ENERGÍA DEL GAS NATURAL

ENERGÍA DEL GAS NATURAL

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Origen (1)
El gas, al igual que el petróleo, se forma a partir de restos de animales, plantas y microorganismos que se depositan en el fondo del mar o en cuencas sedimentarias, y que posteriormente son enterrados y sometidos a altas presiones.

En el caso del gas, este puede tener tres orígenes diferentes: termogénico, biogénico y abiogénico. En el primero, que es el más frecuente, el gas se forma a partir de la materia orgánica enterrada a grandes profundidades (por encima de los a metros) y en la que se alcanzan presiones y temperaturas elevadas que rompen las cadenas pesadas de carbono dando lugar a otras más ligeras (gas natural)

El gas de origen biogénico se produce por la acción descomponedora de microorganismos sobre la materia orgánica. Estos organismos se concentran en capas del terreno poco profundas, pero carentes de oxígeno, y rompen químicamente la estructura de la materia orgánica, generándose principalmente, metano (son los típicos gases de vertedero) Los gases naturales de origen abiogénico se generan a partir de gases ricos en hidrógeno y moléculas de carbono que se encuentran en grandes profundidades bajo la corteza terrestre y que pueden migrar hacia la superficie, produciendo depósitos de metano. En cualquier caso, la poca densidad del gas (su volatilidad) lo hace subir a la superficie, a medida que se va formando. En caso de no encontrar obstáculos, escapa a la atmósfera. En caso contrario, puede quedar atrapado en “bolsas de gas”, denominadas en el argot “yacimientos de gas”.

Para que se forme un yacimiento de gas han de conjugarse varias circunstancias: existencia de la roca madre, donde se encuentre la materia orgánica, a alta presión y temperatura; existencia del proceso migratorio, es decir, la capacidad de moverse el gas hacia la superficie; existencia de una “roca almacén”, porosa y permeable (areniscas, calizas o dolomias), que contengan el gas (figura 16.3); existencia de una trampa, que impida que el gas escape hacia la superficie (denominada “roca cobertera”, que normalmente son rocas arcillosas o evaporíticas (sales, por ejemplo) Las rocas coberteras o trampas pueden tener un origen estructural (plegamientos, anticlinales, fallas, etc.) o estratigráfico (deposiciones y sedimientos, como cuerpos arenosos, lentejones, arrecifes, disconformidades sedimentarias, etc.)

Roca almacén

Trampas de gas natural

Bolsa de gas en un anticlinal Bolsa de gas en un domo salino Bolsa de gas en una falla

Se dice que el yacimiento es de gas cuando esta es la forma en que se encuentra en el subsuelo, en las condiciones de presión y temperaturas elevadas. En muchos casos, los yacimientos de gas están asociados con los de petróleo. Sin embargo, puede ocurrir que al elevar el petróleo líquido a la superficie, donde la presión y temperatura son menores, parte de él se convierte en gas, denominándose “gas asociado” (rico en hidrocarburos más pesados que el metano) También, y dependiendo de la composición del gas en el yacimiento, este puede dividirse en “gas seco” (no forma fase líquida cuando llega a la superficie, y desciende su temperatura), o “gas húmedo” cuando parte de él se licua al llegar a la superficie y descender la temperatura (a la fase líquida se le denomina condensado o gasolina natural, y está formado por cadenas más pesadas de hidrocarburos, como propano, etano y hexano)

El gas natural contiene elementos contaminantes como CO2, SH2 y mercurio (como metal en fase de vapor. Su concentración es muy baja, pero puede ser tóxico y fuertemente corrosivo con las aleaciones de aluminio) El gas natural no tiene un olor propio. Sin embargo, para detectar las fugas en instalaciones domésticas o industriales se le agrega un odorizante, que produce el carácterístico “olor a gas”.

Composiciones molares (%) típicas de distintos gases a la salida del pozo (excluida el agua) Componente Gas seco Gas húmedo Gas asociado N2 0,40 0,46 3,12 CO2 0,30 0,98 3,33 Metano (CH4) 95,65 68,17 45,5 Etano (C2H6) 3,60 10,27 8,51 Propano (C3H8) 0,04 4,28 5,27 Butano (C4H10) 0,01 2,12 3,44 Pentano (C5H12) - 1,69 2,57 Hexano (C6H14) 1,22 2,23 Heptano (C7H16) y fracciones más pesadas 10,81 26,03

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Potencial energético
El gas tiene un elevado poder energético, del orden de a Kcal/m3 (en condiciones normales) (1.000m3 de gas “normal” equivale a 900Kg de petróleo)

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Formas de aprovechamiento:
El gas natural se emplea en la actualidad, en su mayor parte, para la producción de electricidad quemándolo en centrales de vapor (evaporando el agua para convertirla en energía mecánica, y posteriormente en eléctrica), o en turbinas de gas. El gas también tiene una aplicación creciente para el accionamiento de máquinas de trasporte, quemándolo en motores y turbinas que producen directamente energía mecánica. Finalmente, el otro gran empleo del gas es para su uso en calentamiento de agua, calefacción y cocción de alimentos a niveles doméstico e industrial (mediante grandes redes de distribución)

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Reservas (1)
Las reservas totales en el Mundo ascendían a 155,78·1012m3. De estas, las mayores reservas se encuentran en Rusia (47,54·1012m3), seguida de Irán (23·1012m3), Qatar (14,4·1012m3), Arabia Saudita (6,36·1012m3), Estados Unidos (5,19·1012m3), Emiratos Árabes Unidos (6,01·1012 m3), Argelia (4,52·1012m3), Venezuela (4,19·1012m3), y así hasta un total de 54 países. Al igual que el petróleo, gran parte de estas reservas se encuentran en países clasificados como “conflictivos”, agravándose en este caso las circunstancias por el transporte a través de grandes gaseoductos muy vulnerables.

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Producción (1)
La producción total de gas en el año ascendió a un total de 2.274,7·106Tep equivalentes a 2.527,6·109m3. El principal productor fue Rusia, con 499,4·106 Tep (554,9·109 m3), seguida de Estados Unidos con 429,9·106 Tep (547,7·109 m3), Canadá con 165,2·106Tep (183,5·109 m3), Reino Unido (92,8·106 Tep), Argelia (72,3·106 Tep), Noruega (53,9·106 Tep), Arabia Saudita (50,7·106), etc.

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Producción (2)

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Duración prevista (1)
A este ritmo de producción, las reservas totales se agotarán, en un plazo de 60,7 años. Destacan los pocos años de vida para los países más desarrollados: 9,6 años para Estados Unidos 9,3 años para Canadá, 6,8 años para el Reino Unido, entre otros. Estos agotamientos se producirán al ritmo de consumo actual. A medida que el gas vaya sustituyendo al petróleo, esta duración se acortará drásticamente. La duración de las reservas alcanzó un máximo en el año 1.993, a partir de aquí se ha ido decreciendo lentamente (a pesar de los nuevos yacimientos encontrados en este período)

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Duración prevista (2)

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Consumo (1)
Al igual que el petróleo (o incluso más), el consumo de gas es inmediato al de su producción. Donde sí se encuentran grandes diferencias es entre la producción y consumo por países. Destaca el consumo de Estados Unidos, con 600,7·106 Tep (frente a una producción propia de 492,9), Rusia con 349,6·106 Tep (frente a una producción propia de 499,4), Canadá con 72,6·106 Tep (frente a una producción de 165,2), Reino Unido con 85,1·106 Tep (frente a 92,8 de producción), Noruega con 3,5·106 Tep (frente a 53,9 de producción), etc. Se observa que los países más desarrollados tienen mayor autonomía en el gas que en el petróleo, excepto Japón, cuya dependencia es total (no tiene recursos propios), y también que países con fuerte desarrollo, como China e India, extraen gas sólo para sus propias necesidades.

ENERGÍA DEL GAS NATURAL El proceso productivo (1)
El proceso productivo encaminado al empleo del gas natural como combustible para la producción de electricidad comprende las siguientes etapas: Prospección (búsqueda de nuevos yacimientos); perforación de los pozos; extracción del gas; tratamiento primario; transporte por gaseoducto; licuefacción y almacenamiento (en muchos casos, el gas puede consumirse directamente como tal, sin necesidad de licuarlo); transporte marítimo; almacenamiento del GNL y regasificación; traslado del gas a la central térmica; combustión del gas para evaporar agua y accionar una turbina de vapor (o alternativamente, quemándolo directamente en una turbina de gas) Cuando el gas de distribuye a consumidores domésticos o industriales, el traslado del gas a los mismos requiere de una estaciones de compresión y las correspondientes redes de distribución

La primera etapa en la explotación del gas natural es la “prospección”, o la búsqueda de nuevos yacimientos. Para ello se desarrollan una serie de estudios que pueden dividirse en dos categorías: estudios geológicos y estudios geofísicos. En las técnicas geológicas se realizan estudios de la superficie del terreno, a escala local o regional, buscando indicios (en rocas superficiales o en ripios extraídos de perforaciones, etc.) relativos a la edad de la roca, génesis, porosidad, permeabilidad, fluidos incorporados, etc. Las técnicas geofísicas pueden dividirse a su vez en tres etapas: sísmicas, gravimétricas y magnéticas. (En todas ellas se busca la presencia en el subsuelo de rocas porosas o poco duras, que pudieran contener gas líquido “empapado” en su interior, o directamente bolsas de este en forma gaseosa)

La técnica más empleada es la “sísmica de reflexión” que se basa en las modificaciones que sufre una onda que viaja por el interior de la corteza terrestre, al atravesar capas de materiales discontinuas o de diferente composición (porosidad, materiales, etc.) La onda provocada (en la superficie o en un pozo efectuado en el interior de la tierra) termina por reflejarse en la superficie. La onda emisora y la reflejada se comparan, y así puede obtenerse un “perfil sísmico” del subsuelo. La experiencia acumulada y el uso de potentes simuladores, en 2D y 3D, han dado un gran impulso a esta técnica. En el caso de exploraciones en tierra firme, la onda inicial puede originarse por una fuente explosiva, impulsiva (caída de martillo pilón, maza, etc.) o vibratoria (excitador de vibraciones) En exploraciones “of shore”, en los fondos oceánicos, las herramientas pueden ser explosivas, implosoras, no explosivas de efecto burbuja o impulsivas sin burbuja. (En este caso, las ondas reflejadas se recogen en la superficie del mar mediante unos geófonos –hidrófonos que convierten los desplazamientos mecánicos de la superficie en impulsos eléctricos-)

Sísmica de reflexión

Una vez localizadas las zonas propicias se procede a efectuar sondeos de exploración (wildcats), tendentes a determinar la presencia de gas, los tipos de rocas del subsuelo, la presencia de agua, la radioactividad en el mismo (indicadora de la arcillosidad), la porosidad y permeabilidad, registro de perfiles eléctricos (conductividad eléctrica), etc. Esta etapa culmina con la realización de otra serie de sondeos tendentes a determinar el potencial del yacimiento (sondeos de delimitación), (presión, composición y temperatura del gas), permeabilidad, índice de productividad, volumen de gas “extraíble”, ubicación de la bolsa en el subsuelo, etc.

La segunda etapa del proceso es la perforación de los pozos de gas. Puede hacerse por diversos procedimientos, dependiendo de la naturaleza del yacimiento y de su ubicación terrestre o marítima. Para la perforación se usa una herramienta con dientes de diamante que gira cortando el terreno accionada por un varillaje hueco desde la superficie a la vez que se va haciendo penetrar en el mismo.

Para la extracción de los ripios o detritus se emplea un “lodo circulante”, que se bombea a elevada presión desde la superficie por el interior del varillaje y sale de nuevo al exterior, con los residuos, por el hueco que queda entre el varillaje y el agujero perforado (el diámetro de la cabeza cortadora es mayor que el del varillaje) El sistema de rotación consta de un motor de corriente continua (entre 500 y C.V.) que transmite el giro a la denominada “mesa de rotación”, y de esta, mediante una varilla de sección cuadrada o hexagonal (Kelly), que encaja en la mesa de rotación, al resto del varillaje (que como se dijo anteriormente son, en realidad, tubos huecos) Cuando la herramienta de corte ha descendido la longitud de una varilla se para la rotación, se le empalma una nueva varilla y se conecta esta al tramo de sección cuadrada, para que quede lista para una nueva rotación y descenso.

El conjunto de la herramienta de corte, el “lastrabarrenas” (drill collar) que aporta el peso sobre la herramienta de corte, el varillaje ligero (drill pipe), y la varilla cuadrada insertada en la mesa, se denomina “sarta de perforación”. Para la subida y bajada de la sarta de perforación, el añadido de nuevas varillas, la entubación del pozo, etc., se usa el “sistema de elevación”. Éste está constituido por una torre o mástil, cuya altura depende de que se diseñe para una, dos o tres varillas (en el caso de “triples”, puede alcanzar los 30 metros) La torre tiene poleas fijas y móviles para el izado de las varillas, cabrestantes y otros mecanismos para la conexión y desconexión de las varillas con rapidez y seguridad.

Una parte importante del equipo de extracción es el “sistema de lodos”. (El lodo es un fluido a base de agua o aceite, a los que se le añaden aditivos para mejorar ciertas propiedades, como la densidad, viscosidad, filtrado, PH, etc. y cuya composición depende del tipo de detritos a extraer). Sus funciones son las de refrigerar la herramienta de corte, lubricarla, refrigerar todo el varillaje y transportar los ripios hasta la superficie. El sistema de lodos está compuesto por las bolsas (de lodos limpios y “sucios”) provistas de agitadores para mantenerlos homogéneos; las mesas vibratorias y los ciclones, para separar los ripios y recuperar los lodos; el sistema de bombeo y la cabeza inyectora, encargada de introducir el lodo por la parte interna del varillaje.

Dependiendo del tipo de terreno, muchas veces, se hace preciso entubar y cementar el pozo (para evitar derrumbes y obturaciones del mismo) Para ello, una vez se ha perforado un tramo es preciso colocar una tubería de protección o revestimiento (casing) que luego se cementa por su parte exterior (inyectando una lechada de cemento entre esta y la roca) Una vez que el pozo está en situación segura, se continúa la perforación con un diamante menor. El último componente del sistema de perforación es el “preventor de erupciones” (Blow Out Preventoe-BOP), compuesto por un antepozo cúbico de 2x2x2metros dotado de un sistema de válvulas que evita la salida incontrolada y a presión del gas, en el transcurso de la perforación.

En el caso de explotación en el mar (off shore), se emplean plataformas, que pueden ser fijas o móviles. Las plataformas móviles se emplean principalmente en labores de explotación. Las hay de cuatro tipos: Barcazas de fondo plano, que una vez colocadas en el sitio de la exploración se asientan sobre el fondo, lastrándolas (Barge) Plataforma de casco flotante con patas telescópicas, que se apoyan firmemente en el fondo, y luego el casco se levanta hasta 20metros por encima del nivel del mar (Jack-up) (Se usan para profundidades menores de 100 metros) Plataformas semisumergibles, con una doble estructura. En la parte superior está la zona de trabajo y habitable, mientras que la inferior permite el llenado y vaciado de agua del mar. Al llegar al punto de trabajo se rellena con agua la parte inferior, hasta que la plataforma queda semisumergida (libre del oleaje) y luego se ancla al fondo marino (o se mantiene en posición por hélices accionadas por motores controlados por un ordenador) (Se utilizan en profundidades de hasta 300metros) Barcos de proforación (drill-ships), que son barcos modificados sobre los que se instalan equipos de perforación. Se utilizan en todo tipo de profundidades (de hasta metros de columna de agua), y pueden anclarse o mantenerse en posición mediante hélices (posicionamiento dinámico)

Las plataformas fijas se emplean en la fase de explotación del yacimiento (y se construyen “a medida” de cada uno) Contienen todos los elementos de las instalaciones fijas, más la central energética, depósitos de varillas, talleres de mantenimiento e instalaciones para el personal. Estas plataformas fijas se emplean en profundidades de hasta 300 metros. En profundidades mayores se emplean barcos adaptados denominados EPSO (producción, almacenamiento y descarga flotante), estructuras similares a boyas con un extremo muy largo, ancladas al fondo, denominadas “spar”, o plataformas denominadas “tensión-leg” o “template”.

La tercera etapa del proceso es la extracción del gas Es mucho más simple que la del petróleo, puesto que la pura expansión del gas en el yacimiento puede recuperar hasta el 80% de este. Cuando en los yacimientos de gas se encuentran también agua, la expansión se ve reducida, y la evacuación “natural” no supera el 40 a 60%. Para mejorar la recuperación puede bombearse CO2 o nitrógeno en la periferia del yacimiento, para conseguir que el gas salga al exterior.

La cuarta etapa del proceso es el tratamiento primario Encaminado a reducir su contenido en agua (si lo tuviera), los gases ácidos (CO2 y SH2), el mercurio, el nitrógeno y los hidrocarburos más pesados. (Si el contenido del líquido es elevado se coloca un separador a pie del pozo, antes de introducirlo en el gaseoducto, o bien puede calentarse el gas extraído, para que no haya fase líquida) Para la eliminación del CO2 y del SH2 (necesaria para evitar corrosiones en los gaseoductos, o la formación de hidratos con las consecuentes incrustaciones) se recurre a procesos de absorción química, con absorbentes como amina y carbonato potásico (que posteriormente a baja presión y alta temperatura, pueden recuperarse) o a procesos de absorción física, con zeolitas, formado tamices moleculares. Los gases resultantes son posteriormente tratados para convertirlos en azufre elemental, agua y CO2

Para la eliminación del agua (que no sólo produce la corrosión de los gaseoductos sino que su congelación, durante el proceso de liguefacción, puede taponar sus circuitos), se emplean los tamices moleculares (zeolitas) y la albúmina activada, siendo los primeros los más empleados. La unidad de deshidratación está compuesta por dos desecadores, uno de ellos en operación y el otro en “recuperación” (para esta acción se hace pasar gas seco y caliente que absorbe el agua, y luego se enfría por expansión produciéndose la condensación del agua, que se recoge y se separa) Para la eliminación del mercurio se hace pasar el gas por un lecho de absorbente sólido, como pueden ser compuestos de azufre depositados sobre carbón activado o albúmina. (El compuesto resultante no puede ser recuperado y se procede a su enterramiento)

La quinta etapa es el transporte del gas por gaseoductos A presiones entre 40 y 100 bares (en los gaseoductos submarinos puede llegarse a presión de 240 bares) con velocidades del gas en su interior de 10 y 20m/s y diámetros entre 500 y mm (20 y 48 pulgadas) El gas se bombea desde la estación de bombeo de cabecera y si el gaseoducto es muy largo han de colocarse estaciones de bombeo intermedias. Las bombas son accionadas por turbinas de gas, que queman parte del propio gas circulante. Dado lo peligroso de las roturas, los gaseoductos se calculan para resistir la corrosión (externa e interna), la erosión interna, las acciones mecánicas externas (golpes, etc.), la fatiga, la sobrepresión, las fuerzas térmicas (dilataciones y contracciones), etc. Los gaseoductos disponen de dos tipos de protecciones: la pasiva, constituida por un revestimiento de polietileno y la activa, denominada sistema de protección catódica (para evitar fenómenos de corrosión electro-química)

La sexta etapa es la licuefacción del gas Para convertirlo en Gas Natural Licuado (GNL) y transportarlo por medio de barcos. (Al licuar el gas, su volumen disminuye 600 veces) El proceso, enormemente complicado y costoso, se basa en enfriar el gas natural hasta los -160ºC, temperatura a la cual pasa a la fase líquida a presión atmosférica. (Podría obtenerse un gas licuado a no tan baja temperatura, siempre que se mantuviera a una mayor presión. Sin embargo ello supone mayores riesgos y costes en los barcos de transporte y en los depósitos de almacenamiento, por lo que se prefiere trabajar a temperaturas próximas a los -160ºC) El gas tratado y seco se pre-enfría hasta los -20 y -35ºC, que hace que se condensen los hidrocarburos más pesados, quedando un “gas pobre” formado por metano y etano. El condensado se envía a una unidad de fraccionamiento, donde se destila el metano, etano, propano y butano que estaban disueltos en el condensado. El resto, líquido, se envía a un tanque. Parte de este etano y propano se utilizan como refrigerantes en la unidad de licuefacción, y el resto se inyecta en la corriente de gas a licuar.

En el caso de la refrigeración del gas natural, el refrigerante es una mezcla de etano y propano, y el elemento a refrigerar, del que se roba el calor, el propio gas natural. En las plantas de GNL hay dos tipos de ciclos de refrigeración. El primero enfría la mezcla etano-propano con agua fría (normalmente agua del mar), y luego se usa ese propano frío como refrigerante para la condensación del gas natural en uno o más ciclos de refrigeración. Para el accionamiento de los compresores se emplean turbinas de gas, que queman parte del gas a licuar.

En un ciclo frigorífico se dispone de un refrigerante cuya propiedad principal es que condensa a alta temperatura y presión, y que vuelve a la fase de vapor al bajar la presión, robando el calor necesario de los alrededores.

El refrigerante en forma de vapor es recogido y comprimido por un compresor. Este gas a alta temperatura se condensa fácilmente cuando baja la temperatura, cosa que ocurre haciéndolo pasar por su intercambiador de agua fría o de aire. Cuando el líquido condensado y a alta presión se deja salir por una válvula donde disminuya su presión, inmediatamente tiende a evaporarse, cosa que logra si su temperatura puede subir. Tal subida de temperatura es posible si existe un cuerpo caliente en contacto con el líquido refrigerante, como es el caso de los alimentos calientes que se introducen un una nevera doméstica, por ejemplo.

La séptima etapa del proceso la constituye el almacenamiento del gas licuado (tanto antes de su embarque como en el desembarco) Los tanques tienen que soportar las fuerzas hidrostáticas del líquido (cuya densidad es de 450 Kg/m3), impedir la salida de gases al exterior (o la entrada de aire desde el exterior) y tener una buena capacidad de aislamiento térmico (para evitar la evaporación del GNL si sube la temperatura por encima de los -160ºC) Suelen tener una capacidad entre y m3 (correspondiente a la carga de un buque metanero) y unas dimensiones de 70 m de diámetro y m de alto.

Normalmente, los depósitos de GNL se componen de tres elementos principales y otros secundarios. Entre los primeros se encuentran el “tanque interior”, el “tanque exterior” y la “capa aislante”. Entre los segundos se encuentran las tuberías de llenado y vaciado, conductos de alivio de vapores (recuperación del gas natural producido en la evaporación: boil-off), válvulas de seguridad, bombas criogénicas sumergidas (la salida del GNL se realiza por el fondo) y sensores de nivel, presión, temperatura, etc., con la correspondiente monitorización. Los tanques pueden ser de “simple contención” o de doble contención, según sean capaces o no de retener una fuga del líquido del tanque interior (en el primer caso habría de disponerse de un tanque de recogida). El tanque exterior también debe proteger al GNL de las agresiones del medio (terremotos, incendios, impactos, etc.)

El tanque interior puede ser autoportante (capaz de resistir las presiones del líquido) hecho de materiales que soportan bien las bajas temperaturas (acero inoxidable, aluminio, etc.), o también de membrana, cuya única misión es retener el líquido, pues las fuerzas de presión son soportadas por el aislante, apoyado a su vez en la pared exterior. El techo del depósito interior está suspendido de la cúpula del depósito exterior por medio de tirantes, y permite que no se junten los gases sobre la superficie del líquido con los que se encuentra bajo la cúpula del tanque exterior. El aislante, constituido por perlita, vidrio celular “foan-glas”, lana de fibra de vidrio, polietileno o poliuretano, rodea al tanque interno y al techo de este, y tiene un espesor aproximado de 1 metro. El tanque exterior debe ser estanco a los vapores del gas natural y se confecciona con hormigón pretensado.

El llenado de un tanque de GNL es una operación delicada que debe hacerse bajo estrictos controles, para evitar el fenómeno conocido por “rollover”, consistente en una repentina gasificación del GNL, que no puede liberarse a través de las válvulas de escape normales del tanque y que al originar un fuerte aumento de la presión en su interior, puede dar lugar a la rotura de este. (Normalmente, las diferentes cargas de GNL en un tanque no se mezclan. Se mantienen formando capas, pero en situación inestable, pudiendo incluso intercambiar sus posiciones. Este cambio puede ser dramático si la capa inferior es menos densa que la superior, lo que ocurre si se calienta, dando lugar a un brusco paso hacia la superficie y su gasificación repentina) Para prevenir la estratificación se deben conocer muy bien la estratificación de densidades dentro del tanque, así como la del líquido que se descarga, para lo cual se dispone en los tanques de sensores de temperatura y sistemas de bombeo interiores.

La octava etapa del proceso es el transporte del GNL en buques metaneros (a una presión ligeramente superior a la atmosférica y a -163ºC) Los recipientes para la contención del GNL están formados por los tanques de almacenamiento y el aislamiento. A su vez, los tanques, normalmente constituidos por varias unidades independientes, se clasifican en dos grandes grupos: tanques de membrana (de sección prismática) y tanques esféricos Los tanques de membrana tienen una primera pared de chapa de acero inoxidable de 12 mm de espesor (de acero al níquel) diseñada especialmente para soportar los esfuerzos mecánicos o térmicos (corrugada con formas ortogonales) La segunda barrera está formada por otra capa de acero al níquel de 7 mm de espesor. El aislamiento está formado por madera contrachapada, formado “cajas” rellenas de pequeñas bolsas de perlita (óxido de aluminio en bolitas y silicio), con un espesor de mm.

Los tanques de esferas están formados por un conjunto de esferas independientes de aluminio, con un espesor entre 100 y 200 mm, apoyadas en un soporte cilíndrico continuo. En este sistema no existe una barrera secundaria de contención. El aislamiento es espuma de poliuretano o poliestireno, directamente aplicada sobre la superficie de la esfera

Como el GNL se va vaporizando durante el transporte (dependiendo del tipo de aislamiento y la temperatura ambiente, puede alcanzarse una evaporación –“boil-off”- del 0,25% al día en los peores casos, hasta 0,13% en los mejores), ese es el gas que se emplea para la propia propulsión del buque (si es insuficiente se embarca también fuel-oil convencional). Inicialmente se usaban calderas duales, pero hoy la tendencia es usar motores alternativos duales.

La novena etapa de conversión del gas natural en electricidad la compone la regasificación del mismo, en las denominadas plantas del regasificación. Una planta de regasificación está compuesta por los siguientes elementos: brazos telescópicos de descarga, línea de descarga, depósitos de descarga, bombas secundarias y vaporizadores. Los brazos telescópicos de descarga (y de carga) tienen un diseño especial, para permitir la conexión en las diferentes condiciones de carga del buque (diferentes alturas de flotación), mareas, oleaje, etc., sin perder la necesaria estanqueidad. Las terminales disponen de otros brazos (uno de ellos capaz de trasegar gas, si fuera necesario), y otro independiente para el retorno de vapores al barco para “compensar” el volumen del líquido bombeado (se envía gas en forma de vapor a una temperatura y presión que permita en todo instante mantener unas condiciones constante en el interior de los tanques) El caudal de bombeo suele ser de un 10% de la capacidad del barco en una hora, siendo una cantidad típica los m3/h.

La línea de descarga conduce el líquido hasta los tanques de almacenamiento, introduciéndolo por la parte superior o la inferior, dependiendo de que el gas introducido sea más denso que el almacenado o menos. Está formada por las bombas de descarga del buque, la conducción criogénica y el sistema de recuperación del líquido evaporado (boil-off). De este líquido evaporado, una parte se envía a los tanques del barco, otra parte vuelve a licuarse (en un relicuador compuesto por compresores criogénicos accionados por motores eléctricos y son mezclados con el líquido que procede de los depósitos) y otra parte es enviada directamente al consumo (o en su caso, se haría arder en una antorcha) El GNL de los depósitos se envía al relicuador por medio de unas bombas sumergibles colocadas en el fondo de los depósitos (para que con su baja temperatura se produzca más fácilmente la licuefacción de los vapores) y desde allí, y por medio de una batería de bombas de alta presión (80 bares), también accionadas eléctricamente, se envía al GNL a los vaporizadores.

Los vaporizadores pueden ser de dos tipos: de agua de mar o de combustión sumergida (el primero se utiliza cuando el agua de mar se encuentra siempre por encima de los 12ºC) En los vaporizadores de agua de mar el GNL procedente de las bombas entra en un colector horizontal situado en una parte inferior y se distribuye por una serie de tubos verticales, con aletas de aluminio, en circulación ascendente. Por la parte exterior de estos tubos se encuentran unos paneles por donde cae por gravedad el agua de mar, introducida por la parte superior del vaporizador. En condiciones de temperatura de agua de mar normales (18-201ºC), en los primeros dos metros todo el GNL se ha vaporizado, y en los cinco metros restantes de los tubos ya tiene una temperatura superior a los 0ºC. Un colector de gas situado en la parte superior recoge este y lo envía a la estación de regulación y medida.

Los vaporizadores de combustión sumergida se componen de una cuba de agua que contiene un serpentín por donde circula el GNL. El agua es calentada por medio de un quemador sumergido y colocado en la parte inferior de la cuba. El combustible empleado en el quemador es una parte del gas evaporado (alrededor del 12%, lo que supone unas pérdidas considerables si se emplea este método)

El décimo paso lo constituye el transporte del gas a la central y la combustión del mismo. El transporte se efectúa mediante un gaseoducto, y la combustión puede realizarse en una caldera de vapor, una turbina de gas o un motor de combustión interna. (Por lo demás, el funcionamiento de estos equipos es similar a los que queman petróleo líquido, variando sólo la naturaleza de quemadores e inyectores) En la actualidad, la tecnología preferente para producir energía eléctrica a partir del gas la constituye la turbina de gas, sola o en ciclo combinado (Turbina de gas – turbina de vapor)

Turbina de gas de ciclo combinado

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Producción de residuos e impactos ambientales (1)
El gas es el combustible fósil más limpio, tanto en su origen como mucho más en su uso como energía final, especialmente cuando se ha sometido previamente al proceso de licuefacción. Al ser las moléculas de gas más ligeras que las del petróleo, emite menos dióxido de carbono que este al ser quemado, con la consiguiente reducción del efecto invernadero. Además, su más fácil combustión reduce la emisión de dióxido de carbono (CO) Su bajo nivel de óxidos de nitrógeno (NOx) y de óxidos de azufre (SOx) produce unos bajos efectos en relación con la lluvia ácida. Finalmente, al carecer de partículas sólidas, los restos sólidos de la combustión son despreciables. Cuando el gas se usa como combustible en vehículos automóvil se reducen las emisiones de óxido de carbono (CO) en un 90-97%, en comparación con la gasolina o gasoil. El anhídrido carbónico (CO2) lanzado a la atmósfera se reduce un 15%.

Comparación del gas natural con otros combustibles
ENERGÍA DEL GAS NATURAL Producción de residuos e impactos ambientales (2) Comparación del gas natural con otros combustibles Libras por 109Btn Contaminantes Gas natural Petróleo Carbón CO2 CO 40 33 208 NOx 92 448 457 SOx 1 1.122 2.591 Partículas 7 84 2.744 Mercurio 0,0 0,007 0,016

ENERGÍA DEL GAS NATURAL Evolución previsible de los equipos y procesos (1)
La tecnología del gas natural avanza actualmente en dos direcciones: unas mejoras en las técnicas de extracción y otra en su conversión en combustibles líquidos, más fáciles de manejar (especialmente, para su trasporte y aplicación al transporte) Dentro del primer grupo se encuentran las técnicas de fractura en la roca contenedora, para facilitar la salida del gas.( Consiste en inyectar en el yacimiento una mezcla de CO2 líquido y arena a alta presión, de manera que cuando se evaporiza el CO2 queda la arena, a través de la cual puede pasar fácilmente el gas). También, al igual que el petróleo, se tiende a emplear perforaciones “direccionales”, incluida la horizontal (dirigiendo la perforación desde la superficie mediante el accionamiento de la broca con una turbina y motores de fondo, accionadas por la presión del propio lodo inyectado)

También la perforación con tubería continua (coiting tube), enrollada en una bobina, en labores de sondeo, así como la fracturación de la formación, introduciendo en la roca una mezcla de fluidos y arena a presión. Por último, también se está comenzando usar múltiples perforaciones de poco diámetro (menores de 30 cm), ejecutadas directamente, y sin recurrir a lodos. Dentro del segundo grupo se desarrollan varias técnicas encaminadas a obtener combustibles líquidos partiendo del gas natural, entre las que destaca la producción de diesel sintético por el procedimiento conocido por Fisher-Tropsch. También resulta prometedora la técnica de recogida del CO2, resultante del uso del gas natural en “pilas de combustible”, y no lanzarlo a la atmósfera.

Otro aspecto de almacenamiento del gas que se está desarrollado rápidamente es el almacenamiento del gas natural en cantidades masivas, utilizando depósitos subterráneos, como puede ser la recarga de yacimientos agotados, el almacenamiento en acuíferos (desplazando el agua de la parte alta del mismo al inyectar el gas a presión), almacenamiento en cavernas de sal vaciadas por lixiviación (disolución de la masa de sal en agua y extracción de esta), minas abandonadas (de sal y otras) En estos momentos existen más de 500 almacenes subterráneos de gas, de los cuales 410 se encuentran en Estados Unidos, 60 en la Unión Europea y 21 en Rusia, con una capacidad total de más de millones de m3 ( en USA) Su finalidad aparte de regularizar el suministro, es la dotación de “reservas estratégicas”.

ENERGÍA DEL GAS NATURAL El coste de la energía del gas (1)
El coste de la energía del gas es muy variable, dependiendo de su uso directo como energía final (calefacción, cocción, etc., en hogares, por ejemplo), o para convertirlo en electricidad (coste del KWh con este combustible). Así mismo, si se usa el gas natural directamente, o si es preciso su licuefacción y posterior regasificación, los costes son muy diferentes. En cualquier caso el coste del gas ha sufrido, y sufrirá, fuertes oscilaciones, dependiendo de múltiples factores, unos relacionados con la disponibilidad del recurso (nuevos yacimientos, por ejemplo), dificultad de extracción (en el mar, por ejemplo), tecnologías empleadas, etc., y otras relacionadas con factores asociados al mercado (especulaciones de compra-venta, conflictos, etc.)

En el año 2003 el coste del gas secomponía de 1,42 céntimos de euro a la extracción y tratamiento en origen del gas; 0,29 euros a transmisión y almacenamiento y 1,04 euros a la distribución. En el caso de que haya que proceder a la licuefacción, transporte marítimo y regasificación, los costes se incrementan considerablemente. El Observatorio Mediterráneo de la Energía (OME), estima 0,39 céntimos de euro por KWh térmico el coste de la licuefacción, 0,15 céntimos para el transporte y 0,07 el de regasificación. Con todos estos valores, el gas natural a pie de central y transportado en buques metaneros tiene un coste medio de 2,32 céntimos de euro el KWh térmico. El coste del KWh eléctrico generado a partir del gas natural puede sufrir fuertes variaciones, dependiendo de la tecnología empleada (turbina de vapor convencional, turbina de gas, ciclo combinado, cogeneración, etc.)

A título de ejemplo, para los costes del gas del año 2003 se tiene: Para una turbina de gas: 14,76 céntimos de euro, correspondientes 10,05 costes de capital, 1,24 a operación y mantenimiento y 3,47 a combustible. Si se añaden los costes indirectos, el coste medio se elevaría a 24,22 céntimos de euros, en un rango entre 19,38 y 34,09. Para una turbina de gas de ciclo combinado: 3,63 céntimos de euro, correspondiendo 0,91 a costes de capital, 0,31 a operación y mantenimiento y 2,11 a combustible. Si se añaden los costes indirectos, el coste medio se sitúa en los 10,65 céntimos, con un mínimo de 8,98 y un máximo de 19,81 céntimos.

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