MINI PLANTAS DE GNL E DE TRATAMENTO GÁS NATURAL

Por

Luiz Henrique V. Souza

luizhenique_99@yahoo.com

Para nossa realidade, as plantas de liquefação/regaseificação estão muito distantes pelos aspectos técnicos e, principalmente, econômicos, tanto é assim que até hoje se fala muito, mas, nenhuma foi construída apesar do anuncio do governo, bem, vamos esperar para ver.

Pelo exposto acima, conhecer as tecnologias de mini-plantas para este processo seria bem interessante, com destaque absoluto para a que usa o tubo vortex. Essas tecnologias estão descritas, resumidamente, neste relatório.

GNL (Gás Natural Liquefeito) tem sido produzido em plantas de liquefação de pequena de escala (SSL), não somente, para suprir períodos de pouca demanda como também tornar disponível o gás natural a regiões que necessitam, mas, são economicamente inviáveis para justificar a construção de pipelines de ligação. Em muitos países, o gás natural tem sido usado como combustível para ônibus urbanos, caminhões, geradores, turbinas, embarcações, locomotivas e automóveis. Junto com a vantagem econômica vem o beneficio ambiental. Poucas empresas, em todo o mundo, oferecem plantas SSL, em regime turnkey.

GNL é o resultado do resfriamento do gás natural a condições criogênicas para condensar o metano, seu principal componente. É requerida uma temperatura de -161,5°C para produzir, e manter, o gás natural em estado liquido ao padrão da pressão atmosférica, precedendo o processo de liquefação, é necessário tratar o gás natural a fim de remover umidade, CO², componentes C3+ e hidrocarbono pesados. Dependendo da origem do gás pode, também, serem requeridos a remoção de gases ácidos, mercúrio e enxofre.

Uma planta típica de GNL e construída dos seguintes estágios: Tratadores de gás natural, liquefação, estocagem e entrega. Sabidamente, o maquinário de liquefação é o elemento que demanda maior investimento, de 30% a 40% do capital total.

Considerando que o consumo de energia especifica é um fator não desprezado na indústria de GNL, novos processos, e melhorias dos existentes, são a principais metas perseguidas pelas empresas.

Em toda a parte os custos operacionais, eficiência térmica e segurança são alguns dos problemas a se considerar quando selecionar uma tecnologia de planta SSL.

Evidentemente, a maioria das plantas SSL deriva da tecnologia de plantas de grande capacidade que foram projetadas para produzir milhões de toneladas por ano de GNL. As primeiras plantas usavam o principio cascata para a refrigeração do gás natural, ou, simplesmente, uma mistura de refrigerantes. A capacidade de um trem de liquefação típico era menos de 1M/tpa (tonelada por ano), ordem de magnitude infinitamente menor que as usadas hoje em dia. A capacidade de uma planta SSL para suprir postos de combustíveis é, em geral, em torno de 10-50 toneladas por dia (tpd).

Grandes plantas de GNL são enormes investimentos de longo prazo, os quais contrastam com as SSL. Muitas plantas SSL estão disponíveis em containeres ou módulos prontos para despacho a qualquer lugar e para operação imediata. É estimado que um sistema de liquefação geral custe, entre, US$ 1,500/MMBTU e US$ 2,500/MMBTU, de acordo com Cascone³, uma considerável fatia do investimento será gasta no sistema de tratamento de gás natural e no trocador de calor principal. A figura 1 da uma idéia da distribuição de custos de acordo com diversos processos numa planta SSL adaptada para analises GTI (Gas Technology Institute/USA).

Os processos SSL podem ser classificados em dois grupos principais, nomeados open-loop, no qual o fluido refrigerante é parte do gás alimentado e closed-loop, onde a refrigeração e liquefação são alcançadas por um refrigerante auxiliar que flui continuamente num circuito separado.

Sistemas abertos (open-loop) são baseados, principalmente, em um sucessivo processo de compressão-resfriamento-expansão do gás natural. O ultimo estagio de expansão é, normalmente, desempenhado por um turbo expander (TEX) para se obter GNL. Sistemas fechados (closed-loop) operam usando um refrigerante criogênico simples ou uma mistura selecionada de refrigerantes para resfriar a produção do gás natural.

Nitrogênio, metano e uma mistura destes com outros hidrocarbono são, também, usados, no ultimo caso acima, este é conhecido como ciclo de refrigerante misto (MR). A Tabela 1 sumariza alguns ciclos comerciais de acordo com as duas classificações apresentadas acima e outras informações relevantes de tecnologias, eficiências e capacidades relacionadas.

Tabela 1

Figura 1

O ciclo MR é baseado na idéia de uma refrigeração continua do gás natural usando uma mistura de refrigerante bem selecionada e projetada, que podem imitar a curva de resfriamento do gás natural a temperaturas criogênicas, assim o uso da energia e as dimensões dos trocadores de calor podem ser otimizados. A mistura, usualmente, inclui hidrocarbono leves (metano) e alguns menos voláteis junto com gás não-condensado, o mais comum é nitrogênio. Enquanto procede ao resfriamento do gás natural, C3+ pode ser removido para formar os líquidos do gás a fim de serem comercializados. Numa analise termodinâmica, os ciclos TEX são, teoricamente, tão eficientes como os mais avançados ciclos usados em grandes plantas convencionais, que são, por sua vez, baseadas em tecnologia MR. No passado TEX tinha baixa eficiência (60% - 70%), mas, nos dias atuais, tem uma eficiência de expansão de 85%³. A máquina de expansão é o coração do processo e um dos fazem diferença ao ciclo de eficiência geral. Na teoria, duplo TEX são suficientes para aumentar a eficiência do ciclo, porque a curva de resfriamento do gás natural é reproduzida melhor do que aquele com um só TEX ⁶.

Plantas MR são, geralmente, mais complexas. São necessárias diversas fontes de suprimento e estocagem do gás natural, fazendo com que a operação e controle destas plantas sejam mais complicados. Também, temos altas taxas de refrigerantes fluindo através da planta criando um potencial problema ambiental.

O trabalho principal dos ciclos de liquefação em sistemas fechados (closed-loop) conta com o resfriamento do gás natural, usando um ou mais ciclos de refrigeração que podem ser simples ou muito complexos, dependendo da tecnologia, A Figura 2, abaixo, mostra um ciclo de liquefação elementar e seus principais componentes necessários para operar uma planta de liquefação.

Primeiro. O refrigerante é comprimido pelo compressor (CP) para passar pelo processo de resfriamento e alcançar a temperatura ambiente no trocador de calor (HE).

Segundo. O refrigerante flui em direção ao trocador de calor criogênico principal (MCHE) onde pela transferência de calor resfria-se. Note que, dependendo da composição o refrigerante pode condensar parcialmente, a corrente de refrigerante alcança agora o dispositivo de expansão. Este dispositivo de expansão pode ser uma simples válvula de regulação (T-V) onde o refrigerante sofre uma expansão Joule - Thompson (J-T), levando sua temperatura a um baixo valor, ou, se o dispositivo de expansão for um TEX, a energia pode ser usada totalmente, ou parcialmente, na tração do compressor. O processo de expansão isotrópico num TEX levará o fluido a temperaturas muito baixas, menor do que àquelas obtidas pelo processo J-T. Após a expansão, por qualquer um dos processos, o refrigerante retorna ao MCHE para resfriamento continuo do gás natural de uma linha de alimentação (feed-gas). Finalmente, o refrigerante deixa o MCHE para ir, mais uma vez, para o compressor, concluindo o ciclo de refrigeração. Do lado do gás natural, este entra na condição de entrega (feed-gas), e deixa o MCHE parcialmente condensado devido a seus componentes pesados (C3+) e passa por uma expansão (expansão GNL) para, finalmente, ser direcionado ao tanque (flash tank) a fim de separar o vapor da fase liquida. O vapor (flash gás) é rico em não-condensado (nitrogênio) e pode ser usado em qualquer lugar. O GNL é bombeado para um tanque de estocagem para uma subseqüente distribuição. O processo, normalmente, rende 90% de GNL.

A figura 3 mostra um esquemático de um ciclo de sistema aberto (open-loop). O principio de funcionamento é baseado no processo de compressão – resfriamento – expansão a fim de que uma carga de gás natural, numa alta pressão, a temperatura ambiente, ou moderada baixa temperatura, seja obtida. Logo após, o gás natural comprimido passa por um processo de expansão num TEX para obter GNL em um tank (flash tank). A figura é meramente ilustrativa, sendo que mais de um CP ou HE podem ser usados. Também, líquidos do gás natural podem ser extraídos. Junto, no ciclo, algumas energias proveitosas podem ser obtidas no TEX e usadas para acionamento total, ou parcial, do compressor dependendo da configuração do ciclo, um resfriamento adicional pode ser também necessário (booster cooling). Se o gás natural (feed gás) já estiver comprimido, tal como ocorre na transmissão para distribuição por pipelines para custodia ou City - Gates, uma fração de GNL pode ser obtida no TEX do residual deixado neste sistema.

Figura 2.

Figura 3.

Finalmente, um sistema menos familiar é baseado num vortex ou tubo Ranque-Hilsh (R-H). Um tubo R-H é muito simples, um dispositivo sem partes móveis que pode produzir gás natural a baixa temperatura de uma fonte de gás natural comprimido e sua aplicação para obter GNL tem sido mencionado por Kirillov ^8. Este relatório revê algumas das tecnologias disponíveis nas próximas paginas.

Black e Veatch PRICO

Neste processo MR, uma mistura de nitrogênio e hidrocarbono (metano, etano, propano e isopentano) são usadas com refrigerante, controlando da composição do refrigerante e sua temperatura e pressão, a curva de resfriamento do gás natural. Pode ser seguida muito de perto e os líquidos condensados junto com o processo podem ser extraídos (líquidos em gás natural) antes da aceleração para expandir o gás natural em um tanque (flash tank).

Sistema Kryopak PCMR

De acordo com Salof^9, o sistema PCMR usa um refrigerante composto de nitrogênio, metano, etano, propano, butano e pentano. Um trocador de calor de placas é usado.

Hamworthy (Nitrogênio Cíclico)

Este é um ciclo de sistema fechado (closed-loop) que usa nitrogênio como refrigerante. Uma compressão de três estágios, com resfriamento intermediário, é usada para obter nitrogênio a alta pressão passando por um sistema de controle a fim de obter temperatura criogênica.

Sistema Residual

Este processo é baseado em tomar vantagem da alta pressão da tubulação de distribuição de gás natural para expandir e usar para impulsionar uma pequena planta de liquefação⁷. Uma dessas pequenas plantas foi desenvolvida pelo Idaho National Engineering and Environmental Laboratory¹¹, o qual introduziu novas tecnologias para remover vapor d’água e CO² do gás natural.

Sistema Stirling

Este sistema é baseado em máquinas criogênicas que operam de acordo com o Ciclo Stirling. Estas máquinas simples combinam, num único dispositivo, os processos de compressão e expansão

Sistema Tubo Vortex

Este sistema opera baseado no R-H (Ranque-Hilsh ) ou tubo vortex. De acordo com Kirillov, um sistema operacional tem a seguinte operação técnica: Pressão do gás natural, 35 kgf/cm²; Taxa de fluxo de gás natural, entre 500 e 7,000m³/h, peso total da planta, 3.700 kg. A principal vantagem é zero consumo de energia, como o sistema opera nas pressões das cabeças de poços e linha de transmissão de gás (sistema residual), e é mecanicamente simples requerendo um pequeno investimento.

Os princípios de projeto do tubo vortex são baseados, principalmente, em considerações fluidinâmicas, o gás é injetado num tubo vortex, tangencialmente, via bocais de admissão na entrada do tubo. Devido à queda de pressão neste ponto a velocidade do fluxo é acelerada quase a sônica, e, por causa do efeito Joule-Thomson, o gás é resfriado, com alguns de seus componentes (água e/ou hidrocarbono mais pesados) de condensação.

O fluxo toma uma pronunciada configuração simetricamente rotacional, devido à força centrifuga no campo do vortex, gás e condensados são pressionados contra a parede interna do tubo enquanto fluem para o final deste, o condensado é drenado, através dos bocais na parede do tubo, e direcionados a um tanque.

Enquanto o gás se move axialmente ao longo do tubo, a dissipação ocorre próxima a parede, isto é, a energia cinética do fluxo de gás é convertida em calor. O “gás quente” produzido desta forma, 30% do volume de entrada, deixa o tubo vortex, no final deste, através de uma folga anular especialmente projetada, deixando o restante do gás, 70% do volume, o qual é refletido por um elemento cônico, retornar a entrada do tubo. Em seu caminho de volta, a temperatura é reduzida abaixo da temperatura do gás aquecido. Neste “gás frio” os componentes que condensam são retirados, por bocais radiais do tubo e misturado ao gás aquecido.

Exemplo Ilustrativo

O fluxo dentro do tubo vortex é tridimensional, viscoso e turbulento. Uma descrição geral analítica das condições do fluxo dentro do tubo é, por esta razão, impossível. Qualquer descrição tem que ser limitada a um número de casos especiais para os quais as condições foram simplificadas. Em adição, os detalhes da troca de energia entre o fluxo de gás aquecido próximo a parede do tubo e o fluxo de gás frio, no centro, do tubo, são em parte entendidos.

Com respeito ao uso de tubo vortex para desidratação de gás natural, o processo é realizado com um pouco mais de complexidade, pela condensação dos componentes do gás individualmente durante o processo de vortex.

A Figura 4, abaixo, mostra entrada interna do tubo vortex.

A Figura 5, abaixo, mostra a folga anular.

Os principais elementos do conjunto de retirada de gás são os separadores, os pré-aquecedores de gás, a planta de desidratação/pressão residual (tubo vortex), os separadores de downstream e os re-aquecedores de gás. Depois da retirada de gotículas de condensado e partículas sólidas no separador, o gás é pré-aquecido em um trocador de calor de alta-pressão. O set-point requerido para aumento de temperatura no trocador serve para evitar a condensação extensiva de hidrocarbono mais nobres no downstream do processo do tubo vortex.

Propósito: Projeto de Conjunto de Retirada de Gás.

Para este projeto dois tubos vortex serão usados para redução de pressão e desidratação de gás. Eles são operados individualmente ou em modo paralelo dependendo do fluxo e pressão do gás. Cada tubo vortex é alimentado por duas linhas de entrada, são usadas válvulas de controle para separar o fluxo, os bocais de entrada de cada tubo vortex são projetados para acelerar o fluxo de gás a velocidade do som, aproximadamente, enquanto assegura injeção tangenciada no tubo. Devido ao projeto do bocal, um fluxo máximo de massa é conseguido enquanto a pressão do gás é reduzida. Conforme o fluxo de gás para o tubo vortex aumenta a válvula de controle regula este fluxo passante através dos bocais, quando o volume máximo de fluxo é alcançado, a segunda linha de alimentação é, completamente, aberta pela válvula de controle correspondente.

Dentro do tubo vortex, o fluxo de energia do gás é usado para reduzir, ainda mais, sua temperatura durante este processo, a temperatura cai abaixo do ponto de orvalho permitindo a condensação de água e hidrocarbonetos pesados já dissolvidos no gás. Aparte a condensação, as forças centrífugas geradas pelo vortex fazem os componentes do gás mover-se em direção a parede do tubo, e deste modo, permitindo a separação gás/liquido.

Glicol é injetado na contra corrente (upstream) do tubo vortex, para evitar a formação de hidratos e, subseqüente, removido do condensado recuperado do sistema de tubo vortex e retornado ao processo.

Como não existem experiências disponíveis na fase de engenharia, em bases operacionais, de plantas de grande escala, foi tomada a decisão de incluir dois separadores no processo de downstream por razões de segurança. O separador Glicol/Água consiste de pacotes multiciclos e demisters. Deixando o tubo vortex, o gás aquecido e o condensado fluem para um separador frio onde a fase de separação ocorre no próximo passo, O gás frio e gás aquecido são levados juntos, entrando num segundo separador. O fluxo total de gás é re-aquecido, em um re-aquecedor, até uma temperatura especifica de pipeline, aqui, ele passa num sistema de medição antes de alimentar um sistema de transmissão.

Figura 6 mostra um esquema do processo

Figura 7 mostra uma visão em 3D. Área aproximada 3 mt altura x 3 mt x 6 mt.

Experiências Operacionais

Devido a cinco anos de operação bem sucedida, o uso da tecnologia de tubo vortex tem tornado-se uma alternativa economicamente e tecnicamente atrativa a processos de desidratação convencionais.

Todos os parâmetros de garantia de desempenho foram excedidos, resultando numa flexibilidade extra do operador/distribuidor, durante cinco anos em operação nenhuma parada de manutenção não planejada ocorreu. A inspeção dos tubos vortex não mostrou desgaste mecânicos nestes anos.

Entretanto, um problema com a rejeição automática da fase liquida no separador frio foi identificado, devido à produção de espuma o nível de liquido não foi propriamente observado, por isto o sistema de rejeição automática não funcionou com precisão, conseqüentemente, este sistema foi mudado, substituindo a tecnologia convencional por uma ultra-sônica. Para reduzir a quantidade de produção de espuma pacotes de demisters foram alterados no separador frio.

Conclusão

Plantas SSL têm sido produzidas e tornadas disponíveis em muitos tipos de tecnologias, as dominantes têm como base a imitação da curva de resfriamento do gás por uma mistura de refrigerantes ou por processo de compressão-resfriamento-expansão levando o gás natural a condições criogênicas. Estas técnicas outras são, diferente do tubo vortex, demasiadamente onerosos para a nossa realidade, seria muito interessante, e de menor custo, investirmos em estudos de compreensão, aperfeiçoamento e adequação da tecnologia de tubos vortex.

Referencias

1. BP, BP Statistical Review of World Energy June 2006, BP plc (2006).

2. Shukri T, “LNG Technology Selection”, Hydrocarbon Engineering (2004); Feb.

3. Cascone R, “Advances in Small Scale LNG Technology Provide User Options”, Oil Vol. 2: p. 15.

4. Foglietta J H, “Consider Dual Independent Expander Refrigeration for LNG Production”,

(2004);Jan: pp. 39–44.

5. GTI, 2003, Development of a Small-Scale Natural Gas Liquefier, final report GTI Institute.

6. Barclay M, Denton N, “Selecting Offshore LNG Processes”, LNG Journal (2005);

7. Shen D M, Fernandez F, Simıes-Moreira J R, “Using Gas Pipeline Pressure to Electricity”, Hydrocarbon Processing (2006); Jan, pp. 47–50.

8. Kirillov N G, “Analysis of Modern Natural Gas Liquefaction Technologies”, Chemical

(2004); 40: pp. 7–8.

9. Salof Companies, 2006, LNG Processes, Available in http://www.kryopak.com/kryopak 10. Hamworthy Gas Systems, 2006, Small Scale & Mini LNG Liquefaction http://www.hamworthy.com/products/products.asp?strareano=27).

11. INL, 2006, Natural Gas Technologies – Small-Scale Methane Liquefaction Plant. http://www.inl.gov/lng/projects/liquefactionplant.shtml.