TRANSPORTE DE GAS NATURAL EN FORMA DE HIDRATOS

JANETH LOPEZ, ENRIQUE RONDON Y ALFREDO VILORIA PDVSA – INTEVEP Caracas, Venezuela

Presentado en XIV Convención Internacional de Gas de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG) Mayo 10 - 12, 2000 Caracas, Venezuela

AVANCES TECNOLOGICOS EN GAS

TRANSPORTE DE GAS NATURAL EN FORMA DE HIDRATOS Janeth López, Enrique Rondón, Alfredo Viloria PDVSA - INTEVEP

RESUMEN

La creciente demanda de gas natural como energía limpia y la necesidad de transportarlo a los centros de consumo por océanos y mares profundos, donde la utilización de tuberías ó gasoductos no son económicamente viables, han impulsado el desarrollo y la utilización del transporte del gas natural licuado (GNL). Sin embargo, esta tecnología es muy costosa, ya que requiere de equipos sofisticados, fabricados especialmente para las condiciones criogénicas del proceso. Además, siendo una tecnología madura, con más de 30 años de desarrollo, no se vislumbran cambios radicales que permitan una reducción significativa de los costos involucrados en su cadena.

En tal sentido, se han realizado estudios para evaluar otras opciones para el transporte de gas natural con menores costos, tal es el caso de la tecnología de hidratos de gas natural (HGN). De acuerdo a dichos estudios, el transporte de gas natural vía HGN, aún en etapa de desarrollo, resulta bastante competitivo con respecto al GNL.

Los hidratos de gas natural son materiales sólidos que se forman cuando el agua y el gas natural se ponen en contacto bajo condiciones de alta presión y baja temperatura. Estos siempre han sido considerado como un problema en la industria petrolera, debido a que se depositan en las tuberías y equipos causando obstrucción y caídas de presión; no obstante, se ha iniciado nuevamente un esfuerzo mundial para dejar de ver a los hidratos de gas natural sólo como un problema operacional y

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presentarlo como una verdadera opción técnico-económica para transportar gas natural.

PDVSA Intevep realizó en el año 1996 una revisión del estado del arte de la tecnología de hidratos de gas natural (HGN), donde se describió el proceso de producción, transporte y regasificación de los hidratos y se comparó con la tecnología de transporte marítimo de gas natural licuado (GNL), y en el año 1998, publicó una actualización de este estado del arte en la Revista Visión Tecnológica (Vol. 6- N° 1/1998).

En este documento se presenta una actualización de la tecnología HGN, donde se incluye el proyecto desarrollado en la Universidad de Ciencias y Tecnología de Noruega (NTNU), posibles aplicaciones de esta tecnología, su comparación con otras existentes en el mercado para el transporte de gas natural, y los hidratos como potenciales fuentes futuras de reservas de gas natural.

ABSTRACT

The growing demand of natural gas (NG) as clean energy and the need to transport it to consumption centers through deep oceans and seas, where tubing or gas pipes are not viable economically, have encouraged the development and use of liquefied natural gas (LNG) transportation. Nevertheless, this technology is very expensive since complex equipment is required, which is especially manufactured for the process cryogenic conditions. Additionally, in spite of being a mature technology with more than 30 years of development, radical changes that allow a significant reduction of involved costs are not foreseen.

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Several studies have been conducted to evaluate further options to transport NG at lower costs, such as natural gas hydrate technology (NGH). Accordingly, the ongoing option of gas transportation via NGH is very competitive as compared to LNG.

Natural gas hydrates are solid materials formed when water and natural gas are in contact, under high-pressure low-temperature conditions. NGHs have always been a problem for the oil industry, since they deposit in tubing and equipment resulting in blocking and pressure drop. However, a world effort has been initiated to stop from considering NGHs as just an operating problem and showing it as a real technoeconomical option to transport natural gas.

In 1996, PDVSA Intevep has conducted a state-of-the-art study on NGH technology, where the processes of hydrate production, transportation and regasification were described. This was compared to the marine transportation technology of liquefied natural gas. In 1998, an update of this state-of-the-art was published in Visión Tecnológica Journal (Vol. 6- N° 1/1998).

This paper shows a NGH technology update. Likewise, possible applications of this technology, its comparison with others existing in the market for the natural gas transportation, and hydrates as potential sources of natural gas reserves are presented. Project developed at the Norway Science and Technology University (NTNU) is included.

ANTECEDENTES

En el pasado, el almacenamiento y transporte de gas natural en forma de hidrato había sido sólo una curiosidad a nivel de laboratorio, ya que muchos investigadores asumieron que se requerían de altas presiones para evitar la descomposición de los hidratos de gas natural, y estas altas presiones se traducían en altos costos de

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equipos, debido a esto el transporte y almacenamiento a gran escala via HGN no recibió mucha atención.

Desde entonces, se han elaborado varios esquemas de producción, transporte y regasificación de hidratos de gas natural, patentados en los 70´s por compañías tales como: Chevron, Exxon, Mobil y Fluor, que han resultado imprácticos debido fundamentalmente al uso de inapropiadas condiciones de formación de hidratos, debilidades en las logísticas de operación a grandes profundidades, muy bajas temperaturas de operación propuestas, etc.

En 1992, se presentó un estudio en la "Second International Offshore and Polar Engineering Conference (Dale Berner)" donde se planteó transportar los hidratos de gas natural a temperatura ambiente en barcos presurizados a 210 psig, construidos estos de concreto reforzado, con aislamiento de 12 pulgadas de espesor. Se estimó que para un viaje de 2500 Km a 15 nudos y 4 días, menos del 1% de los hidratos de gas natural se descompondría debido a la transferencia de calor del exterior, este estudio no continuó.

Por otro lado, en vez de utilizar alta presión para prevenir la descomposición de los hidratos de gas natural, también es posible refrigerar los hidratos a presión atmosférica. En la Universidad de Noruega, en el año 1990, se realizó un estudio que demostró que los hidratos congelados de gas natural no se descomponen (se mantienen estables), cuando se almacenan a temperaturas en el rango de 5 a 23 ºF a presión atmosférica (este concepto de almacenar a presión atmosférica fue presentado en 1942), cuando se almacenan a condiciones prácticamente adiabáticas, a temperaturas menores del punto de congelamiento del agua. Posteriormente, se realizaron varios estudios independientes en diferentes países, tales como Canadá, Rusia, etc. llegándose a las mismas conclusiones. En Rusia, una de las muestras de hidratos fue almacenada por 2 años a 21 ºF, y no experimentó descomposición. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000.

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Para el año 1993 y posteriormente en el año 1995, la Universidad de Noruega realizó estudios con Aker Engineering, que permitieron evaluar y comparar técnica y económicamente la tecnología de HGN con la tecnología de GNL, obteniéndose como resultado que el costo de inversión total del proceso HGN (producción, transporte y regasificación) era 24% menor que el costo de inversión total del GNL (producción, transporte y regasificación). De manera discriminada, se obtuvo que el costo de inversión de producción, transporte y regasificación de HGN serían de 35, 6 y 21 % menores a sus correspondientes en la tecnología de GNL.

ESTADO ACTUAL DE LA TECNOLOGIA DE HIDRATOS DEL GAS NATURAL (HGN)

Actualmente, en la Universidad de Ciencias y Tecnología de Noruega (NTNU) se está desarrollando un proyecto industrial de investigación (JIP) sobre la tecnología HGN (“Hydrate Joint Industry Project”), basado en la construcción de un laboratorio que procesa 1 Kg/h de hidratos de gas y apoyado por el patrocinio de varias empresas interesadas en el futuro de dicha tecnología:

Aker Engineering A S

(Noruega), Amerada Hess (Inglaterra), Atlantic Richfield Co. (USA), Neste Petroleum A S (Noruega), Phillips Petroleum Co. (USA), Shell International Exploration and Production B.V. (Holanda) y Total Norge A S (Noruega). El proyecto permitirá evaluar la producción continua de hidratos de gas y la fijación de los parámetros necesarios para la construcción de una planta piloto para su producción y manejo a mayor escala. En la tabla 1, se muestra un resumen del JIP que se está llevando a cabo en dicha universidad.

Asimismo, como producto de estas investigaciones en hidratos se ha constituido una empresa denominada “Hidratos del Gas Natural”, con base en Trondheim (Noruega) y conformada por personal del NTNU y la empresa Aker Engineering, quien ha sido

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el principal patrocinante del desarrollo de la tecnología de hidratos en NTNU. La idea de esta unión de negocio es continuar los esfuerzos en I&D en el área de la tecnología de hidratos; cuando esté completamente desarrollada, esta compañía será responsable de su comercialización en Noruega e internacionalmente.

TABLA 1. Status del proyecto sobre la tecnología de hidratos del gas natural

✔ DESCRIPCION: Desarrollo de estudios experimentales de las propiedades de los hidratos del gas natural, para ser usado en el diseño de procesos y equipos para el transporte y almacenaje de gas natural. La meta a largo plazo de este trabajo es construir una planta piloto para producir hidratos antes de finales de esta década.

✔ PROGRESO: 1996: Desarrollado nuevo método para transportar gas natural, basado en hidratos congelados. 1997: Diseñado y construido el laboratorio de HGN 1998: Obtención de data experimental 1999: Ultimo año del proyecto. Proponer prototipo a escala piloto.

✔ PARTICIPANTES: - NTNU (Patrocinantes: Aker, Amerada, Arco, Neste, Phillips, Shell y Total)

✔ COSTO DEL PROYECTO: - COSTO TOTAL APROX.: 1.100.000 US$

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Se espera que la fecha más cercana posible para iniciar la ingeniería de la primera planta comercial será en el año 2002. La primera aplicación de la tecnología de hidratos podría cristalizar en campos aislados ubicados demasiado lejos de los mercados, donde el tendido de un gasoducto no sea rentable. Tales campos pudieran ubicarse en: The Barents Sea, Norte América, Oeste de Africa, Golfo de México, Australia Occidental, etc.

DESCRIPCION DE LA TECNOLOGIA HGN

A continuación se describe brevemente el proceso de producción, transporte y regasificación de HGN desarrollado por NTNU y Aker Engineering.

Producción

En la Figura 1 se muestra un diagrama esquemático del proceso de producción de HGN, el gas natural pasa inicialmente por una etapa de separación donde se le extraen los líquidos. Luego, este gas y agua a 35 ºF, proveniente de un sistema de enfriamiento con amoníaco, se inyectan a la primera etapa de un reactor de tres etapas de agitación continua, el reactor opera a 725 psia y 50 ºF. De la última etapa del reactor sale una mezcla de hidrato y "slurry" acuoso que pasa por unos filtros separadores, de donde los hidratos salen con 12% de agua libre. Este hidrato húmedo pasa a un secador rotativo, donde se pone en contacto en contracorriente con gas natural seco, formando adicionalmente hidratos y reduciendo el contenido de agua libre a 10%.

Posteriormente, los hidratos (constituidos por 15% en peso de gas y 85% en peso de agua) se congelan en forma de "pellets" a 5 ºF, luego pasan a un sistema de reducción de la presión, desde 725 psia hasta presión atmosférica. Para cargar los hidratos congelados al sistema de transporte, el equipo y los transportadores utilizados son aislados y cerrados para mantener la temperatura requerida. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000.

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Fig. 1.- Proceso de producción de HGN

Almacenamiento y Transporte

El almacenamiento y transporte del HGN se realiza a presión atmosférica y a temperaturas entre 5 a 23 ºF, a condiciones casi adiabáticas. Los barcos usados para transportar los hidratos congelados son recipientes aislados, no necesitan refrigeración. Durante el viaje, fluye calor a través de las paredes del barco, y causa cierta descomposición local de los hidratos congelados en gas y hielo (similar al "boiloff" en los barcos de GNL), el gas liberado se usa como combustible para el barco, se forma una capa de hielo en las paredes del barco que reducirá la descomposición de los hidratos. Los valores reportados hasta ahora indican que el HGN contiene normalmente 150 m3 de gas por m3 de hidrato sólido, mientras que un m3 de GNL contiene 600 m3 de gas, lo cual implica que el HGN ocupará más capacidad de almacenaje que el GNL para una cantidad equivalente de gas.

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Regasificación

La regasificación de los hidratos congelados de gas natural se lleva a cabo mediante un proceso simple de fusión, en la Figura 2 se presenta un diagrama de este proceso. Los hidratos se fusionan dentro del barco, al ponerlos en contacto directo con agua templada a 68 ºF, el gas liberado se extrae por un ducto de gran diámetro y van a unos compresores en tierra, el gas se comprime de presión atmosférica a 1160 psia, luego se deshidrata en una unidad de glicol para su uso posterior. El agua a 50ºF se bombea del barco de HGN a un sistema de calentamiento.

Fig. 2.- Proceso de regasificación del HGN

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PERSPECTIVAS FUTURAS

Se han planteado varias posibles aplicaciones de esta tecnología en la industria de los hidrocarburos, las cuales se señalan a continuación:

➧ Almacenamiento de gas natural: Entre una de las aplicaciones que resulta bastante interesante, se encuentra el almacenamiento del gas natural en forma de hidratos a presión atmosférica y refrigerado. Este pudiera ser a pequeña ó gran escala y ubicado en tierra (competiría con el almacenamiento convencional) ó costafuera (competiría con la reinyección en yacimientos). Esta opción pudiera resultar más económica y segura, ya que se requerirían de tanques de menor espesor que los utilizados en los casos cuando el gas natural se almacena bajo presión ó como líquido a presión atmosférica. ➧ Acondicionamiento del gas natural: Otra potencial aplicación se podría encontrar en aquellos casos donde se desean separar componentes del gas natural como el CO2, H2S y N2. Debido a que los hidratos de gas natural son productos del equilibrio termodinámico, las operaciones de

transferencia

de

masa

se

pudieran

diseñar

para

llevar

a

cabo

el

acondicionamiento del gas. ➧ Recuperación de compuestos orgánicos volátiles (VOC): Estos gases VOC pueden ser capturados en forma de hidratos, almacenados, y posteriormente regasificados donde puedan ser aprovechados como combustibles o mezclados con otros hidrocarburos. Algunas aplicaciones podrían apuntar hacia el control de los gases liberados en tanques y terminales de embarques de crudos.

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➧ Disposición del dióxido de carbono (CO2 ): En situaciones donde se necesite disponer del CO2, la tecnología de hidratos puede ser usada para capturar este gas y transportarlo a sitios de mayor provecho; como por ejemplo, depositarlo en el fondo del océano, donde debería permanecer como hidrato y en forma estable a profundidades mayores de 250 mts. ➧ Tratamiento de agua y desalación: Debido a que los hidratos de gas natural se forman sólo con agua y gas natural, otra aplicación sería en el campo del tratamiento de aguas salinas y salobres, poniendo en contacto el agua a tratar con gas natural para formar hidratos y luego separarlo de los otros constituyentes (sales disueltas, material biológico, etc.). ➧ Transporte de gas: La tecnología de hidratos tiene aplicaciones potenciales (Figura 3) en situaciones donde el gas natural es producido en campos aislados donde no existen gasoductos. Para transportar ese gas a moderadas distancias (entre 250 y 1000 Km), se están evaluando opciones que consisten en

convertir el gas en

hidratos (cristales) y

transportarlo a presión atmosférica en pequeños tanqueros, ó combinar estos hidratos con crudo refrigerado, para transportar esta mezcla en forma pastosa (“slurry”) a presión atmosférica en pequeños tanqueros ó a presiones mayores a través de tuberías.

Para el caso de transporte de gas natural a largas distancias (mayores de 2000 Km), la aplicación de la tecnología de hidratos de gas natural resulta bastante competitiva con la tecnología de GNL. Según el análisis presentado en el informe INT-STE00637,96, publicado el año 1996 por PDVSA Intevep, la tecnología de HGN resultaba

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24% más económica que la tecnología de GNL (incluyendo producción, transporte y regasificación).

FLUIDOS

SITIO DE PRODUCCION

PRODUCTO/ FORMA

HIDRATOS + CRUDO

GAS + CRUDO

UNIDADES “FPSO”

PEQUEÑOS TANQUEROS

Pastosa “slurry” TUBERIAS A PRESION

UNIDADES EN TIERRA

GAS (ASOCIADO ó LIBRE)

MEDIO DE TRANSPORTE

HIDRATOS

GRANDES CARGUEROS

Cristales

UNIDADES “FPSO”

PEQUEÑOS TANQUEROS

FPSO : “ Floating Production, Storage and Off-loading” Hidratos: agua + gas natural

Fig. 3.- Aplicaciones potenciales de la tecnología de hidratos para el aprovechamiento de reservas de gas natural

La tecnología de HGN se presenta como una tecnología altamente atractiva y competitiva con respecto a la tecnología de GNL. En vista de ello y para ofrecer una tendencia de su posible potencial futuro, se presenta en la fig. 4 un ejercicio económico realizado por NTNU, donde se hace una comparación entre la tecnología HGN y sus competidoras en el transporte de gas.

Las bases fundamentales consideradas para este ejercicio fueron: alimentación de 400 MMpcsd de gas natural y distancia de 3.500 millas náuticas (6475 Km.) entre los puntos de intercambio comercial (producción y consumo). Los costos considerados

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dentro del ejercicio para las diferentes cadenas de producción y transporte comparadas, se muestran a continuación.

•

•

•

•

Transporte vía HGN: -

Costo producción + regasificación: 1.109 MM US $

-

Costo transporte (barcos): 704 MM US$

Transporte vía GNL: -

Costo producción + regasificación: 1.620 MM US $

-

Costo transporte (barcos): 750 MM US$

Transporte vía gasoducto (tendido a nivel del fondo del mar): -

Diámetro: 20 pulgs.

-

Costo : 1 MM US$ por Km. de longitud.

Transporte vía conversión a combustible líquido sintético: -

Costo producción: 30 % más alto del costo para GNL.

-

Costo transporte (barcos): 30 % del costo para GNL.

Para distancias menores, como sería el caso de transmitir gas desde Venezuela al Caribe y USA (menos de 3500 Km), se mantendrían las mismas tendencias en cuanto a diferencias en los costos de inversión en producción y regasificación entre las tecnologías HGN y GNL; sin embargo, se invertiría levemente la diferencia de los costos de inversión en transporte para ambas tecnologías, siempre que se usen los barcos de gran calado considerados en el estudio de NTNU y Aker Eng.

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Costo, MUS$ Gasoducto

4500

4000

3500

3000 GNL

2500 HGN Syncrude 2000

1500

1000

500

0 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Distancia, Km

Fig. 4.- Comparación costo estimado de capital para cada tecnología vs distancia para el transporte de gas (Fuente: J.S.Gudmundsson – NTNU, Octubre 1998)

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HIDRATOS COMO RESERVAS DE GAS NATURAL

En 1930 se identifica la existencia de hidratos del gas natural como los responsables de taponamiento de las líneas de transmisión de gas a determinados valores de presión y temperatura. A partir de este año y por tres décadas consecutivas los esfuerzos estaban dirigidos a inhibir la formación de dichos compuestos. Es en 1964, en el campo de gas Messoyakha al Norte de Siberia donde un taladro de perforación descubre gas natural en estado de congelación, estos cristales mezcla de hielo y gas existían a temperaturas por encima del punto de congelación del agua. Informaciones subsiguientes señalan la existencia de una serie de depósitos de gas congelado en la antigua URSS.

Los hidratos han sido detectados alrededor de los márgenes continentales. En Norte América, grandes depósitos han sido identificados y estudiados en: Alaska, Costa Oeste de California y Washington, en la Costa Este (incluyendo a Blake Ridge localizado costa afuera en las Carolinas) y Golfo de México.

En la naturaleza, los hidratos se encuentran en tierra firme en las regiones permanentemente congeladas, donde las frías temperaturas persisten en sedimentos no profundos, ó en las cercanías del fondo marino, donde las profundidades del agua son superiores a 500 metros, zona donde dominan las altas presiones (Figura 5). Los depósitos de hidratos pueden formar capas de varios cientos de metros de profundidad.

En 1995 The US Geological Survey, completa el mayor cálculo de las reservas de gas asociadas a las fuentes de hidratos del gas natural (HGN). El estudio estima que el gas presente dentro de los hidratos, localizados en territorio de los Estados Unidos, puede ser del orden de 112.000 a 676.000 billones de pies cúbicos (TCF) de

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gas, posteriores refinamientos en la estimación

de estas reservas

las ubican

ligeramente por debajo de los 200.000 billones de pies cúbicos (TCF), lo cual representa una cifra muy por encima de las reservas de gas de USA, 1.400 billones de pies cúbicos (TCF). Si solamente el 1% de las reservas de hidratos de gas natural pudiese ser técnica y económicamente recuperables, USA podría doblar su base de recurso de natural gas doméstico. En el ámbito mundial las reservas de HGN se estiman del orden de 400 millones de billones de pies cúbico (TCF) contra 5.000 billones de pies cúbicos (TCF) estimados como reservas convencionales de gas. Al día de hoy, la potencial extracción de este recurso de una manera económica es un tópico de investigación exploratoria de especial interés, la explotación de este recurso cambiará el portafolio energético mundial, sin embargo, existen consideraciones bajo el punto de vista de seguridad y

Superficie de tierra congelada

Hidratos de metano cercanos a la superficie

Profundidad mayor a 1500 pies Sedimentos 4 millas de profundidad Zona de estabilidad de los hidratos profundidades entre los 10000 a 2000 pies cubren grandes áreas horizontales Burbujeo lento de metano desde abajo Metano atrapado bajo presión Capa impermeable de hidratos embebidos en lodos

Fig. 5. Ocurrencia de los hidratos en el fondo marino AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000.

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ambiente que deberán ser tomadas en cuenta.

CONCLUSIONES

1. El transporte marítimo de gas natural en forma sólida (via hidratos), dependiendo del avance de su desarrollo comercial, podría convertirse en una opción técnicamente factible y económicamente atractiva en comparación con otras opciones convencionales y de mayor desarrollo comercial. Los estudios realizados en NTNU predicen que la tecnología de HGN se presenta bastante competitiva con respecto a la tecnología de GNL, motivando el desarrollo acelerado de dicha tecnología.

2. En la actualidad se están realizando estudios en NTNU, a través de un proyecto industrial patrocinado por varias compañías internacionales interesadas en el desarrollo comercial de la tecnología de HGN, con el fin de mejorar el proceso, hacerlo más atractivo desde el punto de vista económico y aumentar su flexibilidad y confiabilidad.

3. El seguimiento cercano a la evolución de la tecnología HGN, que pudiera ser de impacto a mediano plazo para el transporte y comercialización del gas natural a escala mundial, es conveniente y estratégico para nuestra corporación. 4. La cuantificación precisa de las inmensas reservas de gas natural como hidratos y su potencial extracción de una manera económica son tópicos de investigación exploratoria de especial interés. Existen consideraciones bajo el punto de vista de seguridad y ambiente que deberán ser resueltas, antes de poder contar con la incorporación de esas reservas dentro del portafolio energético mundial.

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