Tecnología de la licuefacción del gas natural

Mohamed Bendjemil

RESUMEN

Este trabajo presenta diferentes tecnologías para la licuefacción del gas natural. Discute las ventajas y desventajas de cada una de ellas, haciendo especial énfasis en las tecnologías de refrigerantes mixtos. Se muestra el panorama de las reservas mundiales de gas natural y de su consumo. Se discuten las alternativas para transportar gas natural, presentando las condiciones bajo las cuales es económico el transporte como gas natural licuado.

El Dr. Mohamed Bendjemil se graduó en 1971 de ingeniero en tecnología de refinación de hidrocarburos en el Instituto Nacional de Química e Hidrocarburos en Boumerdec, Argel. En 1981 de maestro en ciencias y doctor en ingeniería química en el Instituto Tecnológico de Massachusetts. En 1964 ingresa a la Cía. Algeriana de Metano Líquido, primera empresa de gas natural que se construyó en el mundo, como técnico en proceso de licuefacción de gas natural. En 1971 en SONATRACH, División de Ingeniería y Desarrollo en Argel, Argelia, como ingeniero de proyectos y desarrollo para la licuefacción de gas natural y para una planta de amoniaco. * Trabajo presentado en la XXII Convención Nacional del IMIQ en Puebla, Pue., México (octubre de 1982) y desarrollado en Bufete Industrial Diseño y Proyectos, S.A.

INTRODUCCIÓN

Entre las fuentes de energía utilizadas en el mundo, la generada por el gas natural es muy importante y no debe ser menospreciada. Aun cuando se ha conocido durante muchos años este tipo de energía, fue desde la segunda guerra mundial que el gas natural empezó a ser el combustible preferido para la calefacción doméstica y uso industrial en muchas partes del mundo. El consumo de este combustible fósil de combustión limpia ha aumentado rápidamente. Como indicación de lo antes aseverado, la tabla 1 demuestra el incremento en su consumo en las décadas más recientes.

TABLA 1 Incremento en el consumo de gas natural (Datos en 109 de m3)

Año EUA URSS Comunidad

Europea

1946 45 (+) (+)

1964 450 (+) (+)

1965 (+) 130 19

1966 500 (+) (+)

1970 530 140 24 a 27

1980 650 700 30 a 42

(+) Datos no disponibles

Esta tabla muestra únicamente el consumo en los tres principales grupos de países industrializados. Sin embargo, algunos países productores están fomentando también el consumo doméstico del gas natural. Entre estos países se encuentran Argelia, Libia, México y Venezuela. Los recursos mundiales del gas natural son muy prometedores. Se estima que aproximadamente 82 billones (1012) de metros cúbicos, se encuentran distribuidos en diversas partes del mundo. La distribución natural de esta preciosa riqueza no está completamente a favor de aquellas naciones industrializadas cuyas tasas de consumo son muy altas —con proyecciones de uso aún más altas en un futuro próximo

— mientras que su producción doméstica del gas natural ha decaído desde el principio de los años setenta, con probabilidades de declives drásticos en los años ochenta. Si no se descubren nuevas fuentes de combustible, y a no ser que éstas sean rápidamente desarrolladas en aquellas naciones industrializadas, la única manera de mantener el bienestar de sus pueblos y sostener su crecimiento económico es la importación del gas natural de algunas áreas del extranjero que tengan cuantiosas reservas de éste, con una limitada demanda doméstica.

¿Por qué tener una planta de GNL? Lamentablemente, los consumidores y exportadores de gas natural no siempre son vecinos, y a veces están separados por miles de kilómetros (mar y tierra). La

cuestión que surge es cómo transportar el gas natural desde un continente a otro. Aparte de las sugerencias para la transformación del gas natural en otras formas, tales como energía eléctrica para su facilidad de transporte, existen dos principales alternativas, técnicamente aceptables para el transporte del gas natural. Estas alternativas han sido sujetas a discusiones intensivas desde el final de los años cincuenta, y se ocupan de la transportación del gas natural desde el Desierto del Sahara (al Norte de África) a la Europa Occidental, mediante: — una red de ductos o — como gas natural licuado (GNL)

La primera de estas alternativas es la más cómoda, y desde el punto de vista de la tecnología, la más fácil, siempre que se lleve a cabo sobre tierra. Cuando un ducto tenga que atravesar el mar, se incrementan en forma exponencial el costo, así como las consideraciones tecnológicas, en comparación con los ductos terrestres. Aparte de los problemas geopolíticos, un ducto submarino es inconveniente por lo que respecta a su flexibilidad de explotación, ya que alcanza una sola playa, y es sumamente difícil y costoso su mantenimiento en mares profundos.

La segunda alternativa es más costosa y, desde el punto de vista tecnológico, muy complicada. Comprende cuatro pasos principales, aparte de la explotación de los campos de gas natural y las facilidades para su tratamiento:

1. Una red de ductos que transportan el gas natural desde el campo a la playa. 2. Como mínimo, una planta de licuación en la playa exportadora, con facilidades para almacenamiento y su embarcación. 3. Transporte del gas natural licuado en barcos- tanque especialmente construidos para dicho propósito. 4. Planta para almacenamiento y regasificación en la playa donde se descarga.

Aunque esta segunda alternativa tenga un enorme costo y tecnología muy complicada, ofrece flexibilidad en la explotación y comercialización del gas natural licuado (GNL), así como algo de independencia geográfica. La inversión en esta área se inició apenas a principios de los años setenta, con la construcción de la primera planta de licuefacción en el mundo en Arzew, Argelia, con una capacidad de 1.6 x 109 metros cúbicos (1.6 mil millones de m3). Luego siguieron plantas de capacidad equivalente o un poco mayor, en Alaska, Borneo, Libia e Indonesia.

Para el final de los setenta y al principio de los ochenta, había crecido sensiblemente la inversión en esta área, mediante la construcción de enormes instalaciones para el gas natural licuado en Argelia, y la proyección de otras para Irán. Los proyectos para la década de los ochenta son el Proyecto Piloto en el

Ártico Canadiense, el Proyecto de Gas Natural de Tailandia y, probablemente el de URSS y Venezuela, que ingresarán al club GNL.

PROCESOS DE LA LICUEFACCIÓN DEL GAS NATURAL Principios básicos y observaciones generales

La licuefacción del gas natural utiliza los principios de un refrigerador de cocina, fundamentados en la condensación-refrigeración, después una válvula de globo y, finalmente, la evaporación, después de que se ha reiniciado el ciclo El gas natural es tratado químicamente y secado (para separar el CO2 y el H2S), y pasa por las siguientes etapas de enfriamiento: — preenfriamiento — enfriamiento — subenfriarniento Para evaluar el proceso de enfriamiento del gas natural, es conveniente tratar el gas a la mayor presión que sea posible, aunque ésta se encuentre a un nivel mayor que la presión crítica, si el gas no lleva los componentes que tienen que ser separados mediante la destilación. Estos compuestos son: — los hidrocarburos más pesados, C5

+, que se solidificarían en el proceso de licuefacción, y — los hidrocarburos más ligeros, C2, C3 y C4, frecuentemente son separados y comercializados aparte. Por esta razón, la presión del proceso debe quedar a un nivel menor que la presión crítica, para lograr la calidad de destilación deseada. Entonces la presión del proceso es un término medio entre la calidad de destilación deseada, por una parte, y el costo del enfriamiento, por otra. Estudios económicos rigurosos han demostrado que esta presión debe encontrarse entre 36 y 40 atm (atmósfera absoluta). En esta presión, el punto de ebullición del gas natural ocurre aproximadamente a -100°C.

PROCESO DE CASCADA CLÁSICA

Un proceso de cascada clásica (Fig. 1) consiste de tres ciclos del refrigerante. En cada ciclo, circula un fluido de refrigerante puro, el cual podrá ser cualquiera de los siguientes: propano, etileno (o etano) y metano. Cada fluido de refrigerante que circule en su ciclo ejecuta los siguientes pasos: compresión, condensación, caída de presión isoentálpica (mediante la válvula del globo) y la evaporación (cambiando el calor con otro fluido). Cada ciclo es una cascada que comprende tres o cuatro niveles de presión alcanzados por válvulas de globo especialmente instaladas. Cada nivel de presión es alimentado en una etapa adecuada del compresor. La salida del compresor es una sola corriente, a la presión más alta.

Circuito del gas natural. El gas natural, seco y libre de CO2 a 38 atm y a una temperatura cerca de la atmosférica, es preenfriado cambiando calor en el ciclo de propano hasta una temperatura de -35°C antes de ser introducido a la torre fraccionadora, donde se separa la fracción pesada C2

+. El gas natural que se despide de la parte superior de la torre fraccionadora es enfriado a una temperatura de -96°C, y condensado mediante el cambio de calor en el ciclo de etileno (o de etano, si la presión del ciclo es inferior a la atmosférica). Entonces, el gas natural condensado es subenfriado a una temperatura de -151°C, cambiando calor en el ciclo de metano. Finalmente, el gas natural licuado que sale del ciclo de metano con una presión de 37 atm y a una temperatura de -151°C pasa a través de una válvula de globo para disminuir su presión hasta 1.5 atm, y su temperatura a -162°C. Luego es introducido al recipiente final, desde el cual el GNL es despachado y el vapor (que consiste principalmente en nitrógeno) es enviado al sistema de gases combustibles.

Ciclo de propano. El gas propano que se despide aproximadamente a 12.5 atm y 69°C, y es condensado en cambiadores de calor con agua, luego es almacenado en el tanque intermedio del cual se saca el propano líquido para enfriar el etileno en forma de cascada, así como el metano y también el gas natural. Las evaporaciones que llegan a presiones distintas desde los cambiadores de calor criogénicos proceden de las etapas apropiadas del compresor de propano y el ciclo continúa.

Ciclo de etileno. El gas etileno que se despide del compresor aproximadamente a 20 atm y 65°C, pasa a través de los cambiadores de calor con agua, y a través de la cascada de propano en la cual es completamente condensado antes de ser almacenado en el tanque intermedio, del cual se saca el etileno líquido para enfriar y condensar, en forma de cascada, al metano y al gas natural. Las corrientes que llegan a presiones distintas desde los cambiadores de calor criogénico pasan a la etapa del compresor de etileno correspondiente, y el ciclo continúa. Ciclo de metano. El gas metano que se despide del compresor aproximadamente a 33 atm y 50°C, pasa a través de los cambiadores del calor con agua. La cascada de metano pasa luego a través de la cascada de etileno, donde queda completamente condensado. Luego es almacenado en el tanque intermedio, del cual se saca el metano líquido para subenfriar el gas natural en forma de cascada. Las corrientes que salen a presiones distintas desde los cambiadores de calor criogénico, pasan a la etapa correspondiente del compresor de metano, y continúa el ciclo.

Observaciones Como se puede ver en este proceso, los tres compresores de ciclos dependen uno de otro de la siguiente manera: el compresor de metano depende del compresor de etileno, así como del de propano. El compresor de etileno depende del compresor de propano, y todos los

compresores dependen del sistema de agua. Si el compresor de propano se para, también se para el compresor de etileno, así como el compresor de metano. Si se para el compresor de etileno, sólo se parará el compresor de metano. Aunque se suponga que este proceso tiene un bajo consumo energético, presenta algunos inconvenientes: — el alto número de compresores interdependientes; — su tecnología es complicada con la utilización de un gran número de cambiadores de calor; — la necesidad de almacenar, en cada tren, grandes cantidades de refrigerantes líquidos y de compensar todas las pérdidas; — la imposibilidad de subenfriar el GNL para que quede en la temperatura requerida (-162°C). Esta temperatura es alcanzada mediante la válvula de globo, la cual genera una velocidad de flujo de evaporación sensible, y — el relativamente alto costo debido a la consideración anterior. Este proceso ha estado en operación en Arzew, Argelia, desde 1963.

Proceso de “Technip-L’Air Liquide” (TEAL) (proceso autorrefrigerante)

Este proceso, (Fig. 2) que se encuentra en operación desde 1972, en Skidka, Argelia, presenta otro tipo de ciclo-cascada donde el enfriamiento es transmitido de etapa en etapa, hasta que se alcancen las temperaturas que el proceso requiera. Sin embargo, el fluido refrigerante es una mezcla única y adecuada de los componentes extraídos del gas natural anteriormente tratado (la extracción del dióxido de carbono, el ácido sulfhídrico y el agua).

Circuito de gas natural. El gas natural introducido es tratado, primeramente, en forma química y física para extraer el dióxido de carbono, el ácido sulfhídrico y la humedad de agua. Luego es preenfriado hasta -35°C antes de ser alimentado a la torre fraccionadora donde se separan los componentes pesados (C2

+). El más ligero gas natural que se despide de la parte superior de la torre fraccionadora aproximadamente a 38 atm y -35°C, es enfriado completamente hasta -140°C, y condensado en los cambiadores de calor criogénicos. El gas natural licuado es luego pasado por la válvula de globo hasta quedar en 5.5 atm y -154°C, para separar los componentes más ligeros (nitrógeno y helio) en un recipiente sencillo, después es subenfriado hasta -163°C, estrangulado a 1.5 atm y finalmente es almacenado.

Ciclos de refrigerante. El fluido refrigerante circula en el proceso con dos presiones distintas. La presión baja (BP) de 1.5 atm que sirve a los cambiadores de calor criogénicos del gas natural, y la presión mayor (AP) de 5.5 atm, que sirve a los cambiadores de calor criogénicos para el fluido refrigerante. Este proceso se conoce con el nombre de “proceso de dos presiones”. El fluido refrigerante es parcialmente condensado y separado en tres etapas, que forman una cascada con una presión aproximadamente de 37 atm en la salida del compresor y una temperatura para cada paso: 37°C, -24°C y -79°C. El refrigerante líquido de los recipientes distintos es estrangulado hasta quedarse en 5.5 atm al ser evaporado en los cambiadores de calor criogénicos para el refrigerante, y a 1.5 atm al ser evaporado en los cambiadores de calor criogénicos para enfriar el gas natural. La composición del fluido refrigerante es ajustada de tal manera que alcance su servicio esperado en los cambiadores de calor criogénicos después de la estrangulación. El fluido refrigerante es una mezcla de helio (cuando se parte del gas natural) nitrógeno, metano, etano y propano.

Ventajas Este proceso auto-refrigerante, que también se conoce con el nombre de “cascada incorporada” tiene muchas ventajas en comparación con el proceso de cascada clásica: — temperaturas moderadas en las entradas de las etapas del compresor, con su deseable recuperación del frío;

— menos cambiadores de calor criogénicos en este proceso, en comparación con el proceso de cascada clásica; — que el fluido refrigerante es extraído del mismo gas natural y no necesita ser almacenado, ni producido, ni purificado, y — la posibilidad del subenfriamiento del gas natural licuado a una temperatura de -163°C. Observaciones La fuerza de compresión es centralizada en un solo turbocompresor, lo cual da como resultado un equipo demasiado grande. Se ha utilizado un compresor axial, que en su operación ha presentado resultados insatisfactorios debido a las fallas en sus aspas.

Proceso de “Air Products and Chemicals”

Este proceso (Fig. 3) utiliza los procesos de cascada clásica y de autorrefrigeración antes descritos. El refrigerante utilizado en el proceso de cascada clásica es propano puro, destinado al preenfriamiento del gas natural y del refrigerante mixto. El refrigerante mixto es una mezcla de nitrógeno, metano, etano, propano y butano.

Circuito de gas natural. El gas natural alimentado es pretratado previamente para extraerle dióxido de carbono y ácido sulfhídrico, así como la humedad de agua. El gas natural, ya seco y limpio, es luego preenfriado a -32.5°C en la cascada de propano, antes de entrar a la torre fraccionadora para separar los hidrocarburos que se cristalizarían en el proceso de licuefacción. El gas natural que se despide en la parte superior de la torre fraccionadora se introduce al cambiador de calor criogénico, donde es enfriado y condensado por el primer refrigerante, y después subenfriado por el segundo refrigerante, saliendo del cambiador de calor criogénico para su almacenamiento, a 1.5 atm y -162.5°C.

Ciclo de propano (proceso de cascada clásico). El propano que sale del compresor es condensado en los cambiadores de calor de agua/propano, y almacenado a 16 atm y 38°C en el tanque de almacenamiento intermedio. El propano licuado es sacado del tanque de almacenamiento intermedio para enfriar, en forma de cascada, al refrigerante mixto (MCR) y al gas natural introducido, para que ambos queden en -32.5°C. El propano líquido sacado del tanque de almacenamiento es estrangulado a 7.5 atm para alimentar al primer conjunto de cambiadores de calor bifásicos, de los cuales una parte del líquido es sacada para alimentar al segundo conjunto de cambiadores de calor bifásicos, antes de ser estrangulado a 3.5 atm. Aquí también, de esta última etapa, una parte del propano líquido está destinada para alimentar al tercer conjunto de cambiadores de calor bifásicos antes de otra estrangulación, esta vez a 1.2 atm. Los vapores generados en estos tres conjuntos de cambiadores de calor bifásicos son alimentados en las etapas de compresores adecuados.

Ciclo de refrigerante mixto (MCR). El refrigerante mixto que se utiliza en este proceso es una mezcla de nitrógeno, metano, etano, propano y butano, que se conoce generalmente como “MCR”. El MCR que sale del segundo compresor es enfriado en los cambiadores de agua/MCR, y parcialmente condensado a -32.5°C en los cambiadores de propano/MCR antes de entrar a un tanque intermedio para separar las fases. El refrigerante líquido del tanque intermedio es subenfriado en la parte inferior del cambiador de calor criogénico, después es enfriado por estrangulación en la parte superior de la llamada “parte inferior” del cambiador de calor criogénico. Se espera que este refrigerante líquido enfríe y condense las corrientes del gas

natural y del refrigerante del gas procedentes de la parte superior del tanque intermedio, y que se enfríe asimismo (es decir, el refrigerante líquido desde el tanque intermedio). El refrigerante de gas procedente de la parte superior del tanque intermedio es enfriado y condensado en la parte inferior del cambiador de calor criogénico. Por lo que respecta a la parte superior del cambiador de calor criogénico, el refrigerante recién condensado es subenfriado en éste, y después vaporizado en su parte superior antes de la estrangulación. Los refrigerantes vaporizados en el cambiador de calor criogénico son realimentados a los compresores centrífugos de MCR para ser recomprimidos y procesados.

Ventajas — Utilización de compresores centrífugos, que son más seguros en comparación con los compresores axiales — Utilización de refrigerante mixto cuyos componentes son parte del gas natural — Posibilidad de sub-enfriar el gas natural licuado — Utilización de un solo cambiador de calor criogénico. Aunque sea muy grande, sus dimensiones aproximadas son de 30 mts. De altura y 4 mts. de diámetro para licuar a aproximadamente 1.5 x 109 m3/anuales de gas natural.

Observaciones — Este proceso utiliza un ciclo de cascada clásica, que circula propano puro. El propano tiene que ser producido, y purificado constantemente. La cascada incrementa el número de cambiadores de calor. — El vapor del refrigerante sale del cambiador de calor criogénico a una temperatura baja (de -35°C). Esta es una pérdida de frío que podría ser utilizada.

Proceso de “Technip-Snamprogetti”

El proceso de licuefacción preenfriado, de refrigerante mixto de dos fluidos denominados “Technip-Snamprogetti” (Fig. 4), es una adaptación del proceso de refrigerante mixto de dos presiones y flujo sencillo denominado “Technip-L’Air Liquide”, descrito anteriormente.

Circuito de gas natural. El gas natural que se alimenta es tratado para removerle dióxido de carbono, ácido sulfhídrico y humedad de agua. El gas natural tratado que entra al tren de licuefacción es primeramente preenfriado en un cambiador de calor con hojas planas y delgadas, y luego pasa a la torre fraccionadora donde la fracción pesada C2

+es separada; luego es condensado y sub-enfriado en el cambiador de calor criogénico bobinado en espiral verticales. El gas natural

licuado sale del cambiador de calor criogénico a una temperatura de -162°C, y posteriormente es almacenado.

b) Ciclos de refrigerantes. Como se puede apreciar en la figura 4, en este proceso se encuentran dos refrigerantes mixtos en circuito cerrado: el refrigerante del ciclo de licuefacción, que licua el gas natural, y el refrigerante del ciclo de preenfriamiento, que preenfría el refrigerante del ciclo de licuefacción. El refrigerante del ciclo de licuefacción es una mezcla de nitrógeno, metano, etileno y propano, mientras que el refrigerante del ciclo de preenfriamiento es esencialmente una mezcla de etileno, propano y butano.

Ventajas

Igual que en el caso de los procesos presentados anteriormente, las ventajas principales de este proceso son como siguen: — sencillez del mismo proceso, ya que se requieren menos equipos; — flexibilidad, ya que la composición del refrigerante podrá ser ajustada para acomodar las curvas de enfriamiento del gas natural, permitiendo el diseño del proceso para adaptarse más eficientemente a las condiciones climatológicas en la obra, y para utilizar el equipo de compresión de refrigerantes disponible.

Observaciones Este proceso utiliza tres turbocompresores impulsados independientemente, e interdependientes uno de otro. El tren de licuefacción entero se pararía por la falla de un solo turbocompresor. Este proceso también utiliza cambiadores de calor con hojas delgadas y planas en el circuito de preenfriamiento. La experiencia demuestra que este tipo de cambiadores de calor presenta problemas ocasionados por la falta de distribución de flujo adecuada entre las hojas planas y delgadas. Y por último, la mezcla del refrigerante de este proceso contiene etileno, el cual debe ser importado para la planta o especialmente producido.

ALMACENAMIENTO Y EMBARCACIÓN MARÍTIMA

La composición del gas natural licuado varía como sigue:

He = 0.01

N2 = 2.36

C1 = 86.56

C2 = 6.85

C3 = 4.17

(i+n) C4 = 0.050

a 0.00

a 1.80

a 21.80

a 5.80

a 0.50

a 0.10

Es almacenado con mayor frecuencia en los tanques de almacenamiento a nivel del piso con capacidades desde unos cuantos miles de metros cúbicos hasta 100,000 metros cúbicos. Los tanques tienen pared doble; son metálicos,

construidos con una pared interior de 9% de níquel, habiendo perlita entre las dos paredes para brindar aislamiento. La presión dentro de los tanques es mantenida aproximadamente de 50 gramos/cm2 hasta 80 gramos/cm2 mayor que la presión atmosférica. El vapor purgado para evitar mayores presiones de almacenamiento es recomprimido y enviado al sistema de gas combustible, o simplemente se dirige al quemador elevado.

BARCOS-TANQUE PARA GNL

La historia de los barcos-tanque para GNL se inicia a principios de los años sesenta con la primera planta en el mundo para GNL, para la cual fueron construidos dos barcos: el Jules Verne, con la capacidad de 24000 metros cúbicos, y el Methane Process, cuya capacidad es de 22000 metros cúbicos. Las dimensiones, cantidades y modernización de aquellos barcos ha crecido de acuerdo con el desarrollo de las plantas de GNL en el mundo. Hoy en día se encuentran en operación enormes barcos-tanque para GNL, tales como el Moustapha Benboulaid y el Benjamín Franklin, siendo éste construido por la General Dynamics Corporation en Boston, Massachusetts (EUA). Estos barcos han sido diseñados para cargas de 125000 metros cúbicos de GNL en cinco o seis tanques esféricos a bordo de cada barco-tanque. Para 1985, se espera que la flotilla de gas natural licuado alcance unos 76 barcos-tanque con capacidades desde 20000 m3 (o menores) hasta 165000 m3 de gas natural licuado, con exclusión de algunos barcos- tanque de GNL que excedan el requerimiento de rompehielos “Clase 7”, que serán diseñados para transportar el GNL desde las islas Árticas hasta la costa oriental de Canadá.

CONCLUSIÓN

En esta ponencia, hemos analizado la importancia pasada, actual y futura del gas natural en la sociedad moderna incluyendo las prometedoras reservas comprobadas en todo el mundo. También hemos presentado la comercialización actual y proyectada del gas natural licuado, éste en forma detallada incluyendo la descripción de los procesos tecnológicos utilizados o conocidos en el mundo a la fecha. Las diferencias entre los cuatro procesos de licuefacción presentados en esta ponencia podrán ser resumidas en la tabla III Finalmente, para completar los pasos descritos en esta ponencia, que se requieren para licuar el gas natural, se incluyeron breves párrafos describiendo el almacenamiento y embarque marítimo de las plantas de gas natural licuado, que son una parte integrada de cualquier planta de GNL, y para informar acerca del crecimiento de la generación de la flotilla de GNL. Termina así el informe acerca de la tecnología de licuefacción de gas natural, el cual espero que introduzca la importancia de esta tecnología, que es de interés actual, y que aún tiene un gran futuro.

TABLA III-1

Procesos Refrigerant

e puro MCR

Número de cambiadores

de calor Compresores Consumo de energía

Subenfriamiento

GNL

Cascada Clásico

X

Alto Centríf. Bajo No

TEAL AIR

X Normal Axiales Alto Sí

AIR Products and Chemicals

X X Normal Centríf. Alto Sí

Tec. SP*

S Bajo Centríf. Alto Sí

* Technip Snamprogetti

REFERENCIAS 1. M. Bendjemil, “Liquefaction du Gaz Naturel”, Tesis I.N.H.C., Argel, Argelia (1971).

2. M. Bendjemil, “LNG - Tank Dynamics”, Tesis doctoral, MIT, Cambridge, Mass., E.U.A. (1980). 3. Documentos sobre el Proyecto Piloto de GNL del Artico. 4. G.L. Farrar, “Brunel LNG Project ahead of Schedule”, Oil and Gas Journal, 71 (38):61-66 (1973). 5. E. Drake y WC. Reid, “The Importation of Liquefied Natural Gas”, Scienrzfic A menean, 236 (4):22-29 (1977). 6. “MCR Liquefaction”, Hydrocarbon Processing, 52 (4):130- 132 (1973). 7. Informaciones de las Plantas de Licuefacción de Gas Natural de Arzew Skidka, Argelia. 8. “Refrigeration Turbocompressors for Base Load LNG Plants”, Brown Boyen - Sulzer Turbomachinery Ltd., 27a. ASME Petroleum Division Conference, New Orleans, U.S.A., 1972.