UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEO CURSO ESPECIAL DE GRADO MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA ESTUDIO DEL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. NUEVAS TECNOLOGIAS. REALIZADO POR: ANTHONY JOSE FIGUEROA RENGEL MAGBI NOHELI FLORES CARVAJAL Monografía de Investigación, en Modalidad Curso Especial de Grado, presentado ante la Universidad de Oriente para obtener el título de: INGENIERO DE PETRÓLEO. MATURÍN, MAYO 2016 UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEO CURSO ESPECIAL DE GRADO MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA ESTUDIO DEL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. NUEVAS TECNOLOGIAS. REALIZADO POR: ANTHONY JOSE FIGUEROA RENGEL C.I: 20403294 MAGBI NOHELI FLORES CARVAJAL C.I: 20421051 REVISADO POR: ______________________________ ING. MSc. RUBEN VEGAS Asesor académico MATURÍN, MAYO 2016 ii UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEO CURSO ESPECIAL DE GRADO MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA ESTUDIO DEL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. NUEVAS TECNOLOGIAS. REALIZADO POR: ANTHONY JOSE FIGUEROA RENGEL C.I: 20403294 MAGBI NOHELI FLORES CARVAJAL C.I: 20421051 APROBADO POR: __________________________ __________________________ ING. MSc. RUBEN VEGAS ING. MIGUEL FLORES ASESOR ACADEMICO JURADO __________________________ __________________________ ING. MSc. PEDRO TINEO ING. MSc. TOMAS MARIN JURADO JURADO MATURÍN, MAYO 2016 iii RESOLUCIÓN De acuerdo al Artículo 41 del reglamento de Trabajos de Grado: “Los Trabajos de Grado son de la exclusiva propiedad de la Universidad de Oriente, y sólo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo respectivo, quién deberá participarlo previamente al Consejo Universitario, para su autorización” iv DEDICATORIA Mi tesis se la dedico a mi madre por su sacrificio y esfuerzo para apoyarme en mi meta de alcanzar una carrera Universitaria, gracias por creer en mí y en mi capacidades. Figueroa Anthony v AGRADECIMIENTO A Dios por darme sabiduría para realizar mis estudios Universitarios y cuidarme en todo momento. A mi madre Isenia Rengel y su esposo José Viloria por apoyarme en todos los aspectos de mi vida. A mi padre Ramón Figueroa. A mi Amiga Amarilys por ayudarme a tener la dicha de poder estudiar en la Universidad de Oriente y estar pendiente de mí en ella. A mis hermanos, tíos, primos y amigos por su apoyo en todo momento. En especial a mis tías Ismenia, Virginia, Erika y mis tíos Armando y Héctor porque siempre estuvieron muy pendiente de mí. A mi compañera de tesis Magbi Flores y su familia por su apoyo. A mis compañeros de áreas de grado que contribuyeron por su colaboración en esta etapa de mi estudios. Al tutor académico Rubén Vegas, por su colaboración y buena disposición en la asesoría de este trabajo. A la Universidad de Oriente y a los profesores. Figueroa Anthony vi DEDICATORIA Le dedico este logro a Dios en primer lugar por estar conmigo en todo momento, a mi hermana Kharla Flores como prueba de que con perseverancia y confiando en dios se puede alcanzar cualquier meta por difícil que parezca y a todos aquellos que requieran de este trabajo para sus estudios y desarrollar trabajos de investigación. Flores Magbi vii AGRADECIMIENTO A Dios por darme la Bendición de realizar estudios universitarios. A mis padres, mi tía Lilisbeth y Pedro Álvarez por su apoyo. A mis hermanos, abuelas, tíos y primos porque siempre me alentaron. A mi compañero de tesis Anthony Figueroa y su familia por su apoyo. Gracias Anthony por acompañarme en todo momento y alentarme para alcanzar este logro, por tu paciencia, por ser mi amigo y parte de mi vida. A mis amigas Osmelys V, Patricia S, Yessica G, Yisbelis M y compañeros de áreas de grado que contribuyeron en cada uno de mis progresos. Al tutor académico Rubén Vegas, por los aportes metodológicos y técnicos para la estructuración de este proyecto. A la Universidad de Oriente por permitirme formarme como profesional en sus aulas. A los profesores por compartir conmigo sus conocimientos y experiencias profesionales. Flores Magbi viii INDICE GENERAL RESOLUCIÓN ............................................................................................... iv DEDICATORIA ............................................................................................... v AGRADECIMIENTO ...................................................................................... vi INDICE GENERAL ........................................................................................ ix LISTA DE GRAFICAS ................................................................................... xi LISTA DE FIGURAS .................................................................................... xii LISTA DE TABLAS ..................................................................................... xiv RESUMEN .................................................................................................... xv INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1 CAPÍTULO I.................................................................................................... 2 EL PROBLEMA Y SUS GENERALIDADES .................................................. 2 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ...................................................... 2 1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN ..................................................... 3 1.2.1 Objetivo General ............................................................................ 3 1.2.2 Objetivos específicos ..................................................................... 4 1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN............................................... 4 CAPITULO II................................................................................................... 6 MARCO TEORICO ......................................................................................... 6 2.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN............................................. 6 2.2 BASES TEÓRICAS ................................................................................... 8 2.2.1 Almacenamiento de gas natural. ................................................... 8 ix 2.2.1.1 Almacenamiento subterráneo del gas natural. ............... 8 2.2.1.2 Almacenamiento de gas en superficie. ........................ 13 2.2.2 Normas técnicas y requerimientos que regulan el almacenamiento del gas natural. ............................................................................ 20 2.2.2.1 Legislación aplicable almacenamiento de gases ......... 21 2.3 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS................................................. 26 CAPITULO III................................................................................................ 29 DESARROLLO DE LOS OBJETIVOS. ........................................................ 29 3.1 Descripción las diferentes formas de almacenamiento del gas natural. . 29 3.1.1 Almacenamiento subterráneo. ..................................................... 29 3.1.1.1 Yacimientos agotados de crudo/gas. ........................... 29 3.1.1.2 Acuíferos. ..................................................................... 32 3.1.1.3 Cavernas de Sal. ......................................................... 35 3.1.1.4 Cavernas de roca dura. ............................................... 40 3.1.2 Almacenamiento en superficie..................................................... 42 3.1.2.1 Tanques de almacenamiento de gas Natural Comprimido (GNC) ............................................................................ 42 3.1.2.2 Tanques de almacenamiento de gas Natural Licuado (GNL). ........................................................................... 46 3.1.2.3 Tanques de almacenamiento de gas Licuado De Petróleo. ........................................................................ 53 3.2 EXPLICACIÓN DEL DISEÑO PARA UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE GAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA. .... 60 3.2.1 Diseño general. ........................................................................... 61 x 3.2.2 Diseño de tanques de almacenamiento. ..................................... 61 3.2.2.1 Pasos para diseñar una esfera presurizada. ............... 63 3.2.2.2 Cálculos necesarios en el diseño de recipientes esféricos sujetos a presión. .......................................................... 64 3.3 INDAGACIÓN SOBRE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS EN EL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL........................................ 66 3.3.1 Tendencias tecnológicas en el almacenamiento subterráneo del gas natural. .................................................................................. 66 3.3.2 Tendencias tecnológicas en el almacenamiento en superficie del gas natural. .................................................................................. 67 CAPITULO IV ............................................................................................... 68 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES................................................ 68 4.1 CONCLUSIONES ................................................................................... 68 4.2 RECOMENDACIONES ........................................................................... 68 REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍCAS ............................................................ 70 APÉNDICE ................................................................................................... 72 LISTA DE GRAFICAS Grafica 2.1: Distribución de volúmenes de gas de trabajo por tipo de unidad de almacenamiento en el mundo. ........................................................... 11 Grafica 3.1: Yacimientos agotados como unidades de almacenamiento del gas natural. ............................................................................................... 32 Grafica 3.2: Acuíferos adecuados como unidades de almacenamiento de gas por el país........................................................................................... 34 xi Grafico 3.3: Cavernas de sal adecuadas como unidades de almacenamiento de gas natural por país. ...................................................................... 40 LISTA DE FIGURAS Fig. 2.1: Clasificación de tipos de almacenamiento de gas natural en el subsuelo. .............................................................................................. 9 Fig. 2.2: Relación entre el volumen almacenado y la presión en un yacimiento de gas................................................................................................. 11 Fig. 2.3: Esquema de inyección de una facilidad de almacenamiento subterráneo. ....................................................................................... 12 Fig. 2.4: Clasificación de los tanques de almacenamiento. .......................... 17 Fig. 2.5: Clasificación de los tanques de almacenamiento de gas natural comprimido (GNC). ............................................................................ 19 Fig.2.6: Clasificación de los tanques de almacenamiento de gas natural licuado (GNL).................................................................................................. 19 Fig. 2.7: Clasificación de los tanque de gas licuado de petróleo (GNL). ....... 20 Fig. 3.1: Diagrama que muestra a un domo de sal entre capas geológicas. 35 Fig. 3.2: Detalle que ilustra la forma y dimensión de los domos de sal. ........ 36 Fig. 3.3: Construcción de una caverna de sal. .............................................. 39 Fig. 3.4: Depósito de acero. .......................................................................... 43 Fig. 3.5: Depósitos de plástico reforzado con fibra de carbono. ................... 44 Fig. 3.6: Depósito de gas natural en el Golf Bi Fuel. ..................................... 44 Fig. 3.7: Variación del volumen almacenado en función del tiempo en un sistema integrado. .............................................................................. 45 xii Fig. 3.8: Gasoducto....................................................................................... 46 Fig. 3.9: Tanque de almacenamiento esferico. ............................................. 47 Fig. 3.10: Tanque exterior de hormigón pretensado. .................................... 48 Fig. 3.11: Estructura interna y externa del tanque de gas natural licuado. ... 49 Fig. 3.12: Tanque de contención sencilla. ..................................................... 49 Fig. 3.13: Tanques de contención completa. ................................................ 50 Fig. 3.14: Tanqueros de gas natural licuado. ................................................ 51 Fig. 3.15: Buque con tanque de almacenamiento esférico. .......................... 52 Fig. 3.16: Buque de gas natural licuado tipo membrana. .............................. 52 Fig. 3.17: El Barco Tanque Bucklaw, de 1.200 m3, construido en 1971. ...... 53 Fig. 3.18: Cilindro Tipo I. ............................................................................... 54 Fig. 3.19: Cilindro Tipo II. .............................................................................. 54 Fig. 3.20: Bombonas de Gas. ....................................................................... 56 Fig. 3.21: Casquete semielíptico ................................................................... 57 Fig. 3.22: Casquete toriesférico .................................................................... 57 Fig. 3.23: Casquete semiesférico.................................................................. 57 Fig. 3.24: Cigarros. ....................................................................................... 58 Fig. 3.25: Camión cisterna de Gas................................................................ 59 Fig. 3.26: Señalización de que la unidad está transportando Gas Licuado de Petróleo (GLP). .................................................................................. 59 Fig. 3.27: Flujograma del procedimiento de diseño para recipientes a presión. ........................................................................................................... 62 Fig. 3.28: Flujograma de los pasos para diseñar un recipiente a presión. .... 63 xiii Fig. 3.29: Esfuerzos principales en esferas presurizadas. ............................ 64 LISTA DE TABLAS Tabla 3.1: Datos de entrada para obtener los parámetros de diseño de un tanque esférico de almacenamiento. .................................................. 64 Tabla 3.2: Datos necesarios para los cálculos del diseño del tanque esférico para almacenamiento de gas natural licuado. .................................... 65 Tabla 3.3: Resultados obtenidos por la hoja de cálculo. ............................... 65 xiv UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEO CURSO ESPESIAL DE GRADO MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA ESTUDIO DEL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. NUEVAS TECNOLOGIAS. REALIZADO POR: Anthony José Figueroa Rengel C.I: 20403294 Magbi Noheli Flores Carvajal C.I: 20421051 ASESOR: Ing. Ruben Vegas RESUMEN El almacenamiento de gas natural consiste en recibir y guardar el gas, este se puede efectuar en subterráneo o en superficie, el primero se basa en almacenar el gas en yacimiento agotado de crudo o gas, acuíferos convertidos, cavernas de sal, cavernas de roca dura y minas de carbón. El segundo se basa en almacenar el gas en forma de gas natural licuado (GNL) o comprimido (GNC) en tanques. Otra forma de almacenamiento del gas natural en superficie es en gasoductos (tuberías especiales). El almacenamiento es un sistema de respaldo para el suministro, que permita garantizar el abastecimiento de gas natural a los usuarios ante necesidades energéticas futuras, además algunos tanques de almacenamiento son acoplados a embarcaciones o vehículos con el fin de transportar gas natural para su comercialización. Se definieron los aspectos técnicos y condiciones de operación para el almacenamiento de gas natural subterráneo y en superficie, además se describen las nuevas tecnologías aplicadas a dichas operaciones. La metodología del trabajo consistió en recopilar y analizar la información existente de fuentes confiables de la República Bolivariana de Venezuela y países donde se ha implementado estas alternativas para el almacenamiento de gas natural, seguidamente depurar la información requerida y así desarrollar los objetivos planteados. Palabras clave: gas natural, almacenamiento subterráneo, almacenamiento en superficie, Nuevas tecnologías. xv INTRODUCCIÓN El gas natural es una mezcla homogénea, en proporciones variables de hidrocarburos paranínficos, denominados Alcanos. El componente principal del gas natural es el Metano (55 y 98 % molar). Contiene también, Etano, Propano, Butano y componentes más pesados en proporciones menores y decrecientes. Además de cantidades menores de gases inorgánicos como el Nitrógeno, Dióxido de Carbono, Sulfuro de Hidrógeno, Monóxido de Carbono, Oxígeno, Vapor de Agua, etc. (Pino, 2005). Venezuela cuenta con 147 billones de pies cúbicos (BPC) de gas en reservas probadas, además posee recursos entre 40 y 60 BPC por confirmar. (Petróleo de Venezuela S.A), sin embargo no cuenta con la tecnología necesaria para su manejo y utilización por lo tanto se ha visto en la necesidad de quemar parte del gas producido para mantener la seguridad en el proceso. Esta quema de gas implica daños ambientales y pérdidas de divisas que se podrían obtener de su comercialización. Para evitar el desperdicio de este importante recurso energético se han desarrollado métodos de almacenamiento que permiten preservar el gas hasta que sea necesaria su utilización. En los cuales se encuentran: El almacenamiento subterráneo (en formaciones geológicas que cumplan las condiciones de porosidad y permeabilidad requeridas para almacenar gas) y el almacenamiento en superficie (en tanques aptos para albergar gas y para las importaciones de gas en forma de gas natural licuado). Otra forma de almacenamiento del gas natural es en gasoductos (tuberías especiales), estas dos últimas representan parte de las innovaciones tecnológicas en el almacenamiento de gas. Todos estos posesos cuentan con una legislación que busca garantizar la seguridad en el almacenamiento del gas natural. CAPÍTULO I EL PROBLEMA Y SUS GENERALIDADES 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. Según cifras oficiales de Petróleo de Venezuela S.A (PDVSA) en su página Web, Venezuela cuenta con 147 billones de pies cúbicos (BPC) (4,15 Billones de m3) de gas en reservas probadas, además posee recursos entre 40 y 60 BPC por confirmar. Dichas cifras representan el primer lugar de América Latina, la novena a escala mundial y la séptima respecto a los países que integran la OPEP. Sin embargo en la referida página también se expresa que la producción de gas en Venezuela está íntimamente ligada a la producción de petróleo, debido a que las reservas probadas de gas natural corresponden en un 91% al gas natural asociado, y el 9% de Gas natural no asociado. Asimismo, Kurarenews (2012) expresa: “El hecho es, que es público y notorio como se vienen produciendo los diferentes campos Petroleros en el Oriente del País, con una gran producción de Gas, sin tener la infraestructura necesaria para recolectar este gran volumen de Gas, donde sobrepasa los 500 Millones de Pies Cúbicos por día (MMPCGD), generando miles de toneladas de CO2, grandes cantidades de sulfuraos y Compuestos Oxigenados del Nitrógeno (H2S y NOx), causando daños al Medio Ambiente, y quizás lo más grave de todo, que no lo podemos observar, pero científicamente sabemos que está sucediendo, un daño irreversible a los yacimientos, originando con esta mala praxis, la imposibilidad de extraer millones y millones de barriles de crudo, que con las tecnologías existentes, es imposible recuperarlos del subsuelo.” 2 Con respecto al gas quemado o venteado, el referido autor establece un estimado del gas venteado (500 MMPCD) en el oriente del país equivalente en dólares de doce mil quinientos noventa millones de dólares de EE.UU (12.590.000.000,00 $) para el año 2012. En tal sentido, el consumo del gas natural que se produce conjuntamente con el petróleo, se ve limitado dentro del mercado de consumo interno venezolano, dado que los programas donde se pueden utilizar los excedentes son recuperación secundaria, combustible vehicular, industria química, industria petroquímica, uso doméstico, entre otros. No obstante en el país los mismos Son deficientes o no existen. Lo que conlleva a un desperdicio del mismo quemándolo para evitar la presurización de las líneas de producción y así prevenir accidentes. Por lo tanto es importante desarrollar proyectos de almacenamiento del gas natural para su conservación en vista de una utilización futura (hasta que se tenga las infraestructuras necesarias para su manejo), además del establecimiento de la industria del gas natural licuado, que facilite el transporte del gas para su comercialización. Llevar a cabo lo anteriormente mencionado requiere del estudio de los métodos, Normas de Seguridad, las Normas técnicas y requerimientos en almacenamiento del gas, además de los parámetros que influyen en el diseño de un tanque de almacenamiento de gas. 1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 1.2.1 Objetivo General Estudiar el almacenamiento del Gas Natural y las nuevas tecnologías. 3 1.2.2 Objetivos específicos Describir las diferentes formas de almacenamiento del gas natural. Explicar los criterios de diseño para un tanque de almacenamiento de gas en la industria petrolera. Indagar referente a las nuevas tecnologías utilizadas en el almacenamiento del gas natural 1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN El gas ha pasado a ocupar un importante espacio en el escenario energético mundial, con un crecimiento continuo de la demanda. Venezuela está considerada como una de las naciones más importantes como potencial suplidor de energía gasífera por sus cuantiosas reservas de gas (147 billones de pies cúbicos (BPC) de gas en reservas probadas, además posee recursos entre 40 y 60 BPC por confirmar), su ventajosa posición geográfica e importancia geopolítica, constituyendo uno de los cinco grandes polos de atracción gasífera del mundo: Rusia, Medio Oriente, Norte de África, Norteamérica y Venezuela, conjuntamente con Trinidad y Bolivia, en Suramérica (PDVSA, 2005). El gas natural representa hoy en día una de las principales fuentes energéticas al ser considerado una energía limpia y más económico comparado con otros combustibles como la gasolina y el carbón, además de poseer un alto poder calorífico, razón por la cual, muchos países han utilizado este recurso como fuente principal de energía para su desarrollo, lo que lo 4 hace competitivo en el mercado mundial, todo esto indica una pérdida de divisas que pueden ser empleadas en el mejoramiento de la calidad de vida de los venezolanos.(Pino 2005). Venezuela ocupa el primer lugar entre los países con mayores reservas petroleras, con un total de 316 millones de barriles, de los cuales 235 millones de barriles de petróleo pertenecen a las reservas existentes en la Faja Petrolífera del Orinoco (crudo pesado y extra-pesado), (PDVSA 2005). La industria de los hidrocarburos en Venezuela en los últimos año ha enfocado su esfuerzo en la producción de estos crudo, sin embargo esta resulta más costosa en comparación con la del gas, ya que este se produce de manera natural (por expansión, aproximadamente 90%) por lo que no requiere de métodos de levantamiento artificial como en el caso de los crudo pesado y extra-pesado. Basados en lo expuesto anteriormente, surge la necesidad de conocer y evaluar los procesos y factores que inciden en la comercialización del gas natural, como son: el transporte, almacenamiento y distribución del mismo; en el presente trabajo se hará énfasis en el almacenamiento del gas. Es importante conocer la forma de almacenar dicho fluido bajo condiciones seguras desde el punto técnico y operativo para su reserva o con el fin de garantizar el traslado del gas de una manera eficiente a los lugares de destino. Lo que confirma la gran importancia de este tipo de trabajos como material de referencia para estudios más profundos. 5 CAPITULO II MARCO TEORICO 2.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN González, C. y Rondón E. (2000). Desarrollaron su trabajo de investigación titulado “Tecnología para el almacenamiento de gas natural a gran escala”; para presentarlo en la convención XIV Internacional de gas de la asociación Venezolana de procesadores de Gas (AVPG CaracasVenezuela). En su investigación se presenta un estado del arte de las principales tecnologías que existen para el almacenamiento de gas natural a gran escala. Se exponen sus características, la experiencia a escala mundial y las tendencias tecnológicas que se perfilan para los próximos años en esta área del negocio del gas natural. Como conclusión se obtuvo que cada tipo de yacimiento tiene características particulares en cuanto a porosidad, permeabilidad, volumen de gas de trabajo, gas base requerido, etc.; que determinan la cantidad de gas almacenado y la velocidad con la cual este puede ser entregado. En general de los tres tipos de yacimientos, las cavernas de sal son las que ofrecen las mayores ventajas comparativas pero lamentablemente no son muy abundantes. De este documento se sustrajo la información correspondiente a los tipos de almacenamiento subterráneos (características, procesos involucrados, ventajas y desventajas, entre otros), además de la información sobre las tendencias tecnológicas. Bayeh, C. y Suniaga, D. (2010). Desarrollaron su trabajo de grado titulado “Evaluación de las formas de almacenamiento y transporte del gas Natural Licuado (GNL)”; para optar por el título de Ingeniero Químico en la Universidad de Oriente, Núcleo Anzoátegui. En su estudio se realizó una 6 descripción del sistema del gas natural licuado (GNL), gas natural compuesto por metano y trazas de componentes más pesados, donde la cadena de procesamiento se estudió desde su extracción del yacimiento; tratamiento que para este caso se requirió de endulzamiento utilizándose el simulador HYSYS 3.2; licuefacción que consiste en llevarlo a una temperatura aproximada de 161 °C; transporte del GNL en buques especializados para su entrega a los mercados; almacenamiento donde se utilizan tanques para mantener las condiciones de temperatura criogénica; regasificación para el cambio de fase a las condiciones iniciales del gas y distribución a los centros de comercialización; para ello se simularon las envolventes de fase en cada una de las etapas antes mencionadas de dicho gas siguiendo las especificaciones de mezclas estándar internacional, evaluando así el tipo de almacenamiento y transporte requeridos para estas condiciones extremas y comparar las diferencias que existen entre ellos. Donde se concluye que para el gas natural licuado (GNL) a sus condiciones de almacenamiento se utilizan tanques de contención sencilla y doble, y tanques semi-presurizados. De este documento se obtuvieron como aporte la descripción de los diferentes tipos de tanques de almacenamiento de gas natural licuado (GNL). Romero, B. y Fermin, K. (2010). Desarrollaron su trabajo de grado titulado “Evaluación de los criterios de diseño y configuración estructural de recipientes a presión”; para optar el título de Ingeniero Químico en la Universidad de Oriente, Núcleo Anzoátegui. En su estudio se realizó la evaluación de los criterios de diseño y configuración estructural de recipientes a presión. Se realizó mediante la identificación de los diferentes tipos de recipientes a presión, de acuerdo a su función como recipientes de proceso, almacenamiento y transporte. Se especificaron las características de diseño como el espesor de pared, margen de corrosión admisible, máximo esfuerzo admisible y otros; según el Código ASME para Calderas y Recipientes a 7 Presión, Sección VIII, División 1. A su vez, se explican los cálculos necesarios en el diseño de recipientes cilíndricos y esféricos, sujetos a presión y se ilustran los pasos para diseñar una esfera presurizada para el almacenamiento de cien mil barriles de propano a una presión de 339,7psia, para la cual se obtuvo un diámetro de 48ft y un espesor de pared de 1,25 in. Asimismo, se estudiaron las pruebas hidrostática, neumática y elástica que se requieren aplicar a los recipientes a presión una vez fabricados para su certificación y se obtuvo que la prueba hidrostática es la más recomendable para certificar un recipiente a presión. Finalmente, se debe acotar que el principal criterio que debe prevalecer durante el diseño de recipientes a presión, es la seguridad del mismo. Aporto a nuestra investigación los criterios y cálculo matemático para el diseño de un recipiente de alta presión (Esférico). 2.2 BASES TEÓRICAS 2.2.1 Almacenamiento de gas natural. El almacenamiento de gas natural hace referencia a un acto mediante el cual se recibe y guarda el gas natural con el fin de poder luego recurrir a él en el caso que sea necesario. El gas natural se puede almacenar tanto en el subsuelo como en la superficie a través de distintos métodos. (González, 2000) 2.2.1.1 Almacenamiento subterráneo del gas natural. Para el almacenamiento subterráneo de gas se emplean diferentes formaciones geológicas tales como yacimientos agotados de crudo/gas, acuíferos convertidos, cavernas de sal, cavernas de roca dura y minas de carbón. Tales formaciones son diferentes en su construcción y modos de 8 operación. Los más utilizados son los yacimientos agotados debido a su gran abundancia. Los domos de sal son los que reúnen las mayores ventajas técnicas pero no son muy abundantes. En la figura 2.1 se muestra los diferentes tipos de almacenamiento del gas natural en el subsuelo más utilizados como: Fig. 2.1: Clasificación de tipos de almacenamiento de gas natural en el subsuelo. Este tipo de almacenamiento se emplea para muy elevados volúmenes de gas natural, existiendo instalaciones con capacidades comprendidas entre 1 y 150 billones de pies cúbicos de gas (10 9 pie cubico estándar). El almacenamiento subterráneo no solo se ha aplicado para almacenar gas natural sino también para crudo y gas licuado del petróleo (GLP). Entre los aspectos más importantes a considerar durante la instalación y operación de este tipo de instalaciones, tendientes a la minimización de costos, se encuentran: 9 - Optimización del rango de presión disponible Pmax/Pmin. - Dimensionamiento de las cavernas tomando en consideración las condiciones geológicas con respecto a la ganancia máxima de la cavidad. - Optimización del proceso en forma global con respecto a la máxima capacidad de almacenamiento de gas y la capacidad de retiro. El inventario de gas existente dentro de una caverna es considerado en dos partes: “gas base “y “gas de trabajo”. Tal como se muestra en la figura 2.2. La selección del nivel del gas base es una decisión económica producto de un análisis del régimen de consumo, flujo máximo requerido, numero de pozos y potencia al ser instalada. En los yacimientos de gas y crudo, la “presión de descubrimiento” (figura 2.2, página 23) es aquella presión que existe en el yacimiento al momento de inicial la explotación. El uso de presiones sobre la presión de descubrimiento, brinda volumen adicional por encima del volumen original de gas existente en el yacimiento. Esta práctica ha demostrado buenos beneficios económicos. Por su parte el “gas nativo” es aquel gas que todavía permanece en el yacimiento una vez que la producción cesa por razones económicas y que se encuentra en la formación al momento de iniciar la conversión del yacimiento. La grafica 2.1 muestra la distribución de gas de trabajo por tipo de unidad de almacenamiento usados en el mundo. Allí se puede observar que alrededor del 81 % del gas de trabajo usado como soporte de los sistemas de gasoductos en el mundo corresponden a yacimientos agotados. Un 14,5 % corresponde a acuíferos debido a su cercanía en términos geológicos a los yacimientos agotados. El gas de trabajo proveniente de cavernas de sal corresponde a un 3,9 % del total caracterizada por altas tasas de producción y al mayor número 10 de ciclos por año cuando es comparada. Con las otras dos alternativas, finalmente un 0,02 % corresponden a minas abandonadas. Fig. 2.2: Relación entre el volumen almacenado y la presión en un yacimiento de gas. Distribución de volumenenes de gas de trabajo por tipo de unidad de almacenamiento en el mundo. 3,90% 0,02% 14,50% 81,60% Yacimientos de gas agotado Acuíferos Cavernas de Sal Minas Abandonadas Grafica 2.1: Distribución de volúmenes de gas de trabajo por tipo de unidad de almacenamiento en el mundo. Fuente: Revista Tecnológicas (Almacenamiento de gas natural) ITM No. 21. 11 Cada tipo de almacenamiento tiene sus propias características físicas (porosidad, permeabilidad, capacidad de retención) y económicas (costos de preparación del terreno, tasa de entrega, capacidad de operación intermitente) las cuales gobiernan su aplicabilidad. Dependiendo de la operación de entrega, los almacenamientos son clasificados en baja (yacimientos agotados y acuíferos) y de alta entrega (cavernas de sal). Los primeros son utilizados para consumos estacionales siendo llenados en aproximadamente 210 días y vaciados en 150 días. Por su parte, los de alta entrega pueden ser llenados en 40 días o menos y vaciados en 20 días o menos. Esto es debido a la alta permeabilidad que se tiene en los yacimientos de sal en comparación con los agotados. A nivel de superficie los equipos y sistemas que usualmente conforman las facilidades de almacenaje subterráneo (ver figura 2.3) se mencionan a continuación: Fig. 2.3: Esquema de inyección de una facilidad de almacenamiento subterráneo. 12 a) Sistema de inyección: - Planta compresora o de inyección. - Tubería de gas. - Sistema de inyección de metanol y/o calentador de líneas para evitar la formación de hidratos. - Válvulas reguladoras de flujo. b) Sistema de retiro: - Tubería de gas. - Filtros separadores. - Unidad de deshidratación. - Medidores de flujo. 2.2.1.2 Almacenamiento de gas en superficie. Es un proceso basado en recibir y mantener en depósitos (Tanques) temporalmente el gas natural cumpliendo con las normas de almacenamiento establecidas por los entes nacionales e internacionales de alto reconocimiento. (Solderee, 2009) El gas almacenado en estos depósitos es sometido a determinadas condiciones de presión y temperatura lo que permitió que algunos autores le dieran una clasificación. Clasificación de los gases bajo determinadas condiciones de presión y temperatura. MONTOYA (2005), expresa que se puede definir a los gases como aquellas sustancias cuya temperatura de ebullición es inferior a la 13 Temperatura ambiente. Atendiendo a su forma de almacenamiento, los gases se pueden dividir en: - Gases permanentes: No se pueden licuar a temperatura ambiente. - Gases licuados: Se pueden licuar a temperatura ambiente. - Gases disueltos: Gases disueltos a presión en un disolvente, que puede estar absorbido por un material poroso. - Gases permanentemente licuados: Refrigerados a temperaturas muy bajas. PINO (2005), expresa que en términos generales un gas licuado de hidrocarburos, es un líquido que a condiciones normales de presión y temperatura (presión atmosférica y temperatura ambiente), es un gas. Los gases licuados de hidrocarburos que se manejan en Venezuela son tres: - Gas licuado de petróleo (G.L.P): Es una mescla de propano y butano en estado líquido a temperatura ambiente bajo presiones inferiores a 14,06 Kg/cm2 (200psi). - Gas Natural licuado (G.N.L): Es un gas natural que ha sido enfriado hasta el punto que se condensa (se transforma a estado líquido), a temperaturas inferiores a – 160 °C, a presión atmosférica. Se reduce el volumen del gas aproximadamente 600 veces, haciéndolo así más económico para transportar entre continentes en embarcaciones marítimas especiales. - Líquidos del Gas Natural (L.G.N): Está formado etano, propano, butano y otros compuestos hidrocarburos más pesados, son utilizados en el mercado interno como combustible y materia prima para uso industrial, entre ellas la industria petroquímica. 14 Técnicas para el almacenamiento y trasporte del gas natural en superficie. El gas natural bajo las condiciones de presión y temperatura normalmente utilizadas para su manipulación siempre está en estado gaseoso. Ello limita la cantidad de energía por unidad de volumen que se puede obtener en un espacio dado para un gas determinado. Lo anterior es uno de los factores que hace costoso el transporte del gas natural por gasoductos cuando se compara con el transporte de otros energéticos. En general, cuando la demanda a atender es pequeña y la distancia de transporte es larga, los gasoductos pueden no ser la mejor opción de transporte desde el punto de vista económico. En tal caso pueden ser viable utilizar técnicas para aumentar la energía almacenada por unidad de volumen del gas, tales como: gas natural comprimido (GNC) y gas natural licuado (GNL) en ingles compressed natural gas (CNG) y liquified natural gas (LNG). - Técnica del gas natural comprimido. Según en lo establecido por la comisión de regulación de energía y gas (CREG-048) mediante esta técnica se aumenta la presión del gas en cilindros o tanques transportados por vehículos, el cual puede estar en estado gaseoso o líquido, de tal forma que se incrementa la energía por unidad de volumen reduciendo los costos unitarios de transporte. Cabe mencionar que el GNC es la técnica utilizada para almacenar el gas natural en vehículos que utilizan dicho energético. 15 Etapas del gas natural comprimido (GNC): a) Compresión: Se toma el gas natural del campo de producción, de un gasoducto de transporte o de una red de distribución y mediante compresores se aumenta la presión del gas que se deposita en cilindros o tanques diseñados para el caso. La presión máxima utilizada para el gas comprimido es de 3600 psig. b) El almacenamiento y transporte: Los cilindros o tanques se transportan en Vehículos por carretera o vía fluvial. c) La descompresión: Utilizando válvulas para expandir el gas se reduce la presión y se inyecta el gas a las redes de distribución para llevarlo a los usuarios finales. - Técnica de licuefacción del gas natural. (Bayeh M. 2010) Mediante esta técnica el gas es enfriado (-160°C aprox.) hasta convertirlo en líquido para almacenarlo en grandes recipientes transportados por barcos. Actualmente esta tecnología es económicamente viable para transportar grandes volúmenes (más de 250 MPCD y reservas superiores a 2 TPC) en distancias apreciables (más de 3500 km). Etapas del Gas natural Licuado (GNL): a) Refrigeración/licuefacción: Es el proceso destinado a licuar el gas natural, y se realiza en módulos de procesamiento llamados trenes donde se elimina el calor sensible y latente del gas natural, de forma que se transforma de estado gaseoso a alta presión a estado líquido a presión atmosférica. Después de licuar el gas natural, éste es sub-enfriado antes de ser almacenado. 16 b) Almacenamiento y transporte: Los depósitos de GNL poseen tanque interior metálico y tanque exterior de hormigón pretensado entre los cuales existe un material aislante a fin de minimizar la entrada de calor desde el ambiente. c) Regasificación: Consiste en llevar el gas natural nuevamente a su estado gaseoso, devolviéndole el calor removido en el proceso de refrigeración. Esto se realiza en vaporizadores que utilizan agua de mar como fluido intercambiador y se alimentan de GNL a través de tuberías provenientes de los grandes tanques donde es almacenado. Clasificación de tanques de almacenamiento de gas natural. De manera práctica se clasifica los tipos de tanques de almacenamiento de gas natural según el tipo de gas que contenga (Pino, 2005), describiendo el diseño y uso respectivamente. Fig. 2.4: Clasificación de los tanques de almacenamiento. 17 - Tanques de almacenamiento de gas natural comprimido (GNC). De acuerdo, González (2000) expresa que son comúnmente empleados para el almacenamiento de gas natural comprimido (GNC) en vehículos que operan a gas (GNV). El gas es comprimido y almacenado en cilindros con capacidades entre 200 y 600 PCS a una presión de 3000 psig. Desde el punto de vista de la seguridad y el medioambiente son más seguras y menos contaminantes que las gasolineras tradicionales, ya que el GNC pesa menos que el aire, por lo que en caso de escapes éste se disipa rápidamente en la atmósfera siendo menos probable que se produzcan contaminaciones de suelos o atmósferas potencialmente explosivas por acumulación de gases. No es necesario que la estación tenga suministro directamente desde el gaseoducto ya que es posible suministrar a la estación mediante tráileres de botellas en lo se denomina como “gaseoducto virtual”. - Tanques de almacenamiento Especiales. Tuberías de almacenamiento. Tubería que es usada especialmente para almacenamiento y tratamiento de componentes de petróleo líquido o líquidos con anhídrido y amoniaco para el cual deben ser diseñados y construidos con lo acordado con algún adecuado código. (Normas ASME, Sección VIII). En la siguiente figura 2.5 se muestra los diferentes tanques de almacenamiento del gas natural comprimido: 18 Fig. 2.5: Clasificación de los tanques de almacenamiento de gas natural comprimido (GNC). - Tanques de almacenamiento de gas Natural Licuado (GNL). Según Gonzales (2000), Hoy en día existen diversos recipientes para almacenar este gas natural licuado, lo cual va a depender del uso que se les va a dar y de la facilidad para su almacenamiento y transporte dependiendo de la distancia de destino, volumen a transportar, tratamiento y uso a seguir, consideraciones económicas, entre otras. En la siguiente figura 2.6 se muestra los diferentes tanques de almacenamiento del gas natural licuado: Fig.2.6: Clasificación de los tanques de almacenamiento de gas natural licuado (GNL). 19 - Tanques de almacenamiento de gas licuado de petróleo (GNL). La norma venezolana COVENIN 649:1997 establece. El Gas natural licuado de petróleo se almacena en cilindros que son envases especialmente diseñados, construidos y autorizados para contener y transportar estos gases. Estos cilindros se encuentran colocados de forma horizontal o vertical dependiendo de su uso. En la figura 2.7 se muestra la clasificación de los tanques que contienen gas licuado de petróleo. Fig. 2.7: Clasificación de los tanque de gas licuado de petróleo (GNL). 2.2.2 Normas técnicas y requerimientos que regulan el almacenamiento del gas natural. En la página web de Fundación MAPFRE exponen que el campo de los gases es muy amplio y diverso, estando presentes en el mundo industrial como materia prima, producto intermedio, producto acabado o residuo. Sin las medidas adecuadas de Seguridad, estas sustancias pueden dar lugar a intoxicaciones, incendios y explosiones. Con la finalidad de prevenir estas situaciones se han creado normas y reglamentos nacionales e internacionales que establecen las medidas de seguridad en el diseño, construcción e instalación de los equipos requeridos para el manejo de los gases, además de 20 las medidas de seguridad en estos ambientes de trabajo. Las características de los almacenamientos de materias gaseosas dependen mucho de la naturaleza y la forma de distribución de éstas. La principal documentación es la siguiente: - Normas API (American Petroleum Institute). - ASTM American Society for Testing Materials. - NFPA National Fire Protection Association. - STI Steel Tank Institute. - UL Underwriters Laboratories Inc. (E.U.A.). 2.2.2.1 Legislación aplicable almacenamiento de gases En nuestro país, comúnmente se diseña según normas API que hacen referencia a los materiales fijados por las normas ASTM, y se siguen las normas de seguridad dadas por NFPA. El Código ASME o Normas ASME (Sección VIII), Calderas y Recipientes a Presión. División 1 para detallar los criterios propios de cada una de ellas, entre estos criterios se tiene: presión de diseño (del cuerpo), máxima presión de trabajo permisible, temperatura de diseño, carga de diseño, entre otras. Las presentes especificaciones, que incluyen a aquellas prácticas más ampliamente aceptadas y utilizadas, nos permitirán interpretar mejor los procedimientos y alternativas prescriptas por la Norma al conocer de antemano conceptos generales de diseño y de construcción, las que ahora podrán ser fácilmente interpretadas con la simple lectura de la misma. 21 División 2 del Código, Los mismos contienen todo lo concerniente al diseño, la fabricación y el correspondiente control. A su vez, también hacen referencia a las fuentes de consulta sobre aspectos específicos tales como Materiales, Soldaduras y Ensayos no Destructivos, a los que denomina Códigos de Referencia. Estos son: Sección. II: Materiales – Sección. V: Ensayos no Destructivos – Sección. IX: Calificación de Soldaduras, los que también deben ser cumplidos por los Fabricantes en la medida que el Código de Construcción invoque determinado requerimiento y remita al Código de Referencia correspondiente. Normas API 2510 (American Petroleum Institute). Especificaciones técnicas para plantas de producción, refinerías y patios de almacenamiento de hidrocarburos API 2510 – “Diseño y construcción de instalaciones de terminales marinos de GLP, plantas de procesamiento de GLP, refinerías, Plantas petroquímicas y patios de tanques”, API 2510A – “Consideraciones de Protección contra incendios para el diseño y operación de tanques de almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP)”. Norma Venezolana COVENIN 649-1997 2da Revisión, Cilindros para gases licuados de Petróleo (GLP). En esta norma se contempla las características de los cilindros de acero, con costuras, actos para el almacenaje y transporte de gases licuados de petróleo, cuya capacidad nominal máxima sea 120 litros de agua y presiones de diseño de 1653,6 Kpa (16,9 Kg/cm2 o 240 lb/pulg2) a 37,8 ˚C (100 ˚F). 22 Asociación Nacional de Protección contra el Fuego (NFPA Nº 704): Especifica la manera para comunicar los riesgos de los materiales peligrosos. Es importante para ayudar a mantener el uso seguro de productos químicos. Se emplea para el transporte de productos envasados y a granel, y no para el almacenamiento estacionario como tanque de Crudo, Productos, etc. Instrucción técnica complementaria (ITC) del Ministerio de industria y energía (MIE) – A47 "Botellas y Botellones de Gases Comprimidos, Licuados y Disueltos a Presión". Expresa las especificaciones de los envases para la distribución de gases se encuentran reflejadas en la del Reglamento de Aparatos a Presión. Por su parte, el transporte de estos envases por carretera está sujeto a las condiciones fijadas en el Reglamento de Transporte de Mercancías Peligrosas por Carretera. Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos – D.S. N° 052–93–EM. Establece normas y disposiciones para construir, operar y mantener instalaciones para Almacenamiento de Hidrocarburos, sea petróleo o derivados, en cualquiera de las etapas de la industria de los hidrocarburos, es decir, en la explotación, en el transporte, en la refinación y en la comercialización. Considera los hidrocarburos líquidos, gases licuados y/o líquidos criogénicos. Establece, entre otras cosas, distancias de seguridad entre tanques de almacenamiento a linderos o líneas de propiedad de terceros, 23 a zonas de proceso y a otros tanques, siendo la distancia mínima de los tanques de almacenamiento de GLP de 60 metros a los linderos de la empresa y 28 metros a las demás áreas de proceso, entre esferas se tomará como distancia mínima la mitad del diámetro de la esfera mayor, la distancia mínima a una edificación debe ser de 30 metros, la distancia mínima los tanques a las bombas de GLP que toman de estos tanques es de 3 metros. Al menos un lado de cada tanque debe ser adyacente a una vía de acceso. El terreno alrededor de un tanque de almacenamiento de GLP deberá tener una pendiente y un sistema de drenaje, la capacidad del área estanca para cada esfera no deberá ser menor que el 25% del volumen del tanque. Se detallan requerimientos básicos para las esferas de GLP e instalaciones eléctricas. Toda instalación para almacenamiento de hidrocarburos debe tener un sistema de agua para enfriamiento; la capacidad de agua contra incendio de una instalación se basa en lo mínimo requerido para extinguir el incendio en el mayor tanque más la cantidad de agua necesaria para enfriar los tanques adyacentes a dicho tanque, considerando un almacenamiento que permita asegurar el abastecimiento de agua para 4 horas según este régimen de diseño, considerando agua adicional para chorros de enfriamiento. Reglamento de Seguridad para Establecimientos de Venta al Público de Combustibles Líquidos derivados de Hidrocarburos – D.S. N° 054– 93–EM. Es un complemento del Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos, aplicable a las estaciones de servicio y plantas de ventas. Normas para la seguridad de las instalaciones, clasificación de áreas peligrosas, clasificación de combustibles, almacenamiento en cilindros. 24 Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transportes de Gas Licuado de Petróleo – D.S. N° 27–94–EM. Normas para el diseño, construcción, mantenimiento y operación de las instalaciones y equipos, en que intervenga el GLP, tales como: plantas envasadoras, locales de venta de GLP en cilindros, transporte de GLP, Instalaciones de GLP para usuarios, trasferencia de GLP; también especifica los mecanismos de extinción de incendios, estableciendo condiciones generales para la extinción y control de los incendios. ITC-MIE-APQ-005. "Almacenamiento y utilización de botellas y botellones de gases comprimidos, licuados y disueltos a presión". Esta ITC se aplicará al almacenamiento y utilización de gases comprimidos, licuados y disueltos a presión, así como sus mezclas, destinados a su venta, distribución o posterior utilización, ya sea en botellas y/o botellones sueltos, en bloques o en baterías, con excepción de los que posean normativa específica. La presente norma no será de aplicación a los almacenes ubicados en las áreas de fabricación, preparación, gasificación y/o envasado, ni a los almacenes de gases que posean normativa de seguridad industrial específica. Asimismo no será de aplicación a los recipientes en uso. A los recipientes en reserva imprescindible para la continuidad ininterrumpida. Normas Para El Transporte Terrestre, Almacenamiento E Instalación De Sistemas De Gases De Petróleo Licuados (Resolución N° 290 del 28 de marzo de 1977, publicada en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela N°31.427 del 08 de agosto de 1977). 25 Las personas naturales o jurídicas que ejerzan o deseen ejercer las actividades de transporte, almacenamiento e instalación de sistemas de gases de petróleo licuados, deberán cumplir con lo dispuesto en las presentes normas, las cuales no reglamentan al transporte marítimo o por tuberías, ni las operaciones e instalaciones relacionadas con el uso de dichos gases en los motores de combustión interna. MERCOSUR/GMC/RES. Nº 03/08 Reglamento Técnico Mercosur Sobre Cilindros Para Almacenamiento De Gas Natural Comprimido (GNC) Utilizado Como Combustible, A Bordo De Vehículos Automotores. Que se deben armonizar las exigencias esenciales de seguridad para la fabricación, comercialización y utilización de los componentes para gas natural comprimido utilizado como combustible vehicular, tomando en consideración las medidas pertinentes para consolidar la protección de los usuarios de este combustible dentro de los Estados Partes. Que es necesario asegurar a los Estados Partes una protección eficaz para el consumidor contra los riesgos asociados a la utilización del gas natural comprimido como combustible vehicular y de los componentes de los equipos asociados. 2.3 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS Capacidad: Es el máximo volumen de gas que puede ser almacenado en una facilidad de acuerdo con su diseño. La capacidad de almacenamiento de gas es la suma del gas de trabajo más el gas base. (Correa, T. 2008, pág. 150) Ciclos: El número de veces que el volumen de gas de trabajo puede ser inyectado y producido en un año. (Correa, T. 2008, pág. 150) 26 Cuerpo del recipiente: Es el elemento estructural hecho para circundar un espacio. La mayoría de los cascos son generados por la revolución de una curva plana, en un recipiente a presión se llama casco esférico. (Romero, B. 2010 pág. 22) Eficiencia de las soldaduras (E): Se puede definir la eficiencia de las soldaduras, como el grado de confiabilidad que se puede tener de ellas. (León, J. 2001, pág. 12) Esfuerzo de diseño a la tensión (S): Es el valor máximo al que podemos someter un material, que forma parte de un recipiente a presión, en condiciones normales de operación. (León, J. 2001, pág. 12) Factor de compresibilidad (Z): Factor de desviación del gas, es la relación entre el volumen realmente ocupado por un gas a una presión y temperatura dada sobre el volumen que ocuparía ese mismo gas a la misma presión y temperatura si este se comportara como un gas ideal. (Correa, T. 2008, pág. 151) Gas base (cushion gas): La cantidad mínima de gas que la formación necesita para operar; en otras palabras, es la cantidad de gas que permite la presión necesaria para producir el total de gas de trabajo. Comúnmente se le llama también como gas colchón. (Correa, T. 2008, pág. 150) Gas de trabajo (working gas): Se refiere a la capacidad total menos el gas base. (Correa, T. 2008, pág. 150) Permeabilidad: La permeabilidad absoluta es una propiedad intrínseca del medio poroso que expresa la capacidad que tiene el medio de permitir el flujo a su través cuando está saturado 100 % de una sola fase, expresado comúnmente en unidades Darcy. (Correa, T. 2008, pág. 150) Presión de diseño (P): Es la presión máxima, interna o externa, utilizada para determinar los espesores mínimos en el recipiente. (Romero, B. 2010 pág. 28) 27 Presión de operación (Po): Es identificada como la presión de trabajo y es la presión manométrica a la cual estará sometido un equipo en condiciones de operación normal. (León, J. 2001, pág. 10) Presión de trabajo máxima permisible: Es la presión máxima a la que se puede someter un recipiente, en condiciones de operación. (León, J. 2001, pág. 11) Porosidad: Es volumen de poros (espacio vacío) de una roca dividida por el volumen total de la roca. Este es expresado en porcentaje y se denota por ϕ. (Correa, T. 2008, pág. 150) Recipiente A Presión: Se considera como un recipiente a presión cualquier vasija cerrada que sea capaz de almacenar un fluido a presión manométrica, ya sea presión interna o vació, independientemente de su forma y dimensiones. (Romero, B. 2010 pág. 17) Tasa de inyección (llenado): Tasa a la cual el gas debe ser inyectado en la formación de acuerdo con consideraciones de diseño y operación. (Correa, T. 2008, pág. 150) Tasa de Producción (vaciado): Tasas a la cuales el gas será producido de acuerdo a los volúmenes y tiempos de demanda requeridos. (Correa, T. 2008, pág. 150) 28 CAPITULO III DESARROLLO DE LOS OBJETIVOS. 3.1 DESCRIPCIÓN LAS DIFERENTES FORMAS DE ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. 3.1.1 Almacenamiento subterráneo. 3.1.1.1 Yacimientos agotados de crudo/gas. (González, C. 2000) Los yacimientos agotados de gas son los primeros candidatos a ser utilizados como facilidades para el almacenamiento subterráneo de gas natural como una consideración en el uso de un yacimiento agotado de gas se debe tener presente que típicamente (en países con consumos estacionales) se remueve del 80 al 100% del volumen inicialmente contenido en el yacimiento en un periodo de 120 días en un año determinado. Esto significa que requieren más pozos que los existentes cuando el yacimiento se encontraba en la fase de producción así como la aplicación de las facilidades para el transporte del gas. Uno o más de los pozos productores son normalmente usados para la inyección del gas natural. Ventajas comparativas. - Son los más aplicablemente utilizados debido a su gran disponibilidad - Su capacidad de utilización intermitente es baja (“cycling”: ciclos de inyección/vaciado por año. - La capacidad de retención (hermeticidad) es la más alta de los tres tipos de facilidades. 29 - Es el menos costoso para desarrollar, operar y mantener. Procedimiento para la conversión de yacimiento agotado. - Recopilación de información geológica o de ingeniería. - Evaluar la condición mecánica de los pozos. - Determinar la capacidad de gas de trabajo en el reservorio. - Determinar la necesidad del pozo. - Considerar requerimientos de compresión, tuberías de superficie y facilidades de acondicionamiento del gas. En la sección de un yacimiento agotado incurren dos factores como son la geología y la geografía. La geología está vinculada a las características físicas del yacimiento tales como porosidad y permeabilidad. Mientras más porosa sea la roca mayor es la capacidad del yacimiento para inyección y retiro de gas. Otro aspecto bien importante es la localización del yacimiento. En el caso de que el yacimiento se encuentre alejado de los centros de consumo se debe realizar una evaluación de la inversión requerida para el tendido de la tubería y el sistema de compresión. Para determinar la capacidad de gas de trabajo del yacimiento se debe definir un rango de presiones. La presión mayor debe definirse dependiendo de la condición mecánica de los pozos. El rango de presión también tiene que ver con la capacidad de flujo de los pozos. La mayoría de los yacimientos gasíferos son descubiertos a presiones (cabezal de pozo) correspondientes a gradientes de presión de agua o salmuera comprendidos entre 0.43 y 0,52 Psi/pie de profundidad. La 30 experiencia demuestra que típicamente se puede agregar una diferencia de presión por encima de la presión de descubrimiento hasta de 0.65 y 0.70 psi/pie. La cantidad de gas de trabajo se puede calcular de la siguiente expresión: 𝐺𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜 = 𝐺𝑎𝑠 max − 𝐺𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑍𝑖 𝐺𝑤 = 𝐺𝑖 ∗ ( 𝑍𝑚𝑎𝑥 )∗( 𝑃𝑚𝑎𝑥 𝑃𝑖 ) − 𝐺𝑖 ∗ ( 𝑍𝑖 𝑍𝑚𝑖𝑛 )∗( 𝑃𝑚𝑖𝑛 𝑃𝑖 ) Ec.1 Donde: Gi: Gas Originalmente en sitios, BPC Pmax: Presión máxima del yacimiento, Psia Pmin: Presión mínima del yacimiento, Psia La capacidad de entrega (“deliberability”) expresada en MMPCSD de un yacimiento agotado normalmente se encuentra entre 1 y el 4% del gas de trabajo por día. La grafica 3.1 muestra el número de yacimientos agotados adecuados como unidades de almacenamiento de gas en el mundo. Puede observarse que Norteamérica y Europa son los mayores usuarios de este tipo de almacenamiento: 359 y 99, respectivamente. 31 Yacimientos agotados como unidades de almacenamiento de gas natural. 41 99 359 Norte América Europa Australia China Grafica 3.1: Yacimientos agotados como unidades de almacenamiento del gas natural. Fuente: Revista Tecnológicas (Almacenamiento de gas natural) ITM No. 21 3.1.1.2 Acuíferos. Un acuífero es adecuado para almacenamiento de gas si existe una capa de roca impermeable que sirva de elemento sellante. La geología de los acuíferos es similar a los de los yacimientos agotados. Asimismo, requiere de gas base que permita la operación de la facilidad a presiones por encima de la demandada por el sistema. Existe una gran influencia por parte del agua remanente en el acuífero en el almacenamiento y retiro de gas natural. En tal sentido, la presencia de una capa de agua activa puede contribuir a mejorar la capacidad de entrega del gas. Los acuíferos son más costosos para desarrollar y mantener que en un yacimiento agotado de gas y representan la facilidad para el almacenamiento subterráneo de gas menos preferido debido a las siguientes desventajas: 32 - Su desarrollo demora alrededor de 4 años, lo cual es aproximadamente el doble del tiempo requerido para la conversión de un yacimiento agotado. Esto se debe fundamentalmente a que a diferencia de los yacimientos agotados no se tiene información geológica del acuífero (características de la roca, permeabilidad, porosidad, capa de roca sellante, etc.) - Todas las facilidades requeridas deben ser instaladas, incluyendo pozos, tuberías, unidades de deshidratación y plantas compresoras. Normalmente requieren compresión extra para el desplazamiento del agua existente en el yacimiento. - No existe gas nativo en la formación. Se requiere inyectar grandes volúmenes de gas para conformar el gas base en cual en una gran parte no podrá ser recuperado, ni siquiera cuando el campo se abandone. En el pasado muchos campos fueron desarrollados en acuíferos aprovechando el bajo valor del gas natural para aquel entonces. Hoy en día el escenario es completamente diferente. - Su capacidad de utilización intermitente es baja. - La inyección de gas atenta contra la contaminación de las fuentes naturales de agua. Se requieren permisos especiales respaldados por análisis de agua que demuestren que se trata de aguas de alto nivel de salinidad inadecuadas para beber o para la agricultura. Las condiciones que debe cumplir un acuífero para poder ser utilizado para almacenamiento de gas natural son: - Existencia de un contenedor o lecho de roca porosa desde la cual el gas pueda fluir hacia los pozos. - Existencia de una capa rocosa no permeable que sea capaz de sellar la estructura y no permita la migración del gas vertical o lateralmente. 33 - Debe ser lo suficientemente resistente para soportar una presión definitivamente superior a la atmosférica - No debe constituir un reservorio de agua dulce. La profundidad es considerada un elemento de gran importancia, por criterios económicos se requiere profundidades mayores a 1000 pies. Esto es para que las presiones del gas puedan ser lo suficientemente altas lo que permite albergar grandes volúmenes y que el gas fluya rápidamente. La presión máxima del yacimiento está limitada por la capacidad del sello de la capa rocosa (hermeticidad). Debido a esto el rango de presión máxima en los acuíferos oscila típicamente entre 400 y 1500 Psig. En la actualidad existen alrededor de 91 acuíferos adecuados como unidades de almacenamiento de gas natural en el mundo. La grafica 3.2 muestra la distribución por países de los acuíferos adecuados como unidades de almacenamiento de gas natural en el mundo. Acuíferos adecuados como unidades de almacenamiento de gas por país. 13 12 47 8 11 EE.UU Bélgica Republica Checa Alemania Francia Otros Grafica 3.2: Acuíferos adecuados como unidades de almacenamiento de gas por el país. Fuente: Revista Tecnológicas (Almacenamiento de gas natural) ITM No. 21 34 3.1.1.3 Cavernas de Sal. Los domos de sal son columnas de sal gema que se extienden hacia la superficie desde una gran profundidad (figura 3.1). También denominada “halite” o sal de roca, la sal gema es cloruro de sodio cristalizado en depósitos de sales sólidas, compuesta de una mezcla de cloruro de sodio (NaCl), sulfato de calcio (CaSO4) y otras sales. Fig. 3.1: Diagrama que muestra a un domo de sal entre capas geológicas. En Norteamérica, se han descubierto alrededor de 520 domos de sal, muchos de los cuales no son lo suficientemente profundos como para ser utilizados para el almacenaje del gas natural. Los domos de sal están también presentes en México, Sur-América, Europa, Rusia, Medio-Oriente y otras partes del mundo. Los depósitos almacenamiento. En de el sal son excelentes almacenaje de estructuras hidrocarburos uno para el de los requerimientos más importantes es asegurar la no ocurrencia de fugas. Tal característica se consigue en las cavernas de sal, donde bajo presión las sales 35 se mueven como plástico para sellar las fisuras. Por otro lado, la sal compactada tiene una fortaleza comprable al concreto lo que permite la construcción de grandes estructuras. Desde 1950, muchos depósitos de sal han sido convertidos en cavernas para el almacenamiento de gas, una vez que la producción de sal ha cesado. Los domos de sal pueden ser visualizados como grandes montañas subterráneas de sal comparadas a gigantes estructuras construidas por el hombre (figura 3.2). Pueden variar en espesor desde unos cuantos pies hasta miles de pies y existir a muy diferentes profundidades. Cada domo de sal tiene su tamaño y forma específica pero típicamente, su forma es cilíndrica, tienen un diámetro de 1,5 kilómetros, una altura de 30.000 pies y la parte superior se encuentra aproximadamente 1500 pies de la superficie. Están esencialmente compuestas de sal gema pura con granos dispersos de arena de tipo anhídrido. Debido a que estas formaciones son impermeables las cavernas pueden también ser construidas en la sal. Fig. 3.2: Detalle que ilustra la forma y dimensión de los domos de sal. 36 Ventajas comparativas. - Son de mayor capacidad de entrega debido a su alta presión de operación. La capacidad de entrega de una caverna de sal se encuentra alrededor de 10% del gas de trabajo por día. - El gas es aproximadamente un 25 % del gas base de los yacimientos agotados y puede ser casi totalmente recuperado en condiciones de emergencia. - La relación gas de trabajo/gas total almacenado es alrededor del 80% contra 40% en yacimientos agotados. - Permite una gran capacidad de operación intermitente. El mayor de todos los tipos. - Ocupan una menor área que los yacimientos agotados (hasta de 1:100). - Toma entre 18 y 24 meses para su desarrollo, menor a los yacimientos agotados (24 a 36 meses). - Se encuentra limitadas hasta profundidades de 6000 pies, debido a la tendencia de la sal a perder resistencia a grandes profundidades. A profundidades intermedias las paredes de arena tienen una resistencia equivalente a la del acero. - Es mucho más costosa para desarrollar que los otros tipos de almacenamiento (2 a 3 veces más costosa). Durante los estudios geológicos se perfora un núcleo para evaluar las propiedades mecánicas y físicas. Se determina el esfuerzo a tensión, módulo de elasticidad, deformación elástica, entre otras propiedades del domo salino. 37 Proceso de construcción. - El primer paso para la construcción de una caverna de sal es perforar un pozo en la formación de sal. Posteriormente se coloca el tubular (“casing”) y se cementa. Dos tuberías adicionales son bajadas (una dentro de la otra). - Para construir la caverna se bombea agua a través de la tubería interna con la finalidad de disolver la sal. La salmuera resultante es enviada hacia la superficie a través de la otra tubería y es normalmente bombeada hacia pozos profundos. - Mientras el proceso de extracción de sal continúa, más sal es disuelta y así la cavidad se agranda. Cuando la caverna alcanza el volumen requerido, esta es probada para asegurarse de que no exista fugas y entonces esta lista para ser puesta en servicio de almacenamiento (figura 3.3). - Para poner en operación las cavernas, una vez completadas se inyecta gas a presión para desplazar el agua. El gas es retirado en periodos de alta demanda con lo cual baja la presión de la caverna y es repuesto a alta presión, en otras ocasiones. Las cavernas desarrolladas en lechos de sal también han sido utilizadas para almacenaje de gases licuados del petróleo (GLP) a presiones relativamente bajas, en Norteamérica y otras partes del mundo a pequeñas profundidades. 38 Fig. 3.3: Construcción de una caverna de sal. Una caverna típica para almacenamiento de GLP puede tener un diámetro de 1000 pies y una altura de 1000 pies y puede almacenar alrededor de 1 millo de barriles de producto. Por su parte una caverna para gas natural puede tener aproximadamente tres veces el tamaño para almacenar 5 BPC. Igualmente, se han construido cavernas de 10 millones de barriles para el almacenamiento de crudo. Algunos investigadores piensan que las cavernas de forma esférica constituyen la forma geométrica más estable para el almacenamiento del gas natural en cavernas de sal. La grafico 3.3 muestra la distribución por países del número de cavernas de sal adecuadas como unidades. Se observa que Estados Unidos tiene el mayor número de este tipo. 39 Cavernas de sal adecuados como unidades de almacenamiento de gas natural por país. 3 3 7 26 13 EEUU Alemania Canadá Francia Otros Grafica 3.3: Cavernas de sal adecuadas como unidades de almacenamiento de gas natural por país. Fuente: Revista Tecnológicas (Almacenamiento de gas natural) ITM No. 21 3.1.1.4 Cavernas de roca dura. Las formaciones rocosas deben reunir ciertas características para poder ser utilizadas como cavernas de almacenamiento. Por ejemplo, la roca debe ser lo suficientemente compacta para que no se presente fugas del producto y resistentes a soportar el peso de la tierra sobre la estructura minada. Además debe ser inerte con el producto almacenado. Tales características son determinadas antes de la construcción, mediante la perforación de núcleos de pequeño diámetro a través de la formación y haciéndole pruebas a la roca. Algunas rocas típicas empleadas para el almacenamiento son granito, piedra caliza y lutita. 40 Las cavernas de roca dura construidas en Norteamérica tienen capacidades comprendidas entre 20.000 y 1.300.000 barriles. Todas las cavernas han sido construidas para el almacenamiento de GLP. Generalmente se encuentran a profundidades de 500 a 600 pies, donde la presión del agua subterránea es superior a la presión de vapor del GLP. Otro método consiste en almacenar el GLP semirefrigerado permitiendo construir la caverna a menor profundidad. Así se han construidos cavernas para almacenamiento de propano a temperaturas de -40 oF. Las cavernas de roca dura pueden ser usadas para almacenamiento de gas natural. Una caverna de carbón abandonada poco profunda fue convertida hace 30 años para el almacenamiento de gas natural y hoy en día almacena 2 BPC. Un pequeño número de cavernas en Europa han sido usadas para el mismo propósito y un estudio reciente demostró la factibilidad de construir una caverna en el noreste de USA a 2500 pies de profundidad. Las cavernas de roca dura son construidas, mediante la perforación de un hoyo de gran diámetro (6 pies) para acceso y ventilación, luego se excava la roca usando técnicas convencionales de minería. Las cavernas son usualmente excavadas en lo que es conocido con el nombre de patrón “salón y pilar” donde grandes pilares no son excavados con la finalidad de que sirvan de soporte a la estructura. Las áreas minadas son determinadas salones. Otra técnica utilizada consiste en la construcción de un túnel de acceso desde la superficie hasta el nivel minado. El material excavado es transportado hasta la superficie mediante el empleo de camiones a través del túnel. Una vez que la caverna es excavada hasta el tamaño requerido se sella y se prueba con aire comprimido. Luego es inertizada con nitrógeno y puesta 41 en operación. El producto es inyectado a través de un tubo y retirado a través de otro. 3.1.2 Almacenamiento en superficie. A continuación se describen cada uno de los tanques utilizados en el almacenamiento de gas, como se mencionó en el capítulo I se clasificaron los según el tipo gas contenga. 3.1.2.1 Tanques de almacenamiento de gas Natural Comprimido (GNC) Gas Natural Vehicular (GNV). En Volkswagen se implantan dos diferentes tipos de depósitos para el almacenamiento del gas natural (GNC): - Depósitos de acero. Un depósito de acero pesa unos 80 kilogramos y tiene una capacidad de aprox. 80 litros. Un volumen en depósito de 80 litros de gas natural tiene un peso equivalente a unos 12,9 kilogramos. Los depósitos de gas se diseñan y se sitúan de tal forma que ocupen el menor espacio posible en el vehículo. Como podemos ver en la figura inferior, el fabricante Volkswagen en el modelo Caddy instala hasta 4 depósitos. Los cuatro depósitos de gas natural poseen una capacidad unitaria de 40 litros. Se instalan dos depósitos delante y dos detrás del eje trasero. Los depósitos de gas natural se sostienen con cintas tensoras bajo la plataforma del piso. Hay una cubierta de material plástico para proteger los depósitos. 42 Fig. 3.4: Depósito de acero. - Depósitos de CFK (depósitos de plástico reforzado con fibra de carbono). El Golf BI FUEL utiliza un depósito de CFK (depósito de plástico reforzado con fibra de carbono). Se montan dos diferentes depósitos de gas natural en material plástico reforzado con fibra de carbono. Ambos tienen una capacidad total de 74 litros y suman un peso de 34 kilogramos. Un volumen en depósito de 74 litros de gas natural tiene un peso de 11,9 kilogramos. Los depósitos de gas natural del Golf BI FUEL se montan en el maletero. Mediante una cubierta por separado van protegidos contra influencias externas y posibles daños. El depósito de gas natural del Golf BI FUEL consta de un cuerpo básico de polietileno, bobinado con varias capas de resina epoxi reforzada con fibra de carbono. En ambos frentes lleva bridas de empalme en aluminio para alojar el protector térmico y la válvula de cierre del depósito. 43 Fig. 3.5: Depósitos de plástico reforzado con fibra de carbono. Fig. 3.6: Depósito de gas natural en el Golf Bi Fuel. Fuente: página web http://www.aficionadosalamecanica.com/ Tanques de Almacenamiento Especiales (Gasoductos Empacados). (González C. 2000) Se emplea para el almacenamiento de volúmenes importantes de gas, consiste en el almacenamiento de gas (empaque) en líneas de gran longitud a un nivel de presión y su posterior desempaque en periodos de alta demanda. Se utiliza para suplir volúmenes de gas. 44 Fig. 3.7: Variación del volumen almacenado en función del tiempo en un sistema integrado. Por un corto periodo de tiempo a clientes con demandas fluctuantes (ejemplo. Generación eléctrica). La cantidad de gas empacado en un gasoducto se encuentra asociado a las características geométricas del sistema (diámetro, longitud, etc.), a las condiciones de presión y temperaturas y a las variaciones de flujos tanto en la fuente de suministro como en las fuentes de entrega. Como referencia se puede situar el gasoducto Altagracia-Tacoa el cual tiene una longitud de 145 km y un diámetro que oscila entre 26 y 20 pulgadas. La cantidad de gas empacado en aproximadamente en 150 MMPCS. 45 dicho gasoducto se estima Fig. 3.8: Gasoducto. 3.1.2.2 Tanques de almacenamiento de gas Natural Licuado (GNL). Esféricos. Las esferas se construyen en gajos utilizando chapas de acero. Se sostienen mediante columnas que deben ser calculadas para soportar el peso de la esfera durante la prueba hidráulica (pandeo). Cuentan con una escalera para acceder a la parte superior para el mantenimiento de las válvulas de seguridad, aparatos de tele-medición, etc. Todas las soldaduras deben ser radiografiadas para descartar fisuras internas que se pudieran haber producido durante el montaje. Los Tanques de almacenamiento esferas son principalmente usados para almacenamiento de productos encima de los 5 psig. (Normas ASME Sección VIII) 46 Fig. 3.9: Tanque de almacenamiento esférico. Esferoidales. Un tanque esferoidal es esencialmente esférico excepto que esto es un tanto aplanado. Tanques hemisféricos tienen un armazón cilíndrico con techos curveados. Los tanques esferoidales son generalmente usados en tamaños más grandes y tienen ataduras internas para así soportar el esfuerzo de flujo en el armazón. Esos tanques son generalmente usados para almacenar productos también encima de los 5 psig. (Normas ASME Sección VIII) Contención. (Bayeh C y Suniaga D 2010) Almacenamiento de gas natural a granel: Es un proceso basado en almacenaje y control de gas natural cumpliendo normas de almacenamiento criogénico. Los depósitos de gas natural licuado (GNL) como se muestra en la Figura 3.10 y Figura 3.11. Poseen tanque interior 47 metálico (acero al 9% de Ni) y tanque exterior de hormigón pretensado. Este es capaz de contener una eventual fuga de GNL desde el tanque interior. Entre los dos tanques existe un material aislante, con el fin de minimizar la entrada de calor desde el ambiente. La losa de hormigón del fondo del depósito exterior está atravesada por una serie de tubos que contienen resistencias de calefacción, cuyo objeto es mantener el terreno a temperatura superior a la de congelación. La tapa del depósito interior la constituye un techo suspendido de la cúpula del exterior por medio de tirantes. Este techo suspendido permite la comunicación entre los vapores presentes sobre la superficie del líquido y el gas contenido bajo la cúpula. El techo suspendido está aislado, por el lado cúpula, con una manta de fibra de vidrio. Todas las conexiones de entrada y salida de líquido y gas del tanque, así como las conexiones auxiliares para nitrógeno y tomas de instrumentación, se hacen a través de la cúpula, con lo que se tiene una medida de seguridad pasiva consistente en evitar posibles fugas de GNL. Fig. 3.10: Tanque exterior de hormigón pretensado. 48 Fig. 3.11: Estructura interna y externa del tanque de gas natural licuado. - Tanques de contención sencilla. (Bayeh C y Suniaga D 2010) Es un sistema de contención compuesto por un tanque interno y otro externo. En cuanto al almacenamiento del producto, el diseño de ingeniería requiere que únicamente el tanque interno llene los requisitos de ductilidad a temperaturas bajas. Compuesto por un tanque de contención sencilla, el contenedor sirve principalmente para sujetar al aislante y retener el vapor, ya que no fue diseñado para contener derrames de GNL provenientes del tanque interno. Fig. 3.12: Tanque de contención sencilla. 49 - Tanques de contención completa. (Bayeh C y Suniaga D 2010) Fueron diseñados y construidos para que, tanto el tanque interior como el exterior tuvieran capacidad para contener el GNL almacenado. El tanque interno contiene el GNL bajo condiciones normales de operación. El tanque o pared exterior, con aproximadamente tres pies de espesor de concreto, queda de uno a dos pies de distancia del tanque interno. El tanque externo apoya el techo exterior y tiene como objeto la contención de GNL. Los tanques fueron diseñados con apego a los códigos de GNL (U.K. Engineering Equipment and Materials Users Association (EEMUA)). El tanque de contención completa es menos susceptible a daños causados por fuerzas externas, y los que se construyen con paredes y techos de concreto reforzado pueden encontrarse en el Japón, Corea, Grecia, Turquía y Portugal. Cameron LNG, ha propuesto un sistema de tanques de contención completa para la terminal de GNL en Hackberry, Louisiana .EEUU. Fig. 3.13: Tanques de contención completa. Embarcaciones (buques). (Bayeh C y Suniaga D 2010) Son embarcaciones de casco dobles, especialmente diseñados y aislados para prevenir el goteo o ruptura en el 50 evento de un accidente. El GNL está almacenado en un sistema especial dentro del casco interior donde se mantiene a presión atmosférica y -161°C. Tres tipos de sistemas de almacenamiento han evolucionado como los estándares. Estos son el diseño esférico (Moss), diseño de membrana y diseño semi - presurizado. Fig. 3.14: Tanqueros de gas natural licuado. - Los buques de tanque esférico. (Bayeh C y Suniaga D 2010) Son los más comúnmente identificados como buques de GNL debido a que las cubiertas de dichos tanques son visibles. Sin embargo, muchos de los buques bajo construcción actualmente son los de tipo membrana. Los buques de membrana y los de prisma se parecen más a los buques de petróleo en los cuales la estructura de los tanques son menos visibles. 51 Fig. 3.15: Buque con tanque de almacenamiento esférico. - Los buques de GNL de tipo membrana. (Bayeh C y Suniaga D 2010) Los sistemas de contención de los buques de GNL de tipo membrana se componen de un contenedor primario, uno secundario y mayor cantidad de aislante. El contenedor primario es la contención principal de la carga. Su construcción puede ser de acero inoxidable, “invar” (36% de acero de níquel). Los materiales más comúnmente usados como aislantes de la carga incluyen el poliuretano, la espuma del cloruro de polivinilo y “perlite”. El espacio de aislamiento se carga con nitrógeno. Debido a que el nitrógeno no reacciona con otros gases o materiales, aún un derrame menor puede ser detectado monitoreando la presencia del metano en el espacio de aislamiento cargado con nitrógeno. Fig. 3.16: Buque de gas natural licuado tipo membrana. 52 - Buques semi – presurizados. (Bayeh C y Suniaga D 2010) Por el tamaño de los tanques, para mantenerles su presión dentro de límites prácticos (17.2 psia), la carga necesita estar refrigerada y tanques aislados. Los tanques semi - presurizados se construyen posición horizontal, pudiendo ser un solo tanque o dos gemelos, montándose cada uno en sus propios apoyos. Como las sociedades de clasificación no requieren una segunda barrera cuando la carga es llevada en barcos a presión, este tipo de barco (cuando menos hasta una capacidad de 12.000 m3) es competitivo con el barco totalmente refrigerado a presión atmosférica. Fig. 3.17: El Barco Tanque Bucklaw, de 1.200 m3, construido en 1971. 3.1.2.3 Tanques de almacenamiento de gas Licuado De Petróleo. Cilíndricos Verticales (Bombonas). Son recipientes herméticos, transportables, de capacidad no mayor a 120 litros de agua y de una altura máxima de 1,5 metros. Posee una base de sustentación que es un aro soldado en el extremo inferior que impide el roce del fondo del cilindro con el piso. Además de un 53 protector en el aditamento soldado a la parte superior del cilindro, cuya función es la de proteger la multiválvulas, se clasifican en: - Tipo I: Cilindro recto, formado por un cuerpo y dos casquetes semielipsoidales con relación de ejes de 2:1, un acople, un protector y una base de sustentación (Fig. 3.18). Fig. 3.18: Cilindro Tipo I. - Tipo II: Cilindro recto, formado por dos partes semicapsuladas, soldadas circunferencialmente, un acople, un protector y una base de sustentación. Los extremos de las semicapsulas deben ser de forma semielipsoidal con una relación de ejes de 2:1. (Fig. 3.19) Fig. 3.19: Cilindro Tipo II. 54 Donde: ha = Es la altura mínima entre el fondo del cilindro y el plano de apoyo de la base de sustentación. hb = Es la altura mínima de la base de sustentación. hp = Es la altura mínima del protector soldado. R1 = Es la relación entre el diámetro del protector y el diámetro del cilindro. R2 = Es la relación mínima entre el diámetro de la base de sustentación y el diámetro del cilindro. Nota: Cilindros con otras capacidades pueden ser fabricados, siempre y cuando estén ubicados en el rango contemplados en el objeto de esta norma y cumplan con las relaciones establecidas. Las bombonas de gas vienen en tres presentaciones: 10, 18 y 43 kilogramos. Todas contienen gas licuado de petróleo (propano y butano), hidrocarburo recomendado para uso en hogares y comercios e incluso se utiliza para transporte en otros países. Debido a que en el país se dispone con mayor frecuencia de las más pequeñas, éstas tienen menor carga y están equipadas con un sistema de chupón (clip on) que es antifugas. Por regla general se recomienda instalar la bombona fuera del hogar, en un lugar lo suficientemente ventilado como para que cualquier escape de gas sea liberado al ambiente y no produzca una explosión si llega a tener contacto con una chispa. Los cilindros más pequeños con sistema clip no son la excepción a esta regla. La manera en que debe conectarse la bombona es a través de tuberías plásticas o de cobre, para evitar que ocurran fugas. En muchos 55 edificios estas tuberías están empotradas, pero si están al aire libre debe asegurarse de no que queden colgantes. Fig. 3.20: Bombonas de Gas. Cilíndrico horizontales. - Cigarros. La presión de trabajo puede ser desde 15 Psig a 1000 Psig o mayor. Algunos de esos tanques tienen cabeza hemisférica. (Código ASME o Normas ASME, Sección VIII), todas las soldaduras deben ser radiografiadas para descartar fisuras internas que se pudieran haber producido durante el montaje. Los recipientes horizontales (cigarros) se emplean hasta un determinado volumen de capacidad. Para recipientes mayores, se utilizan las esferas. Los casquetes de los cigarros son toriesféricos, semielípticos o semiesféricos. Sus espesores están en el orden de (para una misma p, T y φ): - Semielíptico: Es casi igual al de la envolvente (Figura 3.21). - Toriesférico: Es aproximadamente un 75% mayor que el semielíptico (Figura 3.22). - Semiesférico: Es casi la mitad del semielíptico (Figura 3.23) 56 Fig. 3.21: Casquete semielíptico. Fig. 3.22: Casquete toriesférico Fig. 3.23: Casquete semiesférico Fuente: http://www.stoccohnos.com.ar/empresa.html 57 Fig. 3.24: Cigarros. - Camiones Cisternas. Consisten en camiones en los cuales se le ha adaptado tanques fijos los cuales tienen forma de cigarros (mencionados anteriormente). Las unidades utilizadas en Venezuela (PDVSA Gas) tienen capacidad de 38 mil 611 litros, realizan tres viajes cada una en siete días, lo cual equivale a un incremento de 579 mil 165 litros de GLP semanal. Así Gas Comunal aumenta la capacidad de respuesta en el suministro de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a las plantas de llenado Cipriano Castro, Campaña Admirable, Francisco de Mirando y Libertador, con el fin de compensar el consumo residencial, comercial, los programas sociales y centros de asistencia médica públicos y privados. El transporte carretero de gases licuados de petróleo (GLP, propanobutano) es una de las formas de transporte de gas natural en Venezuela, estos vehículos estos señalizados según la norma NFPA Nº 704 donde el símbolo de llama en interior de rombo: en color negro o blanco. Fondo del rombo de 58 color rojo. Número “2” en el ángulo inferior representa que la unidad está transportando Gas Licuado de Petróleo (GLP). Fig. 3.25: Camión cisterna de Gas. Fig. 3.26: Señalización de que la unidad está transportando Gas Licuado de Petróleo (GLP). Según Bayeh C y Suniaga D (2010) enuncia las características de los camiones cisternas como: - Las cisternas cilíndricas de transporte para gases, se incluyen entre las normas que regulan los recipientes a presión. Están sujetas a inspección 59 técnica y oficial, y llevan marcas de inspección en la tapa de la trampilla de visita, y una placa de características sobre la armadura de base de la cisterna (envoltura de acero, con pintura externa de aluminio). - Las cisternas para gases licuados llevan 3 - 6 válvulas de acero, de diámetros reglamentarios, y cada una está conectada a un tubo dentro de la cisterna. Disponen de mangueras de hasta 10 metros, y de válvulas de seguridad automáticas. - La presión del gas se vigila mediante un manómetro que está instalado en la cabina de conducción. - A ambos lados, y en toda la línea media de la cisterna, el camión lleva una banda fija indicando el gas que transporta, y la palabra "inflamable" en letras negras. Debe estar puesto a tierra para evitar los peligros de la electricidad estática. - También van equipados con un intercambiador de calor tubular para evitar las dificultades del trasvase de gases, especialmente en tiempo frío (pues la presión del gas en los tanques de almacén, puede ser mayor que la de las cisternas). Debe atenderse especialmente a los riesgos en el proceso de llenado de la cisterna (parada del motor en la plataforma, puesta a tierra del camión, conexión correcta de las mangueras, apertura de válvulas, etc.). 3.2 EXPLICACIÓN DEL DISEÑO PARA UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE GAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA. El diseño de un tanque esférico que se presenta a continuación está basado en la código ASME Calderas y Recipientes a Presión, Sección VIII, División 1 y División 2 del Código. 60 3.2.1 Diseño general. - Los requerimientos del código ASME para Recipientes a Presión y Calderas deben ser considerados como los mínimos requerimientos. - Los recipientes a presión deben ser diseñados para soportar las cargas ejercidas por la presión interna, peso del recipiente, viento, sismos, impactos y temperatura. El fabricante debe verificar las cargas externas en el cuerpo y cabezales del recipiente. - La máxima presión de trabajo permitida debe ser limitada por el cuerpo o cabezal, no por partes menores. - Todo recipiente debe ser diseñado para sostenerse por sí mismo. - Todo recipiente debe ser diseñado para soportar cargas por viento o sismos, cualquiera de éstas que sea mayor. Se asume que las cargas por viento y sismos no ocurren de forma simultánea. 3.2.2 Diseño de tanques de almacenamiento. Los recipientes a presión así como sus componentes son diseñados para cumplir varios requerimientos determinados por los diseñadores y analistas responsables del diseño total. El primer paso en el procedimiento de diseño es seleccionar la información necesaria relevante, se establece de esta manera un conjunto de requerimientos de diseño, como se muestra en la figura 3.27 en la pag.62. Una vez que los requerimientos de diseño han sido establecidos, los materiales idóneos son seleccionados y el código de diseño específico dará el esfuerzo nominal necesario para dimensionar el espesor principal del recipiente a presión. Reglas adicionales del código cubren el diseño de varios componentes como boquillas, bridas y otros. Siguiendo estas reglas de los 61 distintos componentes, éstos son finalizados y analizados por falla. La mayoría de los tipos de falla relevantes en el diseño de recipientes a presión son los esfuerzos y por lo tanto es necesaria la adecuada distribución de esfuerzos. El propósito del diseño es finalmente iterar hasta que el producto más seguro, económico y rentable es obtenido. En el flujograma 3.2 se muestra de una forma detallada un flujograma para realizar el diseño de un recipiente a presión. A continuación se presentan los pasos necesarios para diseñar una esfera presurizada para el almacenamiento de propano, tomando en cuenta las especificaciones del Código ASME. Requerimientos de Requerimientos Proceso. Operacionales. Establecer las condiciones de diseño. Código de Diseño. Limites de Operación. Selección de Material. Evaluación Estructural Diseño Final Fig. 3.27: Flujograma del procedimiento de diseño para recipientes a presión. 62 3.2.2.1 Pasos para diseñar una esfera presurizada. Los recipientes esféricos se utilizan generalmente como tanques de almacenamiento, y se recomiendan para almacenar grandes volúmenes a altas presiones. Puesto que la forma esférica es la forma “natural” que toman los cuerpos al ser sometidos a presión interna, ésta sería la forma más económica para almacenar fluidos a presión, sin embargo, la fabricación de este tipo de recipientes e mucho más cara en comparación con los recipientes cilíndricos. Objetivo del Recipiente. Estimar la Temperatura y presión de diseño. Calcular las dimensiones del recipiente. Calcular el área superficial. Fijar el Código y/o Norma. Seleccionar la configuración estructural. Calcular el espesor de pared. Seleccionar el material a utilizar. Calcular la masa del material. Calcular la masa de la sustancia a almacenar. Obtener la masa total del recipiente y la sustancia contenida en el. Dimensionar el dispositivo de sujeción y apoyo. Diseño final. Fig. 3.28: Flujograma de los pasos para diseñar un recipiente a presión. 63 3.2.2.2 Cálculos necesarios en el diseño de recipientes esféricos sujetos a presión. El diseño del cuerpo y de los cabezales de un recipiente sometido a presión interna y/o externa son englobados en general por los apartes UG-16 a UG-35 del Código ASME, y específicamente por los apartes UG-27 y UG32. En la figura 3.24 se puede visualizar que los esfuerzos principales son de igual intensidad actúan en los elementos esféricos cualquiera que sea la inclinación del elemento. Esto significa que sin que importe la inclinación del plano en el elemento estudiado, el esfuerzo normal permanece constante y no existen esfuerzos cortantes. Fig. 3.29: Esfuerzos principales en esferas presurizadas. Se diseñó una página Excel para el diseño de tanques esférico de almacenamiento de gas natural licuado (ver apéndice A), los datos de entrada se reflejan en la tabla 3.1. Tabla 3.1: Datos de entrada para obtener los parámetros de diseño de un tanque esférico de almacenamiento. 64 Los valores de eficiencia de soldadura (E), se obtuvieron de la tabla establecida por la norma ASME sección VIII división I que estandariza los requerimientos generales para el diseño y construcción de recipientes a presión ubicada en el apéndice B, los valores de la densidad del acero (ρa) y el esfuerzo del material (S) están establecidos en el ejemplo tomado para el diseño de tanque propuesto por Romero, B. y Fermín, K. (2010) los cuales expresan que obtuvieron estos datos a través de una entrevista no estructurada, en la Planta de Fraccionamiento y Despacho José. Tabla 3.2: Datos necesarios para los cálculos del diseño del tanque esférico para almacenamiento de gas natural licuado. Los resultados obtenidos a través de la hoja de cálculo se presentan en la tabla 3.3: Tabla 3.3: Resultados obtenidos por la hoja de cálculo. 65 Los resultados obtenidos mediante la hoja de cálculo se ajustan a los obtenidos a los cálculos manuales (ver apéndice C). 3.3 INDAGACIÓN SOBRE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS EN EL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. 3.3.1 Tendencias tecnológicas en el almacenamiento subterráneo del gas natural. Las tecnologías de almacenamiento subterráneo de gas se encuentran fuertemente impulsada por la creciente necesidad de satisfacer altas demandas de volumen de gas en sistemas que operan con consumos picos. Seguidamente se indican algunas líneas de investigación en esta área, que están siendo llevadas a cabo por institutos tecnológicos en diferentes partes del mundo: - Mejoramiento de métodos de explotación basados en sísmica 3D. - Desarrollo de nuevos métodos numéricos para predecir el comportamiento fluido-dinámico del gas en las cavernas durante el proceso de inyección y retiro, tales como PREPRE, MULTI y SITHERGAZ de Gas de Francia. - Reducción de costos y mejoramiento de la operación. a) Maximizando la capacidad de gas de trabajo. b) Reduciendo el tiempo necesario para cambiar la condición de operación (vaciado/inyección). c) Mejorando el flujo por pozo mediante la aplicación de métodos de estimulación. 66 d) Inyectando gas inerte (Ejemplo: N2) para que haga las veces de gas base, de esta manera se puede sustituir hasta un 20% del gas base con ahorros calculados entre 100 y 200MM$. - I&D de nuevos tipos de almacenamiento subterráneos: Cavernas de sal con túneles horizontales y cavernas de roca no alineadas. - Desarrollo de la tecnología “Salternativer TM” por la empresa Natural Storage Corporation of North América. Esta tecnología se basa en la utilización de pozos horizontales los que mejoran la capacidad de entrega e inyectibilidad respecto a los pozos verticales. Es aplicable a cavernas de sal y yacimientos agotados. Mediante esta técnica se logra aumentar el flujo de gas inyectado/entregado de 10 a 20 veces. En la actualidad existe un proyecto de campo Stuart localizado en Oklahoma. Este es un campo agotado que se está convirtiendo para el almacenaje del gas natural. 3.3.2 Tendencias tecnológicas en el almacenamiento en superficie del gas natural. El gas natural licuado es una de las formas que se adoptó con el avance de la tecnología para satisfacer la demanda de este gas; ya que se creó una cadena de procesamiento para su licuefacción, almacenamiento y transporte para distribuirlo a los consumidores que están a grandes distancias de su producción. El almacenamiento en tuberías espéciales también es considerado como parte de las nuevas tecnologías en el almacenamiento de gas natural. 67 CAPITULO IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1 CONCLUSIONES El almacenamiento del gas natural es una medida para garantizar el abastecimiento de este recurso energético. Las normas que regulan el diseño de tanques y los criterios en el proceso de almacenaje en subsuelo es fundamental si se quiere tener un mayor grado de seguridad Las nuevas tecnologías permiten tener un mayor control en el proceso de almacenamiento subterráneo y en almacenamiento superficie tienen aplicación como método para el transporte del gas natural. En Venezuela solo se almacena gas a baja escala. 4.2 RECOMENDACIONES Sincerar la data de gas venteado o quemado en la página oficial de Petróleos de Venezuela (PDVSA). Al estudiar las diferentes formaciones geológicas utilizadas para el almacenamiento de gas natural se recomienda el almacenamiento en yacimientos agotados en la zona norte de Monagas. 68 Tomar en cuenta la División 1 y 2 del código ASME Sección VIII, en el diseño de tanques esférico. 69 REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍCAS Pino. F, (2005), Manual Proceso de Separación de Petróleo y Gas. Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS, Campus Los Guaritos, Maturín, Estado Monagas. Osorio. 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Stocco Hermanos S.A, Buenos Aires – Argentina, link de internet: http://www.stoccohnos.com.ar/empresa.html Correa, T y Castrillón, E (2008) Almacenamiento de gas natural, Revista Tecnológicas ITM No. 21. Bayeh C y Suniaga D (2010) Evaluación de las formas de almacenamiento y transporte del gas natural licuado (GNL) Barcelona- Venezuela. 70 González, C y otros (2000) Tecnologías para el almacenamiento de gas natural a gran escala. Caracas –Venezuela. Durán, L Y González, O (2009) Evaluación de la factibilidad comercial del pentano en la planta de fraccionamiento, almacenaje y despacho del Complejo Criogénico José Antonio Anzoátegui. Puerto la CruzVenezuela. 71 APÉNDICE A HOJA DE CÁLCULO PARA EL DISEÑO DE TANQUES ESFÉRICOS DE ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL LICUADO. 72 APÉNDICE B TABLA DE VALORES DE EFICIENCIA DE SOLDADURA (E). APÉNDICES C CÁLCULOS DE DISEÑO DE TANQUE ESFÉRICO DE ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL. Datos: Tamb (°F) Po (lb/pulg2) V (Bls) Gas a Almacenar 95 295 100000 Metano (CH4) a) Densidad de los Gases. ρg = P∗M T∗R 20.070357 ∗ 16.04 104.5 ∗ 0.0821 ρg = ρg = 37.5362 𝑔/𝑙 b) Temperatura de Diseño (oF). 𝑇𝑑𝑖𝑠 ( 𝑜𝐹 ) = Tamb + 9.5 𝑇𝑑𝑖𝑠 ( 𝑜𝐹 ) = 95 + 9.5 𝑇𝑑𝑖𝑠 ( 𝑜𝐹 ) = 104.5 c) Presión de Diseño (Lb/pulg2). Si Po ≤ 300 Si Po > 300 Pdis = Po ∗ 1.1 Pdis = Po + 30 Pdis = Po + 30 Pdis = 295 + 30 Pdis = 325 d) Volumen de diseño (Bls). 𝑉𝑑𝑖𝑠 = 𝑉 ∗ 1.1 𝑉𝑑𝑖𝑠 = 100000 ∗ 1.1 𝑉𝑑𝑖𝑠 = 110000 e) Diámetro Interno (pie). 3 𝑉𝑑𝑖𝑠 𝐷𝑖𝑛𝑡 = √ 0.093257 3 110000 𝐷𝑖𝑛𝑡 = √ 0.093257 𝐷𝑖𝑛𝑡 = 105.66 f) Radio Interno (pie). 𝐷𝑖𝑛𝑡 2 105.66 = 2 𝑅𝑖𝑛𝑡 = 𝑅𝑖𝑛𝑡 𝑅𝑖𝑛𝑡 = 52.83 g) Área superficial de la esfera (pie2). 2 𝐴𝑠𝑢𝑝 = 3.1415593 ∗ 𝐷𝑖𝑛𝑡 𝐴𝑠𝑢𝑝 = 3.1415593 ∗ 105.662 𝐴𝑠𝑢𝑝 = 35071.37 h) Espesor de la pared de la esfera (pulg). 𝑃∗𝑅 ] + 𝐶𝐴 2 ∗ 𝑆 ∗ 𝐸 − 0.2 ∗ 𝑃 325 ∗ 52.83 𝑡= [ ] + 0.125 2 ∗ 55000 ∗ 1 − 0.2 ∗ 325 𝑡= [ 𝑡 = 2.33 = 2 1⁄3 i) Volumen del Acero (pie3). 𝑉𝑎 = 𝐴𝑠𝑢𝑝 ∗ 𝑡 𝑉𝑎 = 35071.37 ∗ 2.33 𝑉𝑎 = 81719.89 j) Masa del Acero (lb). 𝑚𝑎 = 𝜌𝑎 ∗ 𝑉𝑎 𝑚𝑎 = 486.9294 ∗ 81719.899 𝑚𝑎 = 39791817 k) Masa del Gas (lb). 𝑚𝑔 = 𝜌𝑔 ∗ 𝑉 𝑚𝑔 = 2.3443 ∗ 100000 𝑚𝑔 = 234428.17 l) Masa total de la esfera (lb). 𝑚𝑡 = 𝑚𝑎 + 𝑚𝑔 𝑚𝑡 = 39791817 + 234428.17 𝑚𝑡 = 40026245.17 m) Máxima presión de trabajo permisible. 𝑆∗𝐸∗𝑡 𝑅 + 0.6 ∗ 𝑡 55000 ∗ 1 ∗ 2.33 𝑃𝑚𝑎𝑥 = 52.83 + 0.6 ∗ 2.33 𝑃𝑚𝑎𝑥 = 𝑃𝑚𝑎𝑥 = 2043.94 n) Presión Prueba hidrostática. 𝑃ℎ = 𝑃𝑚𝑎𝑥 ∗ 1.43 𝑃ℎ = 2043.94 ∗ 1.43 𝑃ℎ = 2922.8376 Datos de Entrada (Gas a almacenar): Nomenclatura Significado Unidades Tamb Temperatura ambiente °F Po Presión de Operación lb/pulg2 V Volumen Bls Datos de Salida (Especificaciones de diseño): Nomenclatura Significado Unidades Ρg Densidad de los Gases Lb/pie3 Tdis Temperatura de Diseño °F Pd Presión de Diseño Lb/pulg2 Vdis Volumen de diseño Bls Dint Diámetro Interno pie Rint Radio Interno pie Asup Área superficial de la esfera pie2 T Espesor de la pared de la esfera Pulg ρa Densidad del Acero Lb/pie3 Va Volumen del Acero pie3 Ma Masa del Acero lb ρg Densidad del Gas Lb/pie3 mg Masa del Gas lb mt Masa total de la esfera lb Pmax Máxima presión de trabajo permisible Lb/pulg2 Ph Presión Prueba hidrostática Lb/pulg2