de GNL a partir de seis nuevas plantas llegó al mercado

solo en 2009, incluyendo:

Al noroeste del estante de tren 5: 4,4 MTPA

Sakhalin II: 9,6 MTPA

Yemen LNG : 6,7 MTPA

Tangguh: 7,6 MTPA

Qatargas : 15,6 MTPA

Rasgas Qatar: 15,6 MTPA

En 2006, Qatar se convirtió en el mayor exportador del mundo de GNL. A

partir de 2012, Qatar es la fuente del 25 por ciento de las exportaciones de

GNL del mundo.

Las inversiones en instalaciones de exportación de Estados Unidos

fueron aumentando en 2013, tales como la planta que se construye

en Hackberry, Louisiana por Sempra Energy . Estas inversiones fueron

impulsadas por el aumento de gas de esquisto de producción en los Estados

Unidos y una gran diferencia de precios entre los precios del gas natural en

los EE.UU. y los de Europa y Asia. Sin embargo, las exportaciones generales

aún no habían sido autorizados por el Departamento de Energía de los

Estados Unidos debido a que Estados Unidos había sólo recientemente

pasado de un importador a la condición de autosuficiencia. Cuando se

autorizan las exportaciones de Estados Unidos, se espera gran demanda de

GNL en Asia para mitigar la disminución de los precios debido al aumento de

los suministros de los EE.UU.

Costo de las plantas de GNL

En la década de 1980, el costo de la construcción de una planta de

licuefacción de GNL cuesta $ 350 por tpa (toneladas por año). En los años

2000, que fue de $ 200 / tpa. En 2012, los costos pueden ir tan alto como $

1,000 / tpa, en parte debido al aumento en el precio del acero.

En fecha tan reciente como 2003, era común suponer que esto era un

efecto de "curva de aprendizaje" y que continuará en el futuro. Pero esta

percepción de la caída de los costos de manera constante para GNL se ha

desvanecido en los últimos años.

El costo de construcción de proyectos de GNL en nuevas

instalaciones comenzó a dispararse a partir de 2004 después y ha

aumentado de alrededor de $ 400 por tonelada por año de capacidad de $

1.000 por tonelada por año de capacidad en 2008.

Las principales razones de costos se dispararon en la industria de GNL

se pueden describir de la siguiente manera:

1. Baja disponibilidad de EPC contratistas como consecuencia de la

extraordinaria alto nivel de los proyectos petroleros en curso en

todo el mundo.

2. Los altos precios de las materias primas como consecuencia del

aumento de la demanda de materias primas.

3. La falta de mano de obra cualificada y con experiencia en la

industria de GNL.

4. La devaluación del dólar.

El 2007-2008 crisis financiera mundial causó una disminución general

de los precios de las materias primas y equipos, lo que disminuye un poco el

costo de construcción de plantas de GNL. Sin embargo, para el año 2012

esto fue más que compensado por el aumento de la demanda de materiales

y mano de obra para el mercado de GNL.

Tecnología de licuefacción

Considérese que para obtener 1 tonelada de GNL hacen falta del orden

de 1700 a 1800m3 de gas natural, considerando el gas usado para la

licuefacción.

A lo largo de la historia se han empleado diferentes tecnologías para

la licuefacción del gas natural, siendo las más utilizada las tecnologías de

dos y de tres ciclos de refrigeración, con esquemas de proceso en cascada y

de pre-enfriamiento con propano más mezclas de refrigerantes.

Las tecnologías de licuefacción de dos y tres ciclos de refrigeración son

las mayormente utilizadas debido a la mayor eficiencia energética que

pueden alcanzar y al menor dimensionamiento requerido para los equipos,

en comparación con las tecnologías de un ciclo de refrigeración

Existen varios procesos de licuefacción disponible por grandes, plantas

de carga base LNG:

1. AP-C3MR TM - diseñado por Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)

2. Cascade - diseñado por ConocoPhillips

3. AP-X ® - diseñado por Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)

4. DMR (Dual refrigerante mixto)

5. SMR (Single refrigerante mixto)

6. MFC® (cascada de fluido mixto) - diseñado por Linde

7. Prico ® (SMR) - diseñado por el Negro & Veatch

Se espera que para finales de 2012, habrá 100 trenes de licuefacción en

la corriente con una capacidad total de 297,2 Mt / año (MMTPA).

La mayoría de estos trenes utilice cualquiera APCI AP-

C3MR TM tecnología o en cascada para el proceso de licuefacción. Los otros

procesos, que se utilizan en una pequeña minoría de algunas plantas de

licuefacción, incluyen DMR de Shell (refrigerante de doble mixto) la

tecnología y la tecnología de Linde.

APCI tecnología es el proceso de licuefacción más utilizado en las

plantas de GNL: de 100 trenes de licuefacción OnStream o en construcción,

86 trenes con una capacidad total de 243 MMTPA haber sido diseñado

basado en el proceso de APCI. Philips proceso en cascada es el segundo

más usado, utilizado en 10 trenes con una capacidad total de 36,16

MMTPA. El proceso Shell DMR se ha utilizado en tres trenes con capacidad

total de 13,9 MMTPA; y, por último, el proceso Linde / Statoil se utiliza en la

Snohvit 4,2 MMTPA solo tren.

Licenciantes de tecnologías de licuefacción según el número de ciclos y

tipo de refrigerantes

REFRIGERANTES

N° de

ciclos Puro Puro + Mezcla Mezcla

1 - -

APCI (SMR)

Black & Veath (PRICO II)

BHP (cLNG)

2 -

Shell (C3-MR)

APCI (C3-MR)

Shell (PMR)

Shell (DMR)

Axens-IFP (liquenfin)

3

Conoco

Phillips

(POCP)

APCI (AP-X) Statoil-Linde (MFC)

a. Tecnologías de dos ciclos de refrigeración:

1. Propano más mezcla de refrigerantes (C3-MR)

Esta tecnología es licenciada por Shell y APCI, y es aplicable para

capacidades de planta comprendidas en el intervalo de 4,5 a 5,5 MMTMA. La

etapa de pre enfriamiento se realiza con propano mediante el uso de

intercambiadores de calor del tipo core in kettle o de placas de aluminio.

Estos intercambiadores son ideales para refrigerantes puros, dada su

confiabilidad y menor consumo de potencia. La etapa de licuefacción se lleva

a cabo en un intercambiador tipo espiral vertical con una mezcla de

refrigerantes compuesta por propano, etano y metano.

2. Doble mezcla de refrigerantes (DMR)

Las empresas Shell, APCI y la alianza Axens-IFP licencian este tipo de

procesos. Esta tecnología es muy flexible: puede operar con

intercambiadores de placas o tipo espiral vertical y en ambos ciclos de

refrigeración se utiliza toda la potencia instalada de la turbina lo que permite

balancear el proceso.

Para el caso de la tecnología Liquefin de Axens – IFP los

intercambiadores de calor del pre-enfriamiento y la licuefacción se

encuentran configurados en un mismo equipo (caja fría), reduciéndose los

requerimientos de espacio físico. Además del uso de mezclas de

refrigerantes en una fase facilita la operación. Esta tecnología es aplicable

para plantas de gran capacidad, en el intervalo de 5 a 8 MMTMA. A la fecha

cuenta solo cuenta con un proyecto anunciado, a ser desarrollado en Irán

3. Mezcla de refrigerantes en paralelo (PMR)

Esta tecnología es licenciada por Shell. Utiliza intercambiadores del tipo

espiral vertical apuntando hacia trenes de licuefacción de gran capacidad,

superiores a 5MMTMA, proponiendo trenes de máxima capacidad hasta de

12 MMTMA (Pek,2004). Esta tecnología aprovecha el total de la potencia de

la turbina en la etapa de pre-enfriamiento y cuenta con una mayor

disponibilidad dado que con una de las unidades de licuefacción fuera de

servicio se logra producir hasta 60 % de la capacidad del tren de

licuefacción.

b. Tecnologías de tres ciclos de refrigeración:

1. Cascada Optimizada de Phillips (POCP)

Este proceso licenciado por Conoco Phillips utiliza refrigerantes puros

(metano, etano/etileno y propano) en intercambiadores de placas, siendo el

ciclo del metano abierto para reducir el requerimiento de recipientes. Entre

las características de este proceso se encuentran el adecuado balance

energético, el empleo de etapas de compresión más eficientes y la reducción

alcanzada en los costos de inversión asociados a los servicios.

2. Cascada con mezcla de refrigerantes (MFC)

Esta tecnología combina en su proceso de licuefacción dos tipos de

intercambiadores: placa con aletas para el pre-enfriamiento y espiral vertical

para la licuefacción y el subenfriamiento. Estudios actuales apuntan hacia la

aplicación de esta tecnología en ambientes costa afuera, para plantas de

grandes capacidades, en el rango de 5 a 8 MMTMA

3. Propano con mezcla de refrigerantes y nitrógeno (AP-X)

Esta tecnología es licenciada por APCI. Permite la construcción de trenes

de licuefacción de gran capacidad, entre 5 y 8 MMTMA, sin la adición de

compresores en paralelo. Se puede construir a partir de una planta del tipo

C3-MR o DMR como opción a expansiones futuras habiéndose previsto las

facilidades para dicha ampliación de tren.

Situación actual

La capacidad total instalada (en operación) de plantas de GNL tipo

carga base superó en el 2009 los 250 millones de toneladas métricas

anuales (MMTMA), a los cuales se suman más de 80 MMTMA que se

encuentran actualmente bajo construcción.

A la fecha, existen más de 20 plantas de licuefacción de gas natural

en operación alrededor del mundo, contabilizando más de 90 trenes con

capacidades comprendidas entre 1 y 7,8 MMTMA. Estas plantas se

encuentra distribuidas en 17 países, los cuales se agrupan en tres regiones

principales: (1) la Cuenca Pacífica: con 95,3 MMTMA en capacidad instalada,

incluye el comercio desde Indonesia, Malasia, Australia, Brunei, Estados

Unidos y Rusia; (2) la Cuenca Atlántica: con 78,7 MMTMA de capacidad

instalada, incluye el comercio desde Argelia, Nigeria, Trinidad y Tobago,

Egipto, Libia, Guinea Ecuatorial y Noruega, y la Cuenca del Medio Este: con

77,5 MMTMA en capacidad instalada, la cual incluye el comercio desde

Qatar, Abu Dhabi, Omán y Yemen.

De los proyectos anunciados, muy pocos cuentan con decisión final de

inversión (FID, por sus siglas en inglés). Sin embargo, de llegar a concretarse

todos ellos, la capacidad de licuefacción mundial se incrementaría de 255,7

MMTMA en el 2009 a unos 306,3 MMTMA (cerca del 20%) para el año 2020.

Proceso de selección de tecnología

El proceso de selección de tecnología constituye una fase crítica en

los proyectos de GNL a gran escala, por lo cual es recomendable abordarlo

desde las etapas más tempranas del proyecto. En este sentido, existen

PRICIPALES PROYECTOS DE GNL ANUNCIADOS

Planta País Año de

Arranque

Capacidad

nominal

(MMTMA)

N° de

Trenes

Tecnología

Propuesta

Pluto LNG Australia 2010 8,6 2 Shell C3-MR

EG LNG T2 Guinea

Ecuatorial 2012 4,4 1 POCP

NIOC LNG Irán 2010+ 10 2 Linde- Statoil MFC

Persian LNG Irán 2011 16 2 Shell DMR

Pars LNG Irán 2011+ 10 2 Axens Liquefin

NLNG

SevenPlus Nigeria 2010 8,4 1 Shell PMR

Brass LNG Nigeria 2011 10 2 POCP

Atlantic LNG T5 Trinidad y

Tobago 2010+ 5,2 1 POCP

Qatar Gas 3&4 Qatar 2010+ 7,8 2 APCI AP-X

Perú LNG Perú 2010 4 1 APCI C3-MR

Angola GNL Angola 2012 5,2 1 POCP

Venezuela GNL Venezuela 2014+ 14,1 3 PDVSA-Linde

MFC3

múltiples aspectos asociados a la selección de tecnología de licuefacción, los

cuales muchas veces constituyen un elemento clave para el desarrollo del

proyecto, al considerar los altos costos involucrados en esta etapa de la

cadena de valor de este recurso.

Métodos Multicriterios de Selección y Toma de Decisiones

Los Métodos Multicriterios de Selección y Toma de Decisiones

(MMSTD), son métodos o modelos matemáticos que se aplican en la

solución de problemas donde existen múltiples alternativas de resolución y

en donde múltiples criterios influyen en la decisión final de la selección de la

alternativa. Siendo este el caso de la selección de tecnologías de proceso,

en donde las alternativas son las distintas tecnologías mediante las cuales se

puede realizar el proceso y en donde los múltiples criterios (económicos,

ambientales, operacionales, seguridad, etc.) influyen en la selección de la

tecnología.

Proceso de Jerarquización Analítico AHP

El método o proceso de jerarquización analítico “AHP” (Analytical

Hierarchy Process) fue desarrollado por Saaty en 1980, siendo su idea

fundamental convertir las evaluaciones subjetivas de importancia relativa a

un conjunto de puntajes, mediante comparaciones apareadas de las que se

determina la importancia de un criterio con respecto a otro y la significancia

de cada tecnología con respecto a cada criterio.

El AHP es un método que ha sido utilizado para resolver problemas de

selección de tecnologías en la industria. Una de las ventajas de este método

es que permite realizar evaluaciones en las que existen criterios de orden

cualitativo que pueden ser expresados en funciones matemáticas de forma

matricial de acuerdo a su significancia con respecto a las tecnologías

disponible y que, con la ayuda de un computador pueden ser resueltas

rápidamente para decidir o seleccionar la tecnología que mejor represente a

este conjunto de criterios. Así mismo, el método considera un valor

denominado relación de consistencia (RC), que permite evaluar la calidad de

los juicios o puntajes asignados por el seleccionador.

Los puntajes de los criterios (y de las tecnologías) se estiman por

medio de comparaciones apareadas entre ellos.

Tecnologías disponibles

Para el caso del escenario venezolano y la cantidad de gas que puede

producir, se pueden tomar en cuenta todas aquellas tecnologías

comercialmente disponibles, y pueden ser incluidas en una evaluación.

Análisis Técnico

Una vez identificadas las tecnologías de licuefacción disponibles para

el procesamiento, se procede a la clasificación de las mismas mediante una

técnica sistemática de toma de decisiones. Con este propósito, se construye

una matriz de decisión, en la cual se puede evaluarlas tecnologías

propuestas empleando una escala de valoración comprendida entre 0 y 3.

Los pasos para la construcción de la matriz de decisión se explican a

continuación:

1.- Selección de los principales parámetros que se considera deberían ser

evaluados para cada tecnología.

Esta selección se realiza a partir de información pública disponible,

tomando en cuenta aquellos parámetros que inciden directamente sobre la

minimización de los costos de inversión y maximización de la eficiencia de

producción de GNL., entre otros. Esto con el fin de considerar los criterios

generales hacia los cuales ha apuntado el diseño de plantas de GNL a gran

escala.

Una vez realizada la selección se determinó una serie de parámetros,

los cuales fueron agrupados de acuerdo a su naturaleza en parámetros

principales con sus correspondientes subparámetros.

1. Económicos

Costo especifico (US$/TPA)

Opex (US$/TPA)

Costo del uso de la licencia (Royalty)

VPN

2. Constructividad

Expandibilidad de planta

Área requerida por tren (m2)

3. Madurez

Años de operación

Cap max por tren instalado (MMTPA)

Capacidad total instalada

Capacidad por tren proyectada

4. Técnicos

Tipo de intercambiador criogénico

Tipo de compresor/accionador

Potencia Específica (Kw/TPD)

Tipo de refrigerante

Nro. de ciclos de refrigeración

Disponibilidad del refrigerante

5. Emisiones de CO2

6. Flexibilidad a la composición del gas

7. Operabilidad/Mantenibilidad

8. Flexibilidad comercial del licenciante

9. Preferencias Nacionales

Contenido nacional.

Desarrollo sustentable

2.- Cuantificación de los parámetros, mediante valoración y ponderación

Para la fase de valoración o asignación de puntajes, muchas escalas

pueden ser empleadas. Por razones de simplicidad, se emplea una escala de

valoración de 1 a 3, donde el 3 representa el mejor valor, el cual debería

asignarse a la situación más favorable. Considerando la etapa preliminar de

análisis, la información pública disponible recopilada permitió la asignación

de puntajes a los parámetros y subparámetros respectivos para cada una de

las tecnologías de licuefacción a evaluar. Por otro lado, la etapa de

ponderación involucra dos pasos: construcción de la matriz y asignación de

pesos ponderados a cada uno de los parámetros y subparámetros. Esta

asignación de pesos debe considerar las prioridades establecidas al inicio de

cada proyecto de licuefacción del gas natural particular. Cabe destacar que

varios parámetros pudieran tener igual prioridad.

Ejemplo:

Luego de asignarle pesos a cada parámetro y subparámetro, y

colocarle la calificación correspondiente de acuerdo a la información pública

recabada, las tecnologías propuestas pueden ser jerarquizadas, de acuerdo

al puntaje resultante de la suma ponderada de los diferentes parámetros

valorados en la matriz de decisión. Esta técnica resulta de gran utilidad en la

visualización rápida de las fortalezas y debilidades de cada tecnología,

permitiendo a su vez establecer comparaciones entre las opciones

evaluadas.

Seguidamente se presenta la tabla donde se resumen los resultados

obtenidos en la matriz de decisión aplicada al caso de estudio planteado.

Conclusión

La revisión de tecnologías de licuefacción de gas natural realizada

permite señalar que actualmente existen diversas opciones tecnológicas con

potencial de ser aplicadas en futuros desarrollos de GNL en Venezuela.

Estas alternativas están constituidas fundamentalmente por tecnologías de

dos y tres ciclos de refrigeración, con esquemas de proceso bien sea en

cascada o de pre-enfriamiento con propano más mezclas de refrigerantes.

Los métodos de toma de decisiones resultan de gran utilidad para la

evaluación preliminar de tecnologías. En este sentido la selección de

tecnología de licuefacción de gas natural más apropiada para cada proyecto

es un proceso muy específico, donde los parámetros, más importantes a ser

considerados dependerán de las prioridades y condiciones particulares de

cada proyecto

Venezuela tiene una cantidad considerable de reservas de gas

probadas, distribuidas en sus proyectos del Deltana, Cardón, Mariscal sucre,

entre otros, las cuales trabajando de la manera adecuada, podrían llevar a

Venezuela a producir en un futuro cantidades considerables de gas licuado,

compitiendo con Trinidad y Tobago que produce 9,6 millones de toneladas

métricas (MMTMA).

Tomando en cuenta, las evaluaciones realizadas y los parámetros

más importantes en la bibliografía consultada, hay varias tecnologías que se

pudieran ejecutar en Venezuela, sin embargo después de ver la matrices de

evaluación, la más adecuada resulto se APCI-C3-MR, una tecnología de dos

ciclos de refrigeración para una capacidad media entre 4,5 a 5,5 MMTMA,

sin embargo se puede tomar en cuenta en el momento de ejecución, si en

un futuro se quiere agrandar, incluyendo otro tren de enfriamiento.

En la actualidad Venezuela en un país favorecido por ser productor de

petróleo y por tener reservas de gas, en la parte técnica existe valor capital

en recurso humano científico y técnico, y en la parte geográfica también

somos un país privilegiado. Sin embargo el país está pasando por una crisis

económica muy fuerte, hay una debilidad en la adquisición de divisas por la

bajas del precio del petróleo, hay inestabilidad jurídica y política, la

culminación de cualquier proyecto gasífero o de cualquier índole se puede

ver afectado por las decisiones gubernamentales, y por la búsqueda de

mejoramiento individualista, lastimosamente Venezuela es un potencia

energética dormida, y mal administrada.