Estudio de viabilidad tecnico-economica para la conversion de hornos electricos en hornos a gas natural

Technical and economic feasibility of using natural gas as a non-polluting energy source was studied. Conversion of electric ovens to gas-fired ovens for the preparation of aluminum plates for laminations was used as an example of this application. Four cases were evaluated for the use of heat derived from residual gases following combustion of the natural gas. Additionally, two possibilities are included for the use of systems of co-generation; one using an internal combustion engine, and second using a gas turbine. Results suggested that it was technically and economically feasible to convert the electric ovens considered to natural gas-operated ovens.

Gobernanza del gas natural no convencional para el desarrollo sostenible de América Latina y el Caribe: experiencias generales y tendencias en la Argentina, el Brasil, Colombia y México

El presente estudio tiene por objeto relacionar la problemática del desarrollo sostenible con la explotación de gas natural no convencional a nivel general y en específico para los países seleccionados

Dimensionamiento del proceso de licuación de una planta de gas natural Offshore

Este proyecto consiste en el dimensionamiento del proceso de licuación de una planta offshore para la producción de gas natural licuado, usando únicamente N2 como refrigerante, evitando de este modo riesgos potenciales que podrían surgir con el uso de refrigerantes mixtos compuestos de hidrocarburos. El proceso ha sido diseñado para acomodar 35,23 kg/s (aproximadamente un millón de toneladas por año) de gas natural seco, sin separación de gases licuados de petróleo (GLP) y ajustarlo dentro de los parámetros requeridos en las especificaciones del proceso. Para proceder al dimensionamiento del proceso de licuación de gas natural de la planta se ha empleado el programa Aspen Plus. Los sistemas floating production, storage and offloading para licuar el gas natural (LNG-FPSO), es una nueva unidad conceptual y un modo realista y efectivo para la explotación, recuperación, almacenamiento, transporte y agotamiento de los campos marginales de gas y las fuentes de gas asociadas offshore. En el proyecto se detalla el proceso, equipos necesarios y costes estimados, potencia aproximada requerida y un breve análisis económico. ABSTRACT This project consist of the dimensioning of a liquefaction process in an offshore plant to produce liquefied natural, using only N2 as refrigerant in the cooling cycles to avoid potential hazards of mixed hydrocarbon refrigerants. The process was designed to accommodate 35.23 kg/s (roughly 1 MTPA) of raw natural gas feed without separation of LPG, and fits within all parameters required in the process specifications. The plant has been designed with the computer tool Aspen Plus. The floating production, storage and offloading system for liquefied natural gas (LNGFPSO), is a new conceptual unit and an effective and realistic way for exploitation, recovery, storage, transportation and end-use applications of marginal gas fields and offshore associated-gas resources. The following report details the process, equipment needs and estimated costs, approximated power requirements, and a brief economic analysis.

Recuperación secundaria en campos de petróleo y su conversión en almacenamientos subterráneos de gas natural

El objetivo de este proyecto es estudiar la recuperación secundaria de petróleo de la capa sureste Ayoluengo del campo Ayoluengo, Burgos (España), y su conversión en un almacenamiento subterráneo de gas. La capa Ayoluengo se ha considerado como una capa inclinada de 60 km por 10 km de superficie por 30 m de espesor en el que se han perforado 20 pozos, y en donde la recuperación primaria ha sido de un 19%. Se ha realizado el ajuste histórico de la recuperación primaria de gas, petróleo y agua de la capa desde el año 1965 al 2011. La conversión a almacenamiento subterráneo de gas se ha realizado mediante ciclos de inyección de gas, de marzo a octubre, y extracción de gas, de noviembre a febrero, de forma que se incrementa la presión del campo hasta alcanzar la presión inicial. El gas se ha inyectado y extraído por 5 pozos situados en la zona superior de la capa. Al mismo tiempo, se ha realizado una recuperación secundaria debido a la inyección de gas natural de 20 años de duración en donde la producción de petróleo se realiza por 14 pozos situados en la parte inferior de la capa. Para proceder a la simulación del ajuste histórico, conversión en almacenamiento y recuperación secundaria se utilizó el simulador Eclipse100. Los resultados obtenidos fueron una recuperación secundaria de petróleo de un 9% más comparada con la primaria. En cuanto al almacenamiento de gas natural, se alcanzó la presión inicial consiguiendo un gas útil de 300 Mm3 y un gas colchón de 217,3 Mm3. ABSTRACT The aim of this project is to study the secondary recovery of oil from the southeast Ayoluengo layer at the oil field Ayoluengo, Burgos (Spain), and its conversion into an underground gas storage. The Ayoluengo layer is an inclined layer of 60 km by 10km of area by 30 m gross and with 20 wells, which its primary recovery is of 19%. The history matching of the production of oil, gas and water has been carried out from the year 1965 until 2011. The conversion into an underground gas storage has been done in cycles of gas injection from March to October, and gas extraction from November to February, so that the reservoir pressure increases until it gets to the initial pressure. The gas has been injected and extracted through five well situated in the top part of the layer. At the same time, the secondary recovery has occurred due to de injection of natural gas during 20 years where the production of oil has been done through 14 wells situated in the lowest part of the layer. To proceed to the simulation of the history match, the conversion into an underground gas storage and its secondary recovery, the simulator used was Eclipse100. The results were a secondary recovery of oil of 9% more, compared to the primary recovery and concerning the underground gas storage, the initial reservoir pressure was achieved with a working gas of 300 Mm3 and a cushion gas of 217,3 Mm3.

Criterios de selección de una estructura favorable para un almacenamiento de gas natural : Aplicación a escala de cuenca en la Península Ibérica

RESUMEN Este proyecto ha tenido por objetivo el estudio de la viabilidad de instalar un nuevo almacenamiento subterráneo de gas natural en España. Dentro de las diferentes posibilidades para emplazar el almacenamiento de gas natural se escogió el domo salino por ser la estructura geológica más favorable desde el punto de vista técnico y económico. Una vez escogido el domo salino, el estudio se centró en localizar una ubicación lo más favorable posible siendo el domo salino de Salinas de Añana el elegido. Una vez elegido el domo se procedió al estudio de la viabilidad técnica de la instalación; para ello se utilizaron estudios geológicos, gavimétricos y sondeos. Tras estos estudios se concluyó que en el domo salino de Salinas de Añana es posible la instalación de un almacenamiento subterráneo de gas natural y se procedió a la caracterización del almacenamiento. ABSTRACT This project has considered of installing a new underground natural gas storage in Spain. Among the different possibilities to place a natural gas storage, the salt dome was chosen because it was the geological strucutrure where the project was easier and more interesting economically. After that the study focused on looking for the location as favorable as possible. The best place was the salt dome of Salinas de Añana. Before the salt dome of Salinas de Añana was chosen this project tried to know if the setting-up of a natural gas storage is technical feasibility. For that were used geological studies, gravity studies and drillings. These studies concluded that is possible the setting-up and the study tried to describe technically this storage.

Análisis de las simulaciones del proceso de deshidratación del gas natural con Aspen Hysys y Aspen Plus

El gas natural ha tomado un rol estratégico importante en el suministro de energía a nivel mundial como consecuencia de la creciente demanda global de energía. El agua es probablemente el componente indeseable más común en el gas natural no tratado ya que su presencia puede ocasionar la formación de hidratos y problemas de corrosión. Debido a las potenciales consecuencias costosas, el gas debe ser sometido a procesos de acondicionamiento a fin de alcanzar las especificaciones requeridas para su venta, transporte hacia los centros de distribución y consumo final. En los últimos años, la simulación de procesos está jugando un papel muy importante en la industria del gas y petróleo como una herramienta adecuada y oportuna para el diseño, caracterización, optimización y monitoreo del funcionamiento de procesos industriales. En el presente trabajo se describe el desarrollo de dos simulaciones estacionarias del proceso de deshidratación de gas natural por absorción con trietilenglicol (TEG), empleando los simuladores comerciales de procesos Aspen HYSYS V8.3 y Aspen PLUS V8.2. La composición del gas natural, la configuración del proceso y las condiciones de operación empleadas en los cálculos y la simulación son típicas de los yacimientos y plantas de acondicionamiento de la provincia de Salta (Argentina).

Identificación de redes nacionales y mundiales de distribución de petróleo y gas natural y su relación con la conformación de comunidades

El presente proyecto investiga la relación entre las organizaciones con el medio y marketing, para lo cual se debe mencionar el conflicto de intereses de la comunidad y de la organización, y como se intenta percibir a la organización como un buen vecino dentro de la comunidad. A su vez éste estudio cuenta con objetivos basados en la identificación de redes de distribución de petróleo y gas natural, tanto nacionales como internacionales, para así abarcar un sector estratégico más preciso, y mostrar las relación entre las organizaciones y la conformación de comunidades. Se tienen en cuenta factores elementales en el estudio de este sector energético, como son sus principales componentes, así como un marco teórico específico que permita desarrollar el concepto de conformación de comunidades para lograr una exitosa aplicación del mismo. Del mismo modo se incluirán temas relacionados con marketing, pero desde un punto de vista más cercano a la comunidad, tomando los medios y el marketing como un concepto más importante en el impacto de las organizaciones en la comunidad, es decir tomando el concepto de marketing como aquellas comunidades que rodean las organizaciones, como éstas dos interactúan, y que impactos tienen una sobre la otra. De la misma manera se tienen resultados en cuanto a planteamientos más profundos sobre conceptos de marketing que no son desarrollados muy a menudo, los cuales conservan su esencia fundamental y siguen impactando en silencio a las organizaciones, pero que si lo estudiamos y aprovechamos de algún modo lograremos beneficios para nuestra organización y para los intereses colectivos.

Percepción de los trabajadores acerca de la seguridad en el trabajo en una empresa del sector de gas natural en Casanare

Introducción: La percepción puede ser considerada principalmente como un grupo de procesos internos en las personas que genera en los observadores una representación mental del entorno. Percibir es adelantarse al suceso, a lo que puede llegar a suceder, determinando lo que puede ser un peligro a nuestra seguridad y salud. Objetivo: El presente estudio tiene como objetivo determinar la percepción de los trabajadores acerca de la seguridad en el trabajo en áreas de procesos automatizados y mecánicas en una empresa del sector de gas natural en el departamento de Casanare, Colombia 2016. Metodología: Se llevó a cabo un estudio de corte transversal en 50 trabajadores de una empresa del sector de gas natural en Casanare. Se uttilizó el Cuestionario nórdico NOSACQ-50-Spanish, instrumento validado para evaluar la percepción acerca de la seguridad y salud en el lugar de trabajo. Se incluyeron variables sociodemográficas, laborales y las relacionadas con la percepción de la seguridad en el lugar del trabajo. Para el análsiis estadistico se calcularon medidas de tendencia central y de dispersión. El estudio de la percepción de seguridad tuvo como puntos de corte: < 2,5 mala percepción y > 2,5 buena percepción. Se emplearon pruebas de asociación X2 o test exacto de Fisher (valores esperados <5) y medidas de asociación OR con sus intervalos de confianza del 95% y se usaron modelos de regresión lineal. Resultados: El total de trabajadores fue de 50 personas, el 76% correspondió al sexo masculino y la mayor distribución se presentó en áreas mecánicas con 52% frente al 48% que se encontró en áreas automatizadas. Se halló asociación estadísticamente significativa entre las variables sociodemográficas área/sexo (Pr = 0,016), indicando que a los trabajadores de sexo femenino se les ubican en el área mecánica mientras que los de sexo masculino, laboran en todas las áreas sin darle relevancia al género. También se encontró asociación con las variables área/año de nacimiento (Pr =0.022), indicando que en el área automatizada se dejan profesionales con promedio de edad de 32 años, por el tipo de requisitos en competencias que exigen para ejecutar las labores. Para las demás variables ocupacionales que evaluaron la percepción de seguridad frente al trabajo, no se encontró asociación significativa. Conclusión: Los resultados permiten realizar acciones en pro de mejorar la percepción de los trabajadores dentro de la organización. Se podrán desarrollar programas de seguridad y salud en el trabajo, que respondan de manera efectiva a los peligros laborales detectados.

Coal Seam Gas Water from Maramarua, New Zealand: Characterisation and Comparison to United States Analogues

Groundwater from Maramarua has been identified as coal seam gas (CSG) water by studying its composition, and comparing it against the geochemical signature from other CSG basins. CSG is natural gas that has been produced through thermogenic and biogenic processes in underground coal seams; CSG extraction requires the abstraction of significant amounts of CSG water. To date, no international literature has described coal seam gas water in New Zealand, however recent CSG exploration work has resulted in CSG water quality data from a coal seam in Maramarua, New Zealand. Water quality from this site closely follows the geochemical signature associated with United States CSG waters, and this has helped to characterise the type of water being abstracted. CSG water from this part of Maramarua has low calcium, magnesium, and sulphate concentrations but high sodium (334 mg/l), chloride (146 mg/l) and bicarbonate (435 mg/l) concentrations. In addition, this water has high pH (7.8) and alkalinity (360 mg/l as CaCO3), which is a direct consequence of carbonate dissolution and biogenic processes. Different analyte ratios ('source-rock deduction' method) have helped to identify the different formation processes responsible in shaping Maramarua CSG water

Coal seam gas waters - their geochemical signature and potential environmental implications

Coal Seam Gas (CSG) is a form of natural gas (mainly methane) sorbed in underground coal beds. To mine this gas, wells are drilled directly into an underground coal seam and groundwater (CSG water) is pumped out to the surface. This lowers the downhole piezometric pressure and enables gas desporption from the coal matrix. In the United States, this gas has been extracted commercially since the 1980s. The economic success of US CSG projects has inspired exploration and development in Australia and New Zealand. In Australia, Queensland’s Bowen and Surat basins have been the subject of increased CSG development over the last decade. CSG growth in other Australian basins has not matured to the same level but exploration and development are taking place at an accelerated pace in the Sydney Basin (Illawarra and the Hunter Valley, NSW) and in the Gunnedah Basin. Similarly, CSG exploration in New Zealand has focused in the Waikato region (Maramarua and Huntly), in the West Coast region (Buller, Reefton, and Greymouth), and in Southland (Kaitangata, Mataura, and Ohai). Figure 1 shows a Shcoeller diagram with CSG samples from selected basins in Australia, New Zealand, and the USA. CSG water from all of these basins exhibit the same geochemical signature – low calcium, low magnesium, high bicarbonate, low sulphate and, sometimes, high chloride. This water quality is a direct result of specific biological and geological processes that have taken part in the formation of CSG. In general, these processes include the weathering of rocks (carbonates, dolomite, and halite), cation exchange with clays (responsible for enhanced sodium and depleted calcium and magnesium), and biogenic processes (accounting for the presence of high bicarbonate concentrations). The salinity of CSG waters tends to be brackish (TDS < 30000 mg/l) with a fairly neutral pH. These particular characteristics need to be taken into consideration when assessing water management and disposal alternatives. Environmental issues associated with CSG water disposal have been prominent in developed basins such as the Powder River Basin (PRB) in the United States. When disposed on the land or used for irrigation, water having a high dissolved salts content may reduce water availability to crops thus affecting crop yield. In addition, the high sodium, low calcium and low magnesium concentrations increase the potential to disperse soils and significantly reduce the water infiltration rate. Therefore, CSG waters need to be properly characterised, treated, and disposed to safeguard the environment without compromising other natural resources.

CO2 capture and gas separation on boron carbon nanotubes

Concern about the increasing atmospheric CO2 concentration and its impact on the environment has led to increasing attention directed toward finding advanced materials and technologies suited for efficient CO2 capture, storage and purification of clean-burning natural gas. In this letter, we have performed comprehensive theoretical investigation of CO2, N2, CH4 and H2 adsorption on B2CNTs. Our study shows that CO2 molecules can form strong interactions with B2CNTs with different charge states. However, N2, CH4 and H2 can only form very weak interactions with B2CNTs. Therefore, the study demonstrates B2CNTs could sever as promising materials for CO2 capture and gas separation.

Assessment of Geogenic Contaminants in Water Co-Produced with Coal Seam Gas Extraction in Queensland, Australia : Implications for Human Health Risk

Organic compounds in Australian coal seam gas produced water (CSG water) are poorly understood despite their environmental contamination potential. In this study, the presence of some organic substances is identified from government-held CSG water-quality data from the Bowen and Surat Basins, Queensland. These records revealed the presence of polycyclic aromatic hydrocarbons (PAHs) in 27% of samples of CSG water from the Walloon Coal Measures at concentrations <1 µg/L, and it is likely these compounds leached from in situ coals. PAHs identified from wells include naphthalene, phenanthrene, chrysene and dibenz[a,h]anthracene. In addition, the likelihood of coal-derived organic compounds leaching to groundwater is assessed by undertaking toxicity leaching experiments using coal rank and water chemistry as variables. These tests suggest higher molecular weight PAHs (including benzo[a]pyrene) leach from higher rank coals, whereas lower molecular weight PAHs leach at greater concentrations from lower rank coal. Some of the identified organic compounds have carcinogenic or health risk potential, but they are unlikely to be acutely toxic at the observed concentrations which are almost negligible (largely due to the hydrophobicity of such compounds). Hence, this study will be useful to practitioners assessing CSG water related environmental and health risk.

Strategies for the management and treatment of coal seam gas associated water

Coal seam gas (CSG) is a growing industry in Queensland and represents a potential major employer and deliverer of financial prosperity for years to come. CSG is a natural gas composed primarily of methane and is found trapped underground in coal beds. During the gas extraction process, significant volumes of associated water are also produced. This associated water could be a valuable resource, however, the associated water comprises of various salt constituents that make it problematic for beneficial use. Consequently, there is a need to implement various water treatment strategies to purify the associated water to comply with Queensland’s strict guidelines and to mitigate environmental risks. The resultant brine is also of importance as ultimately it also has to be dealt with in an economical manner. In some ways it can be considered that the CSG industry does not face a water problem, as this has inherent value to society, but rather has a “salt issue” to solve. This study analyzes the options involved in both the water treatment and salt recovery processes. A brief overview of the constituents present in Queensland CS water is made to illustrate the challenges involved and a range of treatment technologies discussed. Water treatment technologies examined include clarification (ballasted flocculation, dissolved air flotation, electrocoagulation), membrane filtration (ultrafiltration), ion exchange softening and desalination (ion exchange, reverse osmosis desalination and capacitance deionization). In terms of brine management we highlighted reinjection, brine concentration ponds, membrane techniques (membrane distillation, forward osmosis), thermal methods, electrodialysis, electrodialysis reversal, bipolar membrane electrodialysis, wind assisted intensive evaporation, membrane crystallization, eutectic freeze crystallization and vapor compression. As an entirety this investigation is designed to be an important tool in developing CS water treatment management strategies for effective management in Queensland and worldwide.

Gas Sensing Properties of Tin Oxide Powder Synthesized in the Presence of Surfactants

Nanocrystalline tin oxide powder was prepared using a solution precipitation technique after adding the surfactant sodium bis (2-ethylhexyl) sulfosuccinate (AOT). Powders were characterized using X-ray diffraction (XRD), surface area (BET) and transmission electron microscopy (TEM). The gas sensitivity for surfactant added powders increased for liquid petroleum gas (LPG) as well as compressed natural gas (CNG), due to the decreased particle size and the increased surface area. The LPG gas sensitivity increased several times using phosphorus treated surfactant AOT.

Experiments on and thermodynamic analysis of a turbocharged engine with producer gas as fuel

This article presents the studies conducted on turbocharged producer gas engines designed originally for natural gas (NG) as the fuel. Producer gas, whose properties like stoichiometric ratio, calorific value, laminar flame speed, adiabatic flame temperature, and related parameters that differ from those of NG, is used as the fuel. Two engines having similar turbochargers are evaluated for performance. Detailed measurements on the mass flowrates of fuel and air, pressures and temperatures at various locations on the turbocharger were carried out. On both the engines, the pressure ratio across the compressor was measured to be 1.40 +/- 0.05 and the density ratio to be 1.35 +/- 0.05 across the turbocharger with after-cooler. Thermodynamic analysis of the data on both the engines suggests a compressor efficiency of 70 per cent. The specific energy consumption at the peak load is found to be 13.1 MJ/kWh with producer gas as the fuel. Compared with the naturally aspirated mode, the mass flow and the peak load in the turbocharged after-cooled condition increased by 35 per cent and 30 per cent, respectively. The pressure ratios obtained with the use of NG and producer gas are compared with corrected mass flow on the compressor map.