50 Oilfield Review

El transporte de gas natural a través de los océanos

S. Andrew McIntoshBP Trinidad and TobagoPuerto España, Trinidad

Peter G. NobleJim RockwellConocoPhillipsHouston, Texas, EUA

Carl D. RamlakhanAtlantic GNL Company ofTrinidad and TobagoPoint Fortin, Trinidad

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Michelle Foss, Universidad de Texas, Austin; y a Patricia Ganase, Atlantic LNG, Point Fortin, Trinidad.Coselle es una marca de Sea NG Corporation. Invar es una marca de Imphy Alloys. Moss es una marca de Moss Maritime. Optimized Cascade es una marca deConocoPhillips.

Existen importantes reservas de gas natural situadas en zonas remotas que carecen

de demanda local y donde el transporte por gasoductos puede ser antieconómico.

Cada vez con más frecuencia, el gas es convertido a la fase líquida y enviado a las

terminales de importación de todo el planeta. El gas natural licuado ocupa el primer

puesto de crecimiento entre las fuentes de energía limpia y de bajo nivel de emisiones.

Otoño de 2008 51

El gas natural ha recorrido un largo camino desdeel año 390 AC, cuando los chinos lo utilizaban enla fabricación de sal. Durante los 2,400 años trans-curridos desde entonces, su alcance se ha expan-dido considerablemente; pasando de la simpleproducción de sal al transporte transoceánico enforma de gas natural licuado (GNL). Por su utili-zación, en los últimos 100 años el gas natural hapasado de ser un combustible local a un elementoque hoy se cree será un producto básico global.

Si bien los primeros chinos, romanos y griegosutilizaban poco el gas como fuente de energía, suempleo recién se expandió alrededor del año1800, con el consumo urbano del gas derivado delcarbón utilizado para iluminación.1 La demandade gas natural aumentó durante los primeros añosdel siglo XX, pero su empleo siguió siendo básica-mente local hasta poco después de la SegundaGuerra Mundial. La tecnología de ingeniería de-sarrollada en esos momentos se utilizó para cons-truir gasoductos de larga distancia, seguros yconfiables, para el transporte del gas natural.

A medida que la utilización del gas naturaldejó de ser local para convertirse en regional, susaplicaciones se expandieron y se transformó decombustible doméstico en insumo petroquímicopara la generación de energía eléctrica. El con-

sumo del gas para la generación de energía tuvo suauge durante los últimos 25 años con la introduc-ción de las turbinas de gas eficientes y el reconoci-miento de los beneficios ambientales inherentesasociados con el gas natural. Hoy, la generación deenergía eléctrica representa más de la mitad delincremento experimentado en la demanda de gas.La Administración de Información Energética delos Estados Unidos ha estimado que el consumomundial de gas aumentará en un 70% entre 2002 y2025.2

Si bien hoy en día se observa un rápido creci-miento del consumo de gas natural, los hallazgosde gas no siempre han sido considerados favorablespor sus descubridores. Durante gran parte del sigloXX, los mercados del gas natural se vieron restrin-gidos por los precios bajos y la sobreoferta. El gasque no se podía vender era quemado por antorchao reinyectado en pozos de inyección de gas paradesplazar el petróleo o mantener la presión de lospozos. Esas actitudes han cambiado al aumentar elénfasis aplicado al control de la polución.

El gas natural es el combustible fósil de másbaja polución. Los niveles potenciales de emisiónde azufre, nitrógeno y sustancias en partículas, pro-venientes del gas natural, son varios órdenes demagnitud inferiores a los del petróleo o del carbón.

Pese a que las refinerías y las centrales de energíapueden remover por completo gran parte de lasemisiones provenientes del petróleo o del carbón,dicha remoción les insume una importante canti-dad de energía y de capital. Además de producirbajas emisiones de contaminantes, los productosde la combustión provenientes del gas naturalcontribuyen bastante menos a las emisiones degases de efecto invernadero. Las emisiones de dió-xido de carbono [CO2] producidas por la combus-tión del gas natural son un 40% inferiores a las delpetróleo y un 80% menores que las del carbón,según sea el contenido de energía.3

1. Los chinos transportaban el gas en cañas de bambú,desde pozos someros hasta evaporadores de salmuera a gas para elaborar la sal. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay AJ y Parrish WR:Fundamentals of Natural Gas Processing (Fundamentos del Procesamiento del Gas Natural). Boca Ratón, Florida, EUA: Grupo Taylor & Francis, 2006.El gas para consumo urbano es un vapor inflamable quese obtiene mediante el calentamiento del carbón con elvapor de agua. Se trata de una mezcla de monóxido decarbono, hidrógeno, metano e hidrocarburos volátiles.Para obtener más información, consulte:http://www.123exp-technology.com/t/03884354486/ (Se accedió el 8 de junio de 2008).

2. Tusiani MD y Shearer G: LNG. Tulsa: PennWell Publishing Company, 2007.

3. “Natural Gas and the Environment,”http//www.naturalgas.org/environment/Naturalgas.asp(Se accedió el 3 de mayo de 2008).

En reconocimiento a sus características favora-bles en términos de emisiones, el gas natural se co-noce como el “combustible del futuro” y en estosmomentos su utilización como fuente de energía esequivalente a la del carbón.4 Esta posición debe sersopesada con la disparidad que existe entre los lu-gares en que se halla el gas natural y dónde se loconsume (abajo).5 En materia de recursos, entre el60 y el 70% de las reservas de gas natural de todo elmundo se halla en seis países y más de la mitad dedichas reservas está ubicada en Irán y en Rusia.6

Entre las zonas consumidoras, Estados Unidos y laUnión Europea representan casi el 50% del con-sumo del gas.7 Además del desajuste existenteentre las localizaciones de reservas y de consumo,se considera que alrededor del 60% de las reservasson reservas descubiertas pero no desarrolladas.8

Las reservas de gas natural descubiertas pero nodesarrolladas carecen de demanda local y el trans-porte por gasoductos resulta antieconómico.

Las localizaciones en las que el gas descubiertopero no desarrollado no puede ser transportadopor gasoductos ofrecen escasas alternativas. Unaopción está dada por la tecnología de conversiónde gas a líquidos (GTL) en la que el gas natural esconvertido en hidrocarburos líquidos de alta cali-dad mediante la reacción de Fischer-Tropsch.9 Laquímica básica para este proceso fue desarrolladaen Alemania a comienzos del siglo XX y ha sido eltema central de una importante tarea de investi-gación orientada a mejorar los catalizadores y losreactores utilizados. Si bien existen varios instala-

ciones GTL en funcionamiento, la tecnología escompleja, las plantas son costosas y los volúme-nes de gas descubierto pero no desarrollado, uti-lizado como insumo, deben ser suficientementegrandes para justificar la erogación de capital.

El transporte marítimo en forma de gas natu-ral comprimido (GNC) constituye otra opción.10 ElGNC representa una solución para conectar reser-vas de gas pequeñas con mercados pequeños a lolargo de distancias intermedias. Si bien la tecno-logía GTL y el GNC satisfarán las necesidades enalgunos mercados, hoy en día el GNL representala solución más práctica para transportar volúme-nes de gas natural grandes a través de distanciastransoceánicas largas.

La razón para licuar el gas natural es simple. Apresión atmosférica, a medida que se refrigera elgas natural para producir GNL, su volumen dismi-nuye en un factor de alrededor de 600. Esta reduc-ción de volumen hace que la licuación y eltransporte del gas proveniente de grandes camposdescubiertos pero no desarrollados, para entre-garlo a consumidores lejanos, resulten atractivosdesde el punto de vista económico. La caracterís-tica que distingue al GNL de la mayoría de losotros líquidos de los campos petroleros es el hechode que sea frío—cerca de −160°C [−256°F] en supunto de ebullición y a presión atmosférica.11 Estaforma líquida del gas natural es bombeada atransportadores marinos diseñados especial-mente para el transporte hasta terminales quesuelen hallarse a miles de kilómetros de distan-

cia. La cadena de plantas de licuación y termina-les de importación de diferentes partes del globovinculadas por transporte marítimo recibe el nom-bre de cadena de valor del GNL.12

Los costos relacionados con cada parte de la ca-dena de valor son altos y, en el pasado, los proyectosde GNL sólo se relacionaban con contratos a largoplazo.13 El incremento de los precios energéticosestá modificando el mercado del GNL. El surgi-miento de mercaderías de contado y el movimientode cargas a terminales de importación remotas, envez de más cercanas, indican que el GNL se hatransformado en un producto básico global.14

El tema principal de este artículo es el GNL;cómo se licua, transporta y almacena hasta rega-sificarlo para el consumidor. Algunos ejemplos de-muestran la tecnología utilizada en cada paso dela cadena del GNL, incluyendo los pasos dadospara garantizar la seguridad del GNL. Además seanaliza el impacto que las plantas de licuación ylas embarcaciones más grandes ejercen en la opi-nión de la industria con respecto a la localizaciónde las terminales.

Licuación: El primer pasoLa historia del proceso de licuación es larga. Sibien el químico y físico británico Michael Faradayes reconocido por su trabajo en el campo de laelectricidad, durante la primera parte del sigloXIX también licuó gas natural.15 Este trabajo fueseguido por el de Karl von Linde y David Boyle,quienes construyeron los primeros refrigeradores

52 Oilfield Review

> Reservas y consumo de gas natural. Las reservas más grandes de gas natural se encuentran ubicadas principalmente en la Federación Rusa y Medio Oriente.La Federación Rusa posee reservas probadas de 44.7 trillones de m3 [1,577 Tpc], mientras que las reservas de Irán, Qatar, Arabia Saudita, los EmiratosÁrabes Unidos y EUA totalizan 72.6 trillones de m3 [2,563 Tpc]. Irak, Nigeria, Venezuela, Argelia e Indonesia alojan un volumen de reservas más pequeñopero significativo. Estas reservas probadas equivalen a 21.1 trillones de m3 [745 Tpc], mientras que las reservas globales remanentes de 39 trillones de m3

[1,377 Tpc] están distribuidas en 42 países. El mayor consumidor de gas natural es Estados Unidos, con un consumo de 653,000 millones de m3/año [23.1 Tpc/año]seguido por la Federación Rusa, con 439,000 millones de m3/año [15.5 Tpc/año] e Irán con 112,000 millones de m3/año [3.9 Tpc/año].

Irak Irán

ArabiaSaudita Emiratos

Árabes Unidos

Canadá

EUA

Venezuela

Reino Unido Alemania

Italia

Argelia

Nigeria

Rusia

JapónChina

Indonesia

Qatar

Reservas probadas de gas natural, 5 trillones de m3

Consumo anual de gas natural, 70,000 millones de m3

Otoño de 2008 53

prácticos en la década de 1870.16 En la últimaparte del siglo XIX, Linde desarrolló un procesopara elaborar cantidades comerciales de oxígenoy nitrógeno líquidos.

El trabajo de estos primeros pioneros en la li-cuación del gas suscitó el interés en licuar el gasnatural como método para almacenarlo en formacompacta. La primera instalación de GNL fueconstruida en 1912 en Virginia Oeste, EUA, y laprimera planta comercial se erigió en Cleveland,Ohio, EUA, en el año 1941.17 Las primeras plantasde GNL, tales como la de Cleveland, fueron utili-zadas como plantas de neutralización de picos deconsumo. Las compañías de servicios públicos uti-lizan plantas de neutralización de picos de con-sumo para complementar el suministro de gasnatural durante los períodos de gran demanda.18

El reaprovisionamiento de las reservas de GNL seproduce durante los períodos de poca demanda.

Las plantas de licuación construidas para pro-cesar el gas proveniente de las reservas de gas natural descubiertas pero no desarrolladas se de-nominan plantas de carga base y actualmenteconstituyen el grueso de la capacidad de GNL.Una de las primeras plantas de carga base fueconstruida en 1969 por ConocoPhillips en Kenai,Alaska, EUA, para procesar el gas natural prove-niente de los campos situados en Cook Inlet. ElGNL de esta planta se sigue exportando al mer-cado energético japonés.

Desde la construcción de la planta de Kenai, lacapacidad de licuación del GNL se ha incremen-tado de manera continua pero no siempre uni-forme. Los planes generados durante la crisis

petrolera de la década de 1970 fueron abandona-dos durante el desborde de los mercados de la dé-cada de 1980. El retroceso actual de los preciosaltos, la oferta restringida y el deseo de contar concombustibles limpios han incentivado el creci-miento de la capacidad de licuación del GNL. Enla última década, la capacidad se ha duplicado,pasando de 86 millones de tonUK (toneladasbritánicas )/año [94.8 millones de tonUS (tonela-das estadounidenses)/año] a aproximadamente183 millones de tonUK/año [201.7 millones detonUS/año], y es posible hallar plantas de licua-ción en todo el mundo (arriba).19

A pesar de su costo y complejidad, las plantasde licuación no son más que grandes refrigerado-res, y la refrigeración constituye la esencia delproceso de licuación del GNL. Se necesita elimi-

4. Fesharaki F, Wu K y Banaszak S: “Natural Gas: The Fuelof the Future in Asia,” http://www.eastwestcenter.org/fileadmin/stored/pdfs/api044.pdf (Se accedió el 9 de junio de 2008).Makogon YF y Holditch SA: “Gas Hydrates as a Resourceand a Mechanism for Transmission,” artículo SPE 77334,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002.

5. “Statistical Review of World Energy 2008,”http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6929&contentId=7044622 (Se accedió el 11 de julio de 2008).

6. Los seis países son: Rusia, Irán, Qatar, Arabia Saudita,los Emiratos Árabes Unidos y EUA. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay y Parrish, referencia 1.

7. “International Energy Outlook 2007,”http:www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/nat_gas.html (Se accedió el 21 de mayo de 2008).

8. “Un dinámico mercado global de gas,” Oilfield Review15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 4−7.

9. “Conversión de gas natural a líquidos,” Oilfield Review15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 34−41.

10. Stenning S y Mackey T: “CNG Opens New Markets,”Fundamentals of the Global LNG Industry (Fundamentosde la Industria Global del GNL). Londres: PetroleumEconomist (2007): 67−68.

11. El punto de ebullición normal del metano puro es de−162°C [−259°F]. El gas de gasoducto destinado a laproducción de GNL debe ser tratado para remover lasimpurezas que podrían congelarse durante el procesode licuación. Las cantidades residuales de hidrocarburosy de otros gases que permanecen después delpretratamiento dejan el GNL con un punto de ebulliciónlevemente superior al punto de ebullición del metanopuro. Para obtener más información, consulte:http://encyclopedia.airliquide.com/Encyclopedia.asp?GasID=41 (Se accedió el 11 de junio de 2006).

12. Tusiani y Shearer, referencia 2.13. El costo total correspondiente a todos los componentes

de la cadena del GNL (desarrollo de las reservas de gas,licuación, embarcaciones y terminal de importación)asciende a aproximadamente US$ 4,000-6,000 millones.

14. Davis A y Gold R: “Surge in Natural-Gas Price Stoked byNew Global Trade,” The Wall Street Journal CCLI, no. 91,18 de abril de 2008.

15. “Brief History of LNG,” http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/LNG_Introduction_06.php (Se accedió el 16 de mayo de 2008).

16. “Karl von Linde Biography 1842−1934),”http://www.madehow.com/31inventorbios/31/Karl-von-Linde.html (Se accedió el 15 de mayo de 2008).

17. Foss MM: “Introduction to LNG,”http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/Documents/CEE_Introduction_To_LNG-Final.pdf (Se accedió el 4 demayo de 2008).

18. Las plantas de neutralización de picos de consumo de GNL combinan tres elementos: licuación,almacenamiento y regasificación. En el año 2004, EUAcontaba con 59 plantas de pico. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay y Parrish, referencia 1.

19. Chabrelie MF: “LNG, The Way Ahead,” Fundamentals ofthe Global LNG Industry. Londres: Petroleum Economist(2007): 10–14.

> Plantas de licuación de GNL. Las plantas de licuación de carga base se encuentran en todos los continentes y se agrupan en las regiones con grandesvolúmenes de reservas de gas descubiertas pero no desarrolladas: Norte de África, Medio Oriente y Australasia. Existen 20 plantas de licuación de cargabase en operación, cuatro de las cuales están experimentando procesos de expansión. Seis plantas de carga base se encuentran en la etapa de construcción.Las plantas de Snǿhvit, en Noruega, y Sakhalin, en Rusia, ilustran la tendencia a operar en los rigurosos ambientes árticos.

En operaciónEn construcción

nar suficiente calor del gas natural para llevarlode condiciones ambiente a una temperatura de al-rededor de −160ºC. En un proceso de refrigeraciónde circuito cerrado, se utiliza un compuesto refri-gerante para enfriar gas natural u otro fluido.20 Elrefrigerante debe pasar por varias etapas antes deregresar al punto de partida y comenzar el procesonuevamente. Estas etapas se denominan ciclos derefrigeración y se las suele ilustrar en los diagra-mas de Mollier.21 Como la refrigeración siempre esacompañada de una gran entrada de energía, losciclos para el proceso de refrigeración industrialintentan aproximarse al ciclo ideal de Carnot, contanta exactitud como lo permitan el equipamientoy los procedimientos operativos.22 Muchas opera-ciones de campos petroleros utilizan un ciclo derefrigeración por vapor simple con expansión deJoule-Thomson (abajo).23

Si bien el ciclo Joule-Thomson es muy apropiadopara operaciones de refrigeración simples, a vecesha sido utilizado para la producción comercial deGNL. Por ejemplo, una compañía de servicios ais-

lada, ubicada cerca de Vancouver, en ColumbiaBritánica, Canadá, construyó una pequeña plantade GNL a 64 km [40 millas] de distancia con el ob-jetivo de proveer combustible para la generaciónde energía.24 Los camiones trasladaban el GNL entrelas dos instalaciones. En la planta, el gas de entradase comprimía hasta 20.7 MPa [3,000 lpc] antes deatravesar dos etapas de expansión Joule-Thomsonirreversible; primero hasta 2.1 MPa [300 lpc], ydespués hasta una presión manométrica final de0.07 MPa [10 lpc] para producir GNL. Para esta ins-talación pequeña, la simplicidad de diseño de laexpansión de Joule-Thomson compensaba la inefi-ciencia termodinámica de un proceso irreversible.En contraste, las plantas actuales de GNL comer-cial tratan de reducir al mínimo nivel posible la di-ferencia de temperatura entre el gas natural que seestá refrigerando y el refrigerante. Esto se logra me-diante la adaptación del refrigerante a cada casoen particular y la utilización de más de una etapa.Estas consideraciones superan cualquier simplici-dad de diseño de la expansión Joule-Thomson.

Las plantas de licuación del GNL son instalacio-nes de procesamiento amplias y complejas. Estasplantas incluyen tres áreas separadas; limpieza delgas de alimentación, licuación y almacenamiento, ycarga en embarcaciones. Debido a las temperatu-ras extremadamente bajas propias de la produccióndel GNL, el gas de gasoductos típico debe some-terse a un proceso extensivo de limpieza antes de lalicuación. La eliminación de impurezas en unaplanta de GNL se realiza con el propósito de abor-dar tres problemas potenciales.25 Primero: los con-taminantes, como el agua y el dióxido de carbono,son eliminados con métodos agresivos para evitarel congelamiento durante la licuación, ya que dichocongelamiento podría provocar el taponamiento delas líneas y otros equipos. En segundo lugar, el ni-trógeno puede constituir una causa potencial de laestratificación en los tanques del GNL, y habitual-mente su concentración se reduce a menos de 1mol%. Por último, el mercurio es eliminado hastaalcanzar un nivel inferior a 0.01 μg/m3. Los nivelesde mercurio más elevados corroen el aluminio delos intercambiadores de calor de la licuación y fi-nalmente causan su falla.

54 Oilfield Review

20. Los refrigerantes varían dependiendo de la naturalezadel sistema que se está refrigerando. El propano seemplea ampliamente como refrigerante en aplicacionesde campos petroleros, mientras que diversos compuestosdel hidrofluorocarbono se utilizan como refrigerantes en viviendas.

21. “Mollier Charts,” http://www.chemicalogic.com/mollier/default.htm (Se accedió el 26 de junio de 2008).

22. El ciclo de Carnot para un motor térmico consta decuatro etapas (dos isotermales y dos adiabáticas). Dado que todos los procesos de un ciclo de Carnot son reversibles, no existe ningún cambio de entropía, lo que lo convierte en el ciclo más eficiente. Los ciclostermodinámicos—tales como el ciclo de Carnot—quesólo pueden ser aproximados pero nunca efectivamenteconcretados se denominan ciclos “ideales.” Paraobtener más información, consulte:http://hyperphysics.phy-astr.gsu.edu/hbase/thermo/carnot.html (Se accedió el 10 de junio de 2008).

23. En una expansión de Joule-Thomson, un refrigerante seexpande en forma irreversible a través de un orificio ouna válvula de regulación. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay y Parrish, referencia 1. Smith JM y Van Ness HC: Introduction to ChemicalEngineering Thermodynamics. Ciudad de Nueva York:McGraw-Hill Company, 1975.

24. Blakely R: “Remote Areas of Canada Can Now BeServed by Trucked LNG,” Oil & Gas Journal 66, no. 1(Enero de 1968): 60−62.

25. Kidnay y Parrish, referencia 1.Tusiani y Shearer, referencia 2

26. Estas curvas se conocen a menudo como curvas deoperación y constituyen una representación gráfica de latemperatura versus la entalpía (contenido de calor). Paraobtener más información, consulte: Ransbarger W: “AFresh Look at Process Efficiency,” LNG Industry (Primaverade 2007), http://lnglicensing.conocophillips. com/publications/index.htm (Se accedió el 26 de julio de 2008).

27. Si bien existen numerosas variantes, la mayoría de las plantas de refrigerantes mixtos de GNL utilizan latecnología de Air Products & Chemicals. De un modosimilar, la tecnología de ConocoPhillips domina el uso de los procesos de componentes puros en cascada.

28. “Liquefied Natural Gas—Enhanced Solutions for LNGPlants,” http://www.geoilandgas.com/businesses/ge_oilandgas/en/downloads/liquified_natural_gas.pdf(Se accedió el 13 de junio de 2008).

> Ciclo de refrigeración con vapor. Un uso común de la expansión de Joule-Thomson en la industriapetrolera es el ciclo de refrigeración del propano de una sola etapa. Este ciclo posee cuatro com po -nentes: compresor, condensador, válvula de expansión y evaporador. La operación de este sistemaconsta de cuatro pasos que pueden ser visualizados en un diagrama de presión-entalpía de Mollier,correspondiente al propano. El ciclo comienza en el Punto A con el propano como vapor saturado apresión atmosférica y −40°C [−40°F]. El vapor de propano se comprime hasta una presión absoluta de1.62 MPa [235 lpc] y 93°C [200°F] en el Punto B. La condensación del vapor desde el Punto B, a presiónconstante, hasta convertirse en un líquido saturado a 49°C [120°F] en el Punto C, se produce por elintercambio de calor con un refrigerante externo; habitualmente aire. El propano líquido en el Punto Cse expande a través de una válvula de Joule-Thomson llegando al Punto D como una mezcla delíquido-vapor a −40°C y a presión atmosférica. En el último paso, la mezcla de propano líquido-vaporen el Punto D atraviesa un evaporador donde pierde su calor latente mediante el enfriamiento de una corriente externa. El propano termina donde empezó, como un vapor saturado en el Punto A.

Pres

ión,

lpc

Entalpía, Btu/lbm–100 –50 0 50 100 150 200 250 300 350

100

200

80

60

40

20

108

6

4

2

1

400

600

8001,000

AD

BC

Compresor

Evaporador

Condensador

Válvula de expansión de Joule-Thomson

Líqui

do sa

tura

do

Vapo

r sat

urad

o

Punto crítico

Otoño de 2008 55

Luego de la limpieza, el gas natural tratado in-gresa en la sección de licuación de la planta. Eldiseño del procesamiento de la licuación es im-pulsado por el deseo de aproximarse a la eficien-cia del motor ideal de Carnot. Esa eficiencia del100% tiene lugar cuando el proceso es totalmentereversible, y cuando la curva de refrigeración delmaterial que se está refrigerando y la curva de ca-lentamiento del refrigerante coinciden entre sí enforma exacta.26 Si bien este nivel de eficiencia sólose puede lograr para un caso ideal, las plantas deGNL actuales han avanzado considerablementepara acercársele. Las claves para la eficiencia deestas plantas residen en tres áreas: refrigerantes,compresores e intercambiadores de calor.

Las plantas de GNL actuales ofrecen dos alter-nativas de refrigerantes en general: refrigerantesmixtos y cascada de componentes puros.27 Porejemplo, el proceso C3-MR—desarrollado por AirProducts & Chemicals—utiliza propano y un re-frigerante de múltiples componentes para licuarel gas natural tratado con el fin de convertirlo enGNL, en dos ciclos refrigerantes. Una tecnologíaalternativa—el proceso Optimized Cascade deConocoPhillips—incluye tres ciclos refrigerantespara refrigerar y licuar el gas natural en formagradual (arriba). Cada enfoque posee ventajas ydesventajas, pero la elección definitiva dependeconsiderablemente del cliente y de los requeri-mientos del lugar. En el año 2006, aproximada-

mente el 80% de la capacidad mundial de GNL uti-lizaba el proceso de refrigerantes mixtos, y el 20%restante empleaba la licuación por cascada decomponentes puros.

Si la licuación es la esencia del proceso delGNL, la compresión y los correspondientes impul-sores de las turbinas de gas aportan la fuerza. Paracomprimir el refrigerante, se utilizan compresorestanto centrífugos como axiales.28 Los compresoresde refrigerantes mixtos deben manipular grandescapacidades a bajas temperaturas y a menudo uti-lizan compresores axiales. Por otro lado, el etilenocomo refrigerante—utilizado en el proceso de cas-cada de ConocoPhillips—podría requerir un com-presor centrífugo. El tipo y el diseño del compresor

> Alternativas del proceso de licuación de GNL. El GNL puede licuarse utilizando un refrigerante de múltiples componentes, en un solo ciclo, o utilizandovarios componentes puros en un arreglo de cascada. El enfoque de componentes múltiples o refrigerantes mixtos es tipificado por el proceso C3-MR deAir Products & Chemicals (extremo superior izquierdo). El gas natural tratado, seco, es enfriado previamente con propano hasta alcanzar aproxima da mente−30°C [−22°F] para remover el propano líquido y otros líquidos del gas natural. El gas pre-enfriado se envía al intercambiador de calor criogénico principaldonde se condensa y luego se evapora para producir GNL a −160°C. Después del intercambio térmico para producir GNL, el refrigerante mixto—habi tual -mente nitrógeno, metano, etano, propano, butano y pentano—es enviado al sector de compresión para completar el ciclo. Este proceso permite lograr unaaproximación media—la diferencia de temperatura entre el refrigerante y el material que se está enfriando—de aproximadamente 8.3°C [15°F] (extremosuperior derecho). El proceso Optimized Cascade de ConocoPhillips utiliza tres ciclos independientes de refrigerantes de componentes puros para producirGNL (extremo inferior izquierdo). En forma similar al proceso de refrigerantes mixtos, el proceso de cascada utiliza primero un circuito cerrado de refri ge -rante propano para remover los líquidos del gas natural del gas natural tratado. El material se somete luego a dos ciclos refrigerantes más—etileno ymetano—que producen el GNL resultante. Cada circuito cerrado de refrigerante consiste de compresores independientes, válvulas de expansión,condensadores y evaporadores. Este proceso permite lograr una aproximación promedio de aproximadamente 6.7°C [12°F] (extremo inferior derecho).

100

0

–100

–200

–3000 20 40 60 80 100

Tem

prea

tura

, °F

Tem

prea

tura

, °F

%

Gas siendo licuadoRefrigerante

100

0

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–3000 20 40 60 80 100

Cambio de entalpía, %

Aproximación promedio = 15 °F

Aproximación promedio = 12 °F

Cambio de entalpía, %

Gas siendo licuadoRefrigerante

Pesado

Compresor

Refrigerante mixto

Expansor

Propano

Intercambiadorde calor de aire-aletas

Separador

Compresor Turbina Compresor Compresor Turbina

Intercambiadorde calor deaire-aletas

Liviano

GNL

Remoción de componentes pesados

Líquidos del gas natural

Gas n

atur

al tr

atad

o

Combustiblede plantaGNL

Proceso con refrigerante mixto C3-MR de Air Products

EtilenoPropano

Intercambiadorde calor deaire-aletas

Intercambiadorde calor deaire-aletas Combustible

de la planta

GNL

Gas n

atur

al tr

atad

o

Metano

Líquidos del gas natural

GNL

Vapores de lacarga de las

embarcaciones

Proceso Optimized Cascade de ConocoPhillips

Compresores Turbinas TurbinasCompresores Compresores Turbinas

Remoción de componentes pesados

Intercambiadorde calor deaire-aletas

Corriente del tubo hacia afuera

Corriente del tubo hacia adentro

Corriente delrecipiente hacia fuera

Corriente delrecipiente hacia adentro

Mandril

Aletas

Placas de separación

Corriente Ahacia dentro

Corriente Bhacia afuera

dependen del refrigerante utilizado en cada servi-cio en particular. La eficiencia de los compreso-res centrífugos para plantas de GNL construidasen la década de 1970 era cercana al 70%. Las efi-ciencias actuales para compresores centrífugosdel mismo servicio son del 80% o superiores.29 Enlas plantas actuales, estos compresores funcionancon turbinas de gas, y la capacidad de produccióndel GNL se relaciona directamente con la poten-cia que estas turbinas pueden entregar. Unaplanta construida en el año 2000 podía utilizarunidades de turbinas de gas que permitían la pro-ducción de 3.3 millones de tonUK/año [3.7 millo-nes de tonUS/año] de GNL, en tanto que las

tercambiador enrollado en espiral es el disposi-tivo primario de intercambio de calor utilizadopara producir GNL en el proceso de refrigerantesmixtos.33 En este dispositivo, se enrollan tubos depequeño diámetro alrededor de un núcleo centraly este arreglo de tubos se inserta en una carcasade recipiente de presión (abajo a la izquierda).Tanto el proceso de cascada como el de refrige-rantes mixtos pueden emplear el tercer tipo de in-tercambiador: core-in-kettle. Este intercambiadorse suele utilizar en el intercambio de calor delpropano y consta de una placa y un bloque tipoaleta colocados dentro de una carcasa cilíndricahorizontal de grandes dimensiones.34

Es habitual que las plantas de GNL tengan lí-neas de procesamiento múltiples, o trenes, paralicuar el gas natural. Esto permite la expansiónplanificada de la planta. La producción prove-niente de trenes simples o múltiples se envía a lostanques de almacenamiento aislados ubicados enlas cercanías, donde el GNL permanece hasta quellega una embarcación para su carga y transportea las terminales remotas.35

El gas del Caribe se transporta globalmenteLa planta de GNL ubicada en Point Fortin, Trinidad,utiliza la moderna tecnología de licuación des-cripta precedentemente. Existen grandes reservasde gas natural en el área marina de la isla caribeñade Trinidad, y durante los últimos 50 años este gasha sido empleado para la generación de electrici-dad, además de la producción de metanol y amoní-aco; y hoy en día se utiliza para la exportación delGNL. La compañía Atlantic LNG Company of Trini-dad and Tobago fue creada en 1995 para desarro-llar una planta de GNL en Point Fortin.36

La planta de Atlantic ubicada en Point Fortinfue construida sobre 838,000 m2 [207 acres] de te-rrenos recuperados para procesar el gas prove-niente de los campos gasíferos marinos ubicadosal sudeste y al norte de Trinidad (próxima página,extremo superior izquierdo). La planta comenzó aoperar en 1999, con una capacidad de 3.0 millo-nes de tonUK/año [3.3 millones de tonUS/año] deGNL y 950 m3/d [6,000 bbl/d] de líquidos de gasnatural. Después del éxito logrado con la opera-ción inicial, se lanzaron proyectos de expansiónen los años 2000 y 2002 para aumentar la capaci-dad de la planta de uno a cuatro trenes capaces deproducir un total de 14.8 millones de tonUK/año[16.3 millones de tonUS/año] de GNL y hasta3,820 m3/d [24,000 bbl/d] de líquidos de gas natu-ral.37 En el año 2007, Atlantic LNG Company ocu-paba el séptimo lugar mundial en capacidad deproducción de GNL y era el mayor proveedor deGNL para los Estados Unidos (próxima página, ex-tremo inferior derecho). En el pasado, la mayorparte del producto de la compañía se trasladaba a

56 Oilfield Review

> Intercambiadores de calor arrollados en espiral y de placas-aletas. El proceso de licuación conrefrigerantes mixtos utiliza un diseño arrollado en espiral o bobinado (izquierda) como intercambiadorde calor criogénico principal. En este dispositivo, los tubos de pequeño diámetro envuelven un núcleocentral—denominado mandril—en direcciones alternadas. En el diseño mostrado, el fluido de los tubosingresa en la base y se desplaza corriente arriba para luego salir por la parte superior. La corriente dellado del recipiente pasa por sobre los tubos, corriente abajo, generando el intercambio de calor, con -tracorriente, entre los fluidos. Cada tubo termina en placas tubulares que forman parte de la carcasacilíndrica. Para el servicio de GNL, es habitual un diseño de aluminio, pudiéndose lograr relaciones detransferencia térmica superficie/volumen de 50 a 150 m2/m3 [15.2 a 45.6 pies2/pies3]. Por el con tra rio,los intercambiadores de placas-aletas (derecha) se utilizan habitualmente en el proceso de licuaciónen cascada. Un intercambiador de placas-aletas utiliza capas de láminas corrugadas o aletas sepa -radas por placas metálicas. Las corrientes calientes y frías fluyen a través de las capas alternadas yel calor es transferido desde la aleta de una capa a la placa de separación, luego hasta el conjuntode aletas de la capa siguiente, y finalmente hasta el otro fluido. Estos intercambiadores se fabricancomo recipientes de presión, de latón soldado, sin uniones mecánicas. De un modo similar a losintercambiadores arrollados en espiral, las unidades de placas-aletas utilizadas en el servicio de GNLson típicamente de aluminio y muy compactas; pueden lograrse relaciones de superficie/volumen de300 a 1,000 m2/m3 [91.5 a 305 pies2/pies3].

grandes turbinas de gas actuales se asocian concapacidades de casi 7.8 millones de tonUK/año[8.6 millones de tonUS/año].30 Al igual que loscompresores, las turbinas utilizadas en las plan-tas de GNL han experimentado un incremento enla eficiencia de sus ciclos; del 28 al 40% durantelos últimos 30 ó 40 años.

La clave final para la licuación eficiente del gasnatural es la transferencia de calor efectiva. El em-pleo de equipos especializados de transferencia decalor asegura que la diferencia de temperaturaentre el refrigerante y el gas natural que se está re-frigerando se reduzca al mínimo. La mayoría de losequipos de transferencia de calor utilizados en lasplantas de licuación de GNL actuales ha surgidocomo resultado de otros esfuerzos realizados en elsector de la industria criogénica. En los circuitosde refrigeración del GNL generalmente se utilizantres tipos especiales de intercambiadores de calor;intercambiadores de placas-aletas, enrollados enespiral y los llamados core-in-kettle.31

Los intercambiadores de placas-aletas de alu-minio—utilizados en el proceso de cascada—constan de capas alternadas de aletas y placasencerradas en un recipiente rectangular.32 Si secomparan con los equipos de acero al carbono oacero inoxidable equiparables, los intercambiado-res de placas-aletas poseen un 20% del tamaño yel 10% del peso de aquéllos. En contraste, un in-

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las terminales de EUA, pero eso está cambiandoen la actualidad. Debido al incremento de los pre-cios del gas en Europa, en estos momentos se en-vían importantes embarques de producto a las

terminales de España. Por consiguiente, AtlanticLNG Company desempeña un rol clave en la de-terminación de los precios del gas de la cuencaatlántica.38

Todos los trenes de Atlantic LNG ubicados enPoint Fortin utilizan el proceso Optimized Cascadede ConocoPhillips. El primer tren, construido en1999, representó la primera planta de carga basecon tren simple construida en los 30 años prece-dentes a esa fecha.39 Ese primer tren y todos losdiseños de trenes subsiguientes de la planta dePoint Fortin utilizan tres ciclos de refrigeraciónde componentes puros: propano, etileno y metano.El intercambio de calor producido en las unidadesde refrigeración es realizado por intercam biadoresde placas-aletas, mientras que grandes turbinas degas impulsan los compresores. Cada tren de GNLde Point Fortin posee pares paralelos de turbinasde gas y compresores. Esto permite que cada trensiga en funcionamiento aún cuando se pierda uncompresor o una turbina en particular.40

29. Ransbarger, referencia 26.30. “Liquefied Natural Gas,” http://www.geoilandgas.com/

businesses/ge_oilandgas/en/downloads/liquified_natural_gas.pdf (Se accedió el 11 de junio de 2008).

31. Las plantas de GNL también pueden utilizarintercambiadores de aire-aletas y de carcasa y tubosque son comunes en el campo petrolero y en lasoperaciones de refinación. Estos intercambiadores nose analizan en este artículo.

32. Markussen D: “All Heat Exchangers Are Not CreatedEqual,” The Process Engineer (Septiembre de 2004),http://www.chart-ind.com/literature_library_forall.cfm?maincategory=5 (Se accedió el 26 de julio de 2008).Markussen D: “Hot Technology for Lower Cost LNG,”Hydrocarbon Engineering 10, no. 5 (Mayo de 2005): 19–22.Markussen D y Lewis L: “Brazed Aluminum Plate FinHeat Exchangers—Construction, Uses and Advantagesin Cryogenic Refrigeration Systems,” presentado en laReunión de Primavera del Instituto Americano deIngenieros Químicos, Atlanta, Georgia, EUA, 10 al 14 de abril de 2005.

33. “Looking Inside…Spiral Wound Versus Plate-Fin HeatExchangers,” http://www.linde-plantcomponents.com/documents/looking_inside_PFHE_SWHE.pdf (Se accedióel 15 de junio de 2008).

34. Core-in-kettle es una aplicación especial de latecnología de intercambiadores de placas-aletas.

35. Los tanques de almacenamiento de GNL de la planta delicuación son similares a los tanques de almacenamientode las terminales de importación. La tecnología utilizadaen estos tanques especiales será cubierta en la secciónsobre terminales de importación.

36. Los accionistas de Atlantic LNG Company son: BP,British Gas, Repsol, Suez LNG y la Compañía Nacionalde Gas de Trinidad y Tobago.

37. Los trenes son líneas de producción paralelas para elGNL. Para obtener más información, consulte: Hunter Py Andress D: “Trinidad LNG—The Second Wave,”presentado en Gastech 2002, Doha, Qatar, 13 al 16 deoctubre de 2002.Diocee TS, Hunter P, Eaton A y Avidan A: “Atlantic LNGTrain 4, The World’s Largest LNG Train,” presentado enLNG 14, Doha, Qatar, 21 al 24 de marzo de 2004.

38. Davis y Gold, referencia 14.39. Redding P y Richardson F: “The Trinidad LNG

Project–Back to the Future,” LNG Journal (Noviembre-diciembre de 1998), http://lnglicensing.conocophillips.com/publications/index.htm (Se accedió el 26 de julio de 2008).

40. Si bien el cierre de un compresor o de una turbinaindividual reduciría significativamente la capacidad deproducción de GNL, el tren impediría el calentamientohasta alcanzar las condiciones ambiente y continuaríaoperando hasta que se efectuaran las reparacionespertinentes.

> Suministro de gas de Atlantic LNG Company. Los principales camposde gas natural, al sudeste de Trinidad, se encuentran en el área marina,a una distancia de aproximadamente 55 km [34 mi], y a 110 km [68 mi] dePoint Fortin. Un sistema complejo de líneas submarinas lleva este gas atierra firme. Por ejemplo, tres líneas—de 122 cm [48 pulgadas], 91 cm [36 pulgadas] y 76 cm [30 pulgadas]—transportan el gas desde el áreade Cassia hasta Galeota Point y Beachfield en tierra firme. Dos líneas de61 cm [24 pulgadas] llevan el gas desde el área de Dolphin, a través deun punto intermedio en Poui, hasta los puntos terrestres. Muchas otraslíneas que conectan los campos de Osprey, Teak, Mahogany, Flamboyant,Pelican y Kiskadee/Banyan con el sistema marino de gasoductos (queno se muestra aquí) completan el escenario. Múltiples líneas de gas,tendidas por tierra, conectan las instalaciones terrestres de recepcióncon la planta de GNL de Point Fortin. El gas llega desde el campo sep -tentrional Hibiscus a través de una línea submarina de 61 cm. Los camposseptentrionales se sitúan a unos 32 km [34 mi] de distancia, en el áreamarina, y a más de 83 km [52 mi] de Point Fortin.

O C É A N O

A T L Á N T I C O

M A R C A R I B E

TOBAGO

TRINIDAD

Puerto España

PointFortin Galeota

Point

Poui

Cassia

DolphinBeachfield

Hibiscus

200 millas

0 20km

> Embarques de Atlantic LNG Company. Atlanticenvía el producto a las terminales de impor ta -ción del Caribe, Estados Unidos y Europa(extremo superior izquierdo). Las terminales deimportación de GNL del Caribe incluyen loca li -zaciones en República Dominicana y PuertoRico. Las terminales de recepción de EstadosUnidos se encuentran ubicadas en Everett,Massachusetts; Cove Point, Maryland; ElbaIsland, Georgia; Gulf Gateway, Luisiana (áreamarina); y Lake Charles, Luisiana. Los embar queseuropeos de GNL se envían principalmente a lasterminales de España situadas en Bilbao, Huelvay Cartagena. Ocasionalmente, Atlantic tambiénha enviado GNL al Reino Unido, Japón y Bélgica.El volumen de GNL enviado por Atlantic desdePoint Fortin (extremo inferior derecho) comenzósiendo modesto en el año 1999, un poco menosde 2 millones de tonUK/año [2.2 millones detonUS/año]. Al incorporar capacidad adicional,estos embarques se expandieron rápidamentehasta alcanzar casi 13 millones de tonUK/año[14.3 millones de tonUS/año] en el año 2006.

Después de la licuación, el GNL producido enPoint Fortin se envía a tanques de almacenamiento,a la espera de su embarque marítimo.41 Los muellesmarítimos de Point Fortin pueden alojar embarca-ciones de GNL de hasta 145,000 m3 (912,000 bbl]de capacidad, lo que representa un incrementoconsiderable en comparación con el primer em-barque marítimo de GNL de hace 50 años.

El gas natural en el marEl primer embarque marítimo de GNL se efectuóen 1959 a bordo del Methane Pioneer, cuya capa-cidad era de sólo 5,560 m3 [35,000 bbl].42 Esa pri-mera carga de GNL provenía de Lake Charles, enLuisiana, y estaba destinada a Canvey Island, enel Reino Unido. Ese embarque y los subsiguientesdemostraron que de hecho se podía transportarimportantes cantidades de GNL a bordo de embar-caciones marítimas. Desde entonces, los grandestransportes de GNL se han convertido en visitanteshabituales de las costas marítimas de todo elmundo. Los transportes se han extendido en térmi-nos de cantidad, sofisticación; y tamaño (arriba).La cantidad de embarcaciones nuevas para eltransporte de GNL ha aumentado rápidamente. En1990, la flota mundial estaba integrada por 70 uni-dades, en tanto que la actual cuenta con 266 trans-portadores, de los que 126 son contratados.43

Ni el alto índice de crecimiento ni el cambio,son nuevos para la industria marítima del GNL, queya tiene 50 años de historia. Las embarcaciones de

transporte de GNL requieren un período inicial dealrededor de cuatro años para su construcción eimplican una alta erogación de capital; aproxima-damente el doble del que cuesta construir una granembarcación transportadora de crudo. En el pa-sado, las embarcaciones para transporte de GNLeran construidas conforme a contratos a largoplazo para llevar el GNL desde una planta de li-cuación específica hasta terminales de importa-ción determinadas. Ante los altos precios del gasnatural y la volatilidad del mercado de contado,esa característica del transporte marítimo delGNL está cambiando.44 La capacidad de las plan-tas de licuación no fijada por contrato se envía ala localización que pague los mejores precios decontado.

El diseño de las embarcaciones para el trans-porte de GNL es guiado por diversos criterios de-terminados por las características físicas del GNLen sí.45 En primer lugar, la baja densidad del GNLimpone una embarcación grande, de casco doble,con lastre, poco calado y cubierta de francobordoalta.46 El casco doble sirve como característica deseguridad y brinda espacio para el lastre de agua.En segundo lugar, la temperatura sumamente bajadel GNL exige la utilización de aleaciones espe-ciales para la construcción de los tanques. Segúnel tipo de tanque, es posible emplear aluminio,acero inoxidable y aleaciones de níquel-acero.Además, el alto grado de ciclado térmico existenteen los tanques de almacenamiento a bordo re-

quiere que se tenga un cuidado especial al diseñarla estructura de soporte. Por último, se requierebuen aislamiento térmico, ya que el acero al car-bono habitualmente utilizado en el casco es vulne-rable a las temperaturas extremadamente bajasdel GNL. En algunos diseños de tanques, el aisla-miento debe ser capaz de soportar el peso del car-gamento.

La aplicación de estos criterios ha generado di-versos diseños de carga de GNL con dos sistemas deuso general; tanques independientes y tanques demembranas. Los tanques independientes—talescomo el sistema Moss para transporte de GNL—sonautoportantes y no forman parte del casco de la em-barcación. Los tanques de membranas—tales comolos desarrollados por Gaztransport y Technigaz—están sostenidos por el aislamiento que pasa porel casco de la embarcación y emplean una mem-brana metálica delgada para la contención (pró-xima página).47

Con la aceleración de la tendencia hacia laadopción de embarcaciones de mayor tamaño,ambos diseños de sistemas de contención se hanvisto limitados. En ciertos casos, para los tanquesesféricos independientes, el peso y las instalacio-nes especiales que se necesitan para construirloshan constituido un problema. Además, las embar-caciones con tanques esféricos pagan mayores im-puestos en el Canal de Suez que otros tipos deembarcaciones utilizadas para el transporte deGNL.48 Por otro lado, los sistemas de membranasson susceptibles de sufrir daños por el vaivén dellíquido provocado por la gran superficie libre delos tanques; situación que empeora cuanto mayores el tamaño de la embarcación. Las tareas de in-vestigación con respecto al vaivén del líquido, lle-vadas a cabo mediante la utilización de maquetasde tanques, ayudan a definir la mejor forma quedeben tener los tanques para resistir este fenó-meno. Aunque ambos sistemas de contención detanques son de utilización general, hoy en día seespecifica el sistema de membranas para la mayo-ría de las embarcaciones de transporte de GNL degran tamaño que se construyen en la actualidad.49

Si bien el sistema de contención utilizado enlas embarcaciones para transporte de GNL siguesiendo un tema central de investigación, a medidaque la industria se concentra en las emisiones yen los altos precios de la energía surgen nuevosconceptos en materia de sistemas de propulsiónde embarcaciones. Por tradición, las embarcacio-nes para el transporte de GNL han utilizado siste-mas de propulsión por turbinas de vapor quepermiten una fácil disposición final del gas vapo-rizado del cargamento.50 La industria ha comen-zado a adoptar los motores diesel para doscarburantes, cuya eficiencia oscila entre un 38 yun 40% en comparación con las turbinas de vapor,

58 Oilfield Review

> Evolución de la capacidad de transporte de GNL. Durante las últimas décadas, los transportadoresmarinos de GNL han crecido significa tiva mente en cuanto a capacidad de carga. Las embarcacionesde tamaño estándar del último trimestre del siglo XX poseían una capacidad de transporte de GNL 25 veces mayor que la del Methane Pioneer original, y la relación actual es superior a 40. Estos incre -mentos de capacidad han sido impulsados por la necesidad de reducir los costos de transporte ylograr economías de escala en términos de construcción de embar ca cio nes. La capacidad de las em -barcaciones de GNL experimentó tres pe ríodos bien diferenciados. Durante el primer período—1965 a1975—los transportadores de GNL poseían una diversidad de tamaños; sin embargo, eran todos rela -tivamente pequeños (contorno verde). Luego sobrevino un período más largo en el que la capacidadde la mayoría de las embar ca ciones era de aproximadamente 125,000 m3 [787,000 bbl], produciéndoseun crecimiento gradual del tamaño a partir de fines de 1990 (contorno rojo). Actualmente, la capa ci -dad de transporte de GNL está atravesando otro cambio substancial. Las nuevas embarcaciones deGNL, gigantes y con capacidades de hasta 265,000 m3 [1,668,000 bbl], han sido construidas paraservicios de larga distancia (contorno azul).

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Otoño de 2008 59

cuya eficiencia es del 28%.51 También se están con-siderando los sistemas con re-licuación a bordo,con turbina de gas y turbina de vapor combinadasy con re-inyección de gas vaporizado. Todos estosconceptos nuevos en materia de propulsión, con-tención de cargamento y diseño de embarcacio-nes son impulsados por los altos costos desuministro y los elevados precios de la energía, asícomo por el deseo de reducir el nivel de emisio-nes. El destino que tuvo una embarcación detransporte de GNL—el Polar Eagle—demuestracuán rápido ha cambiado el transporte marítimode GNL en los últimos 15 años.

La embarcación Polar Eagle fue construida en1993 en IHI Aichi Works, de Nagoya, Japón, porConocoPhillips y Marathon Oil Corporation.52 Enel momento de su puesta en servicio, dicha em-barcación poseía una eslora de 230 m [755 pies],una manga de 40 m [131 pies], un peso bruto de60,032 tonUK [66,174 tonUS], y transportaba una

41. Los tanques de almacenamiento de GNL de la planta delicuación son similares a los tanques de almacena mien tode las terminales de importación. La tecnología utilizadaen estos tanques especiales será analizada en unasección subsiguiente sobre terminales de importación.

42. Foss, referencia 17.43. Greer MN, Richardson AJ y Standström RE: “Large

LNG Ships—The New Generation,” artículo IPTC 10703,presentado en la Conferencia Internacional de Tecnolo gíadel Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.Vedernikova O: “LNG Shipping,” http://www.lngship.net/userFiles/2008%20Norton%20Rose.pdf (Se accedió el 17de junio de 2008).

44. Valsgård S y Kenich A: “All at Sea,” LNG Industry(Primavera de 2007): 100–104.

45. Ffooks RC y Montagu HE: “LNG Ocean Transportation:Experience and Prospects,” Cryogenics 7, edición 1–4 (Diciembre de 1967): 324−330.

46. Calado es la profundidad del agua requerida para que la embarcación flote y franco-bordo es la parte de laembarcación situada entre la cubierta y la línea de agua.

47. Deybach F: “Membrane Technology for Offshore LNG,”artículo OTC 15231, presentado en la Conferencia deTecnología Marina 2003, Houston, 5 al 8 de mayo de 2003.Kvamsdal R: “Spherical Tank Supported by a VerticalSkirt,” Patente de EUA No. 4.382.524 (10 de mayo de 1983).

48. Los impuestos del Canal de Suez son proporcionales alvolumen interno de una embarcación. Los transportadoresde GNL de diseño esférico (Moss) poseen una propor ciónde volumen no utilizado mucho mayor que lostransportadores de membranas y, por consiguiente,pagan impuestos más altos.

49. Dabouis B: “Getting Gas to the Consumer,” LNG Industry (Primavera de 2008): 28−32.

50. El GNL permanece en estado líquido en lasembarcaciones marinas por un proceso deautorefrigeración. A pesar del aislamiento, por la pared del tanque aislado pasa suficiente calor como para producir una leve ebullición del GNL. Lapequeña cantidad de gas que se forma se denominavaporizado (gas perdido por vaporización).

51. Estos motores funcionan con combustible diesel o con vaporizado. Además de la ventaja asociada con laelección de los combustibles, los motores diesel poseenmenores emisiones de NOx. El NOx es un términogenérico que se aplica a los óxidos de nitrógenoproducidos por la combustión. Para obtener másinformación, consulte: Kidnay y Parrish, referencia 1.

52. “87,500 m3 SPB LNG Carrier Polar Eagle,”http://www.ihi.co.jp/ihimu/images/seihin/pl12_1.pdf (Se accedió el 17 de junio de 2008).

> Sistemas marinos de contención de GNL. Si bien se han desarrollado diferentes sistemas marinosde contención de GNL, hoy sólo se utilizan dos sistemas en forma generalizada. Los tanques de mem -branas—que se encuentran en un 50% de la flota activa—utilizan tanques grandes con una membranade metal delgada para contener el GNL (extremo inferior). Los tanques de membranas son sus ten ta -dos mediante aislamiento entre la membrana metálica y el casco de la embarcación. La membranametálica puede ser de una aleación de expansión controlada de 35% de níquel-acero o de aceroinoxidable y posee un espesor habitual que oscila entre 0.7 y 1.2 mm [0.028 y 0.047 pulgadas], de -pendiendo del metal empleado. El aislamiento entre la membrana metálica y el casco usualmenteconsta de dos capas—cajas de madera laminada rellenas con aislamiento de perlita o espuma depoliuretano, separadas por otra barrera de membrana metálica. El sistema Moss—que se observa en el 47% de las flotas activas—utiliza tanques esféricos de aluminio, independientes, para contenerel GNL (extremo superior). Estos tanques se apoyan en un zócalo de acero y no forman parte de laestructura del casco. Los tanques Moss poseen tres capas: una capa interna de aluminio seguidapor una capa de aislamiento y una carcasa externa de acero. Una torre de tubos protege las líneasde salida y entrada de GNL.

Cubierta de acero

Zócalo de soportede acero

Lastre de agua

Aislamiento

Carcasa de aluminioTorre de tubos

Capas de aislamiento

Membranasmetálicas

tripulación de 40 miembros. La propulsión estabaprovista por una turbina de vapor activada por gasvaporizado y fuel oil pesado.

Esta embarcación fue diseñada para transpor-tar 87,500 m3 [550,660 bbl] de GNL en tanques decarga con membranas en forma de prisma. A dife-rencia de otros tanques de tipo membrana, estediseño de tanque puede soportar el intenso vaivéndel líquido. Durante los últimos 15 años, esta em-barcación transportó GNL desde la planta de li-cuación de GNL de ConocoPhillips, en Kenai,hasta las compañías de servicios públicos clientesde Japón. Pese al hecho de que la embarcaciónaún era apta para el servicio, la combinación detamaño pequeño y propulsión por turbina devapor hizo que no resultara competitiva para iti-nerarios de acarreo largos. La embarcación fuecomprada recientemente por Teekay Ltd paraayudar a sus clientes a desarrollar campos de gasde menor extensión y los mercados asociados.53

Si bien el GNL constituye una forma eficientede llevar al mercado el gas descubierto pero no

desarrollado, existen combinaciones de dimen-sión de mercado, distancia de transporte marí-timo y volumen de reservas en las que ni el GNL nilos gasoductos resultan económicos. Para estosmercados, el gas natural comprimido (GNC)puede constituir una solución alternativa.54 La tec-nología del GNC reduce el volumen de gas natu-ral pero pone coto a la licuación; lo que disminuyesustancialmente los costos. Sea NG ha desarro-llado una de esas tecnologías de GNC, que recibeel nombre de módulo de almacenamiento de gas aalta presión Coselle.55 La tecnología Coselle uti-liza bobinas de tubos de acero llenos de GNC, enunidades apilables dispuestas a bordo de una em-barcación de transporte de carga para itinerarioscortos y medios (abajo). Estas embarcacionesoperan en un sistema de tipo ferry para asegurarla entrega continua de gas. Los desarrollos tecno-lógicos implementados en el ámbito del GNC pue-den abrir mercados de gas más pequeños, queactualmente son atendidos en forma deficientecon los métodos de entrega convencionales.

El final de la cadenaEl último eslabón de la cadena de suministro deGNL es la terminal de importación. Estas termi-nales descargan el GNL desde la embarcación ma-rítima y lo almacenan en tanques aislados hastaque está preparado para ser sometido al procesode regasificación en el sistema de transmisiónlocal. Existen 60 terminales de importación deGNL en todo el mundo, y otras 22 se hallan en laetapa de construcción (próxima página, arriba).56

Es posible hallar terminales de importación deGNL en todos los continentes salvo la Antártida.Cerca del 50% de las terminales se encuentra en laregión del Pacífico Asiático. Por nivel de concen-tración el segundo lugar lo ocupa Europa Occiden-tal con un 25% de las terminales de importación. Elresto está esparcido por todo el globo. Actual-mente, EUA posee seis terminales, y los antece-dentes de las operaciones de GNL en ese paísilustran el carácter cíclico que ha tenido ese ne-gocio durante los últimos 30 años.

Entre 1971 y 1980, las compañías de gas natu-ral construyeron cuatro terminales de importa-ción de GNL en EUA: Lake Charles, en Luisiana;Everett, en Massachusetts; Elba Island, en Geor-gia; y Cove Point, en Maryland.57 El volumen de en-trega alcanzó su pico en 1979, pero luego lasimportaciones de GNL declinaron rápidamente.La declinación fue causada por dos factores; lasdisputas por precios entabladas con Argelia y ladesregulación del gas natural en EUA, que dieronlugar a un incremento de la producción estadou-nidense. Las terminales de Cove Point y Elba Is-land fueron puestas fuera de servicio en 1980, ylas dos terminales restantes experimentaron unvolumen bajo en los años subsiguientes.

En 1999, la convergencia de tres factores hizoque las importaciones de GNL a EUA volvieran aresultar atractivas. En primer término, se puso enmarcha la planta de GNL de Atlantic, ubicada enTrinidad, lo que redujo los costos de transporte. Ensegundo término, el incremento de la demanda degas natural se vio acompañado del incremento delos precios. Por último, las preocupaciones am-bientales hicieron que aumentara la utilizacióndel gas natural para la generación de energía eléc-trica. En consecuencia, las terminales de importa-ción de GNL de Elba Island y Cove Point volvierona operar en 2001 y 2003, respectivamente. La ter-minal de Cove Point constituye un ejemplo exce-lente de una instalación de importación de GNL.

La terminal de importación de GNL de CovePoint está ubicada en la Bahía de Chesapeake, aunos 120 km [75 millas] al sur de Baltimore, enMaryland. Cove Point posee una capacidad de al-macenamiento de GNL equivalente a 221 millonesde m3 [7,800 millones de pies cúbicos] de gas na-tural y una capacidad de suministro por gasoduc-

60 Oilfield Review

> Transporte de GNC. El núcleo de sistema de transporte de Coselle es un tramo de 16 km [9.9 mi] detubería de acero convencional de 15.2 cm [6 pulgadas], enrollada en un transportador apilable, quepuede llenarse con GNC (extremo inferior). Varios de estos transportadores pueden ser cargados enuna embarcación de transporte de GNC (extremo superior). (Gráfica, cortesía de Sea NG Corporation.)

53. “Teekay Builds on Its LNG Service Offering,”http://www.marinelink.com/Story/TeekayBuildsonitsLNGServiceOffering-210674.html (Se accedió el 9 de mayo de 2008).

54. Un estudio descubrió que el GNC era más adecuadopara distancias de transporte de menos de 2,500 km[1,550 millas]. Para obtener más información, consulte:Economides MJ, Kai S y Subero U: “Compressed NaturalGas (CNG): An Alternative to Liquid Natural Gas (LNG),”artículo SPE 92047, presentado en la Conferencia y

Exhibición del Petróleo y el Gas del Pacífico Asiático dela SPE, Yakarta, 5 al 7 de abril de 2005.

55. Stenning D: “CNG Opens New Markets,” Fundamentalsof the Global LNG Industry. Londres: PetroleumEconomist (2007): 67–68.

56. “Liquefied Natural Gas Worldwide,”http://www.energy.ca.gov/lng/international.html (Seaccedió el 15 de mayo de 2008).

57. http://www.dom.com/about/gas-transmission/covepoint/index.jsp (Se accedió el 23 de julio de 2008).

Otoño de 2008 61

tos de 28.3 millones de m3/d [1,000 millones depies cúbicos/día]. La terminal se conecta con tressistemas de gasoductos de gas natural; Transcon-tinental Gas, Columbia Transmission y el sistemade transmisión Dominion.

Las operaciones llevadas a cabo en la terminalde Cove Point son habituales para la mayoría de lasplantas de importación de GNL (abajo). Las embar-caciones para el transporte de GNL llegan desdediversas localizaciones, incluyendo Trinidad, Ni-

geria, Noruega y Argelia. El GNL es descargadodesde los transportadores en una plataformaubicada en la Bahía Chesapeake, a unos 4.0 km[2.5 millas] en el área marina. Desde esta plata-forma, el GNL es bombeado por tuberías aisladas através de un túnel subterráneo, revestido de hor-migón, hasta los tanques de almacenamiento ais-lados y de doble pared de la terminal terrestre.Cuando se requiere GNL para la venta, se lo bom-bea desde los tanques de almacenamiento hasta los

vaporizadores y después hasta el sistema de trans-misión de gas. La vigilancia y la seguridad imple-mentadas en Cove Point incluyen la supervisión delas embarcaciones para el transporte de GNL efec-tuada por la Guardia Costera de EUA, cuando nave-gan a través de la Bahía Chesapeake hacia laplataforma de descarga. La Guardia Costera exigeuna zona de vigilancia alrededor de la embarcacióny de la plataforma marina de descarga; aún cuandono haya ninguna embarcación presente.

> Terminales globales de importación de GNL. En todo el mundo se dispone de 60 terminales de regasificación, con fines de importación, ubicadas entierra firme o bien en áreas marinas en 18 países diferentes (verde). Existen en construcción 22 proyectos de terminales adicionales (rojo).

Terminales existentesTerminales en construcción

> Componentes de una terminal de importación. Los buques metaneros llegan por transporte marino a las plataformas de descarga de las terminales deimportación, en tierra firme o en áreas marinas. Si las instalaciones de atraque y la plataforma de descarga asociada son marinas, el GNL proveniente dela embarcación se bombea a través de tuberías submarinas hasta los tanques de almacenamiento aislados, emplazados en tierra firme. Los tanques deacero aislados se utilizan comúnmente con fines de almacenamiento y pueden ser configurados como tanques de contención simple, contención doble o contención completa (se muestra el tanque de contención completa). Estos tanques descansan sobre una base de hormigón y poseen un revestimientointerno de aleación de 9% de níquel-acero que cubre las carcasas externas de acero al carbono y hormigón. El techo del tanque de almacenamiento esde hormigón sobre una cubierta suspendida. A medida que el gas natural se requiere para ser distribuido, se bombea a un vaporizador. Si bien los tanquesde almacenamiento de GNL están bien aislados, siempre se produce algo de vaporizado. El gas vaporizado puede volver a licuarse o enviarse al sistemade distribución (que aquí no se muestra).

Vaporizador Bomba Túnel

Tanque dealmacenamiento

de GNLPlataforma

de descarga

MetaneroCubierta suspendida Carcasa de hormigón

Tanque exterior de acero al carbonoAislamiento con perlitaRevestimiento de níquel-aceroColchón de hormigón

La seguridad en materia de GNL ha pasado aser objeto de un proceso creciente de fiscalizacióndesde el 11 de septiembre de 2001. Los peligrospara la seguridad son causados por las propieda-des físicas del GNL en sí y del gas resultante,cuando se evapora. Estos peligros son las tempe-raturas criogénicas, y las características y la com-bustibilidad de la dispersión del gas. Desde elinicio de esta industria en la década de 1940, sólo

se produjeron cinco accidentes en las plantas delicuación o en sus alrededores; lamentablementedos de esos accidentes produjeron víctimas fata-les.58 El accidente más grave de los ocurridos enuna planta de licuación se produjo en Skikda, Ar-gelia, en enero de 2004, cuando una caldera devapor explotó y disparó una explosión aún mayorde nubes de vapor de gas.59 Además, hubo dos ac-cidentes en terminales de importación que provo-

caron muertes. El incidente más grave de los ocu-rridos en terminales de importación se produjo enStaten Island, Nueva York, EUA, en 1973, cuandoun techo colapsó sobre un tanque de almacena-miento vacío.60 No obstante, estos pocos accidentesaislados se contrastan con el destacado registro deseguridad del transporte marítimo de GNL. En losúltimos 40 años, se han entregado más de 80,000cargas de GNL sin accidentes o cuestiones de segu-ridad de consideración.61

Los operadores que manipulan el GNL siem-pre han implementado programas de seguridad;sin embargo, esos programas han adquirido mayorrelevancia en los últimos años. En 2003 y 2004, sedivulgaron por lo menos seis estudios principalesque abordaron el tema de la seguridad y la vigi-lancia en materia de GNL.62 Además de cubrir laseguridad global con respecto al GNL, estos estu-dios se referían específicamente a los derramessobre agua, los predios de las terminales de im-portación y la cuantificación de los riesgos. Si bienla industria del GNL es sumamente diversa desdeel punto de vista geográfico, han surgido cuatroelementos de seguridad que parecen encapsularla práctica actual. Esos elementos son la conten-ción primaria, la contención secundaria, los siste-mas de protección y la distancia de separación.63

La contención primaria es la aplicación de ma-teriales y diseños adecuados para contener el GNL.La contención secundaria garantiza que si se pro-ducen derrames, se puedan contener y aislar. Lossistemas de protección actúan para minimizar lasdescargas y mitigar sus efectos. La detección defugas es un ejemplo de un sistema de protección.Las distancias de separación se refieren a laszonas de seguridad existentes alrededor de lasrutas marítimas y de las instalaciones de tierrafirme. Estos cuatro elementos de seguridad rigena lo largo de toda la cadena de valor del GNL.

Si bien el GNL ha suscitado algunas críticascon respecto a la seguridad, los registros de la in-

62 Oilfield Review

> Planta de GNL de Darwin. La planta de GNL de Darwin se encuentra ubicada en Wickham Point, enel noroeste de Australia (izquierda). El gas natural para la planta de Darwin es suministrado desde elCampo Bayu-Undan, que se encuentra ubicado entre Darwin e East Timor, en aguas internacionales.Los pozos de gas de Bayu-Undan están perforados en un tirante de agua de 80 m [262 pies] y el volu -men de reservas se estima en 96,300 millones de m3 [3.4 Tpc] de gas y 65.6 millones de m3 [413 millonesde bbl] de condensado. El gas llega desde la planta de GNL de Darwin a través de un gasoductosubmarino de 66 cm [26 pulgadas].

AUSTRALIA

2000 millas

0 200km

EAST TIMOR

TIMOR

MelvilleIsland

Darwin

Bayu-Undan

AUSTRALIA

58. “Liquefied Natural Gas Safety,” http://www.energy.ca.gov/lng/safety.html (Se accedió el 20 de junio de 2008).

59. El accidente de Skikda dejó un saldo de 27 muertos y 56 heridos. Para obtener más información, consulte:http://www.ferc.gov/industries/lng/safety/safety-record.asp (Se accedió el 20 de junio de 2008).

60. El incendio iniciado en el tanque produjo un incrementode presión que levantó el domo de hormigón. El colapsoresultante arrojó un saldo de 37 muertos.

61. Hightower M, Gritzo L, Luketa-Hanlin A, Covan J, TieszenS, Wellman G, Irwin M, Kaneshige Melof B, Morrow C yRaglan D: “Guidance on Risk Analysis and SafetyImplications of a Large Liquefied Natural Gas (LNG) SpillOver Water,” http://www.ferc.gov/industries/lng/safety/reports/sandia-rep.asp (Se accedió el 13 de junio de 2008).

62. Referencia 58.63. Foss MM: “LNG Safety and Security,”

http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/documents/CEE_LNG_Safety_and_Security.pdf (Se accedió el 15 demayo de 2008).

64. Yates D y Schuppert C: “The Darwin LNG Project,”presentado en LNG 14, Doha, Qatar, 21 al 24 de marzo de 2004.

65. Montgomery T: “Aeroderivative Gas Turbine ProvidesEfficient Power for LNG Processing,” Pipeline & GasJournal (Octubre de 2001): 54, 56−57.

66. Kurbanov Y: “Russia to Become Key Player in World LNGover Next 10 Years,” http://www.oilandgaseurasia.com/articles/p/75/article/638/ (Se accedió el 22 de julio de2008).

67. Terry MC: “Floating Offshore LNG Liquefaction Facility—A Cost Effective Alternative,” artículo OTC2215, presentado en la 7a. Conferencia Anual deTecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 1975.Barden JK: “Offshore LNG Production and StorageSystems,” artículo SPE 10428, presentado en la MuestraMarina del Sudeste Asiático de la SPE, Singapur, 9 al 12de febrero de 1982.Faber F, Bliault AE, Resweber LR y Jones PS: “FloatingLNG Solutions from the Drawing Board to Reality,”artículo OTC 14100, presentado en la Conferencia deTecnología Marina 2002, Houston, 6 al 9 de mayo de 2002.

Wagner JV y Cone RS: “Floating LNG Concepts,” Actasde la 83a Convención Anual de la Asociación deProcesadores de Gas de Tulsa, 2004.Gervois F, Daniel L, Jestin N y Kyriacou A: “FloatingLNG—A Look at Export and Import Terminals,” artículoOTC 17547, presentado en la Conferencia de TecnologíaMarina 2005, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005.Foss MM: “Offshore LNG Receiving Terminals,”http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/documents/CEE-offshore-LNG.pdf (Se accedió el 15 de mayo de 2008).

68. “ExxonMobil to Build First Gravity-Based Terminal inItaly,” http://www.poten.com/%5Cattachments%5C052305.pdf (Se accedió el 22 de junio de 2008).Sen CT: “LNG Trade Slows; Projects Advance,”http://www.ogj.com/print_screen.cfm?ARTICLE_ID=231654 (Se accedió el 22 de junio de 2008).

69. Krauss C:”Global Demand Squeezing Natural GasSupply,” http://www.nytimes.com/2008/05/29/business/29gas.html (Se accedió el 29 de mayo de 2008).

Otoño de 2008 63

dustria hablan por sí solos. La necesidad de llevarel gas natural remoto a los mercados locales ase-gura que esta tecnología continuará desempe-ñando un rol significativo en el ámbito energético.

Una mirada al futuroCuando la industria de GNL se centra en el futuro,descubre abundantes oportunidades para la apli-cación de nueva tecnología. Al comienzo de la ca-dena del GNL, las plantas de licuación nuevassiguen impulsando la implementación de mejorasen términos de eficiencia que reducen los costosoperativos. Un buen ejemplo de esto es la nuevaplanta de licuación Optimized Cascade de Cono-coPhillips, instalada en Darwin, Territorio Norte,en Australia (página anterior). Terminada a finesde 2005, la planta envió su primera carga de GNLa Japón a comienzos de 2006. En el momento desu puesta en marcha, la planta de Darwin fue pio-nera de varios inicios.64 Constituyó la primeraplanta de la industria del GNL que utilizó turbi-nas de gas aeroderivadas, de alta eficiencia paralas unidades motrices de los compresores refrige-rantes.65 Estas turbinas utilizan menos combusti-ble, producen más GNL y poseen el beneficioadicional de que generan menos emisiones atmos-féricas de CO2 y NOx. Fue la primera operaciónque utilizó los gases de escape de las turbinaspara proveer calor a diversas áreas de proceso.Por último, las líneas de carga y de vapor de laplanta de Darwin utilizan tuberías aisladas al vacíoen lugar del tipo de aislamiento convencional.

Cada vez se construyen más plantas de licua-ción nuevas—tales como la planta de Darwin—enambientes remotos y rigurosos, para llevar a losconsumidores lejanos el gas descubierto pero nodesarrollado. Un ejemplo fundamental de esta ten-dencia lo constituye la gran planta de GNL que seestá construyendo en la Isla Sakhalin, ubicada en elsector septentrional de la costa del Pacífico corres-pondiente a la Federación Rusa. La terminación deesta planta tendrá lugar en un futuro cercano y,cuando esté en pleno funcionamiento, dicha plantarepresentará entre el 5 y el 6% de la producciónmundial de GNL.66 Los compradores de Japón,Corea, México y Estados Unidos han firmado con-tratos a largo plazo para el GNL de Sakhalin.

Las plantas de licuación no son la única partede la cadena del GNL que ha experimentado me-joras; estas tendencias también se presentan enel transporte marítimo. Las mejoras logradas enel transporte marítimo incluyen nuevos diseñosde tanques, cascos de poco calado, transportado-res de doble hélice y sistemas de propulsión máseficientes. Finalmente, se están considerando em-barcaciones en forma de rompehielos para llevara los consumidores el GNL proveniente del gasdescubierto pero no desarrollado de los ambientesárticos. Todas estas mejoras perfeccionarán y ex-pandirán la red actual de transporte marítimo glo-bal del GNL (arriba).

Es probable que la última parte de la cadenadel GNL—las terminales de importación—expe-rimenten los cambios más importantes en cuanto

a tecnología. Los transportadores grandes, con sunecesidad de canales profundos y de instalacio-nes de amarre—además de las cuestiones referi-das a la seguridad—hacen que las instalacionesmarinas de GNL resulten atractivas. El conceptode instalaciones de GNL marítimas o flotantes noes nuevo; han sido propuestas y analizadas du-rante más de 30 años.67 Estas propuestas no sóloabarcan las terminales de importación sino quecubren toda la gama de instalaciones de GNL,desde la licuación hasta la regasificación. Por úl-timo, los conceptos referidos a GNL marino seestán poniendo en práctica con la terminación dela terminal de importación de Porto de Levante.Esta terminal—situada frente a la costa ita-liana—llevará el GNL desde las plantas de licua-ción de Qatar.68 Otros proyectos marinos seencuentran en diversas etapas de planificación,obtención de permisos y construcción.

Tal vez el cambio más profundo a lo largo de lacadena del GNL implicará la innovación comer-cial; no la tecnología. La industria del GNL sehalla a punto de pasar de los tradicionales contra-tos a largo plazo a un modelo de intercambio co-mercial emergente. Los efectos de este cambioson intensos, y algunos primeros participanteshan experimentado cambios imprevistos en la de-manda.69 Incluso con los primeros obstáculos quehan surgido para los emprendimientos de inter-cambio comercial, las fuerzas que impulsan el de-sarrollo del GNL siguen incólumes; y el futuroparece estar asegurado por décadas. —DA

> Principales rutas marítimas para el GNL. El GNL proveniente de las reservas descubiertas pero no desarrolladas de Medio Oriente, África y el Caribe seenvía a los grandes consumidores de Asia, Europa y EUA. Los embarques destinados a los consumidores de Japón y Corea del Sur representan el 54% delos embarques marinos totales de GNL. Los embarques desde Qatar hasta India, desde Nigeria hasta España, y desde Trinidad y Tobago hasta EUA, dancuenta de otro 13% del comercio marítimo del GNL. El 33% restante del transporte de GNL comprende los embarques entre países, cada uno de los cuales esinferior a 8,000 millones de m3 [282 Tpc]. Éstos totalizan 73,800 millones de m3 [2,606 Tpc] (que no se muestran aquí).

Exportaciones de GNL en 2007, mil millones de m3

Importaciones de GNL en 2007, mil millones de m3

12.8

8.3 8.3

10.9

8.28.6

17.7

18.1

16.1

10.8