Saliendo de la Edad del Hielo

Guardar para leer la lista Publicado por Lydia Woellwarth, editora LNG Industry, jueves 6 de mayo de 2021 10:00

Margaret Greene (EE.UU.), William Dolan (EE.UU.), Justin Pan (EE.UU.), Al Maglio (EE.UU.), Tobias Eckardt (Alemania), BASF y Harold Boerrigter (Países Bajos), Marco Smaling (Países Bajos) e Imelda Rusli (Reino Unido). ), Shell, detalla una tecnología adsorbente de doble propósito para la eliminación combinada de hidrocarburos pesados ​​y agua del gas de alimentación pobre en GNL para evitar la congelación de la caja fría.

Figura 1. Alineación típica de una planta de GNL convencional.

El gas de alimentación pobre a las plantas de GNL se está volviendo cada vez más frecuente, ya que varios proyectos recientes de GNL se basan en gasoducto que contiene predominantemente metano con bajo contenido de gas natural líquido (C2-C5) y menor contenido de hidrocarburos pesados ​​(C5+) que el gas natural convencional típico.1 Sin embargo , las composiciones más pobres, especialmente el gas de tubería con punta de rocío, pueden manifestar una pequeña pero significativa "cola pesada" de hidrocarburos pesados ​​y BTX que puede ser difícil de definir y eliminar.

La eliminación de hidrocarburos pesados ​​(C8+ HHC) y componentes aromáticos (BTX) del gas natural antes de la licuefacción es fundamental para la producción continua de GNL. Incluso concentraciones mínimas de ciertos HHC y aromáticos pueden causar precipitación de sólidos (congelación) y obstrucción de los principales intercambiadores de calor de licuefacción. Por ejemplo, incluso las plantas de GNL existentes abastecidas con alimentaciones relativamente pobres o que experimentan fluctuaciones en la composición del gas de alimentación a menudo enfrentan desafíos con la tecnología actualmente instalada para lidiar con trazas pesadas en el gas de alimentación pobre.

Figura 2. Eliminación de hidrocarburos pesados ​​(HHC) con una columna de lavado dentro de una caja fría.

Un gas de alimentación pobre presenta muchos desafíos para los métodos convencionales de eliminación de hidrocarburos pesados, como una columna de lavado y una unidad de extracción de líquidos de gas natural. La unidad de extracción de líquido de gas natural es una unidad que requiere mucho capital con un alto número de equipos y requiere considerables demandas de servicios públicos durante su operación. Con bajos rendimientos, una unidad de extracción de líquidos de gas natural resulta antieconómica. La columna de lavado integrada puede resultar inadecuada debido a los bajos niveles de componentes C2-C5, ya que no hay suficiente tráfico de líquido dentro de la columna de lavado para operar la unidad de manera estable a las temperaturas de condensación disponibles.

En este artículo, se presenta un estudio que compara la tecnología de adsorción por cambio de temperatura (TSA) de doble propósito (Durasorb Cryo-HRU) con los procesos convencionales para la eliminación de HHC C8+ del gas de alimentación pobre. El análisis resaltará los beneficios de la tecnología de adsorción bajo condiciones operativas y de gas de alimentación específicos. Se argumentará que la tecnología TSA de doble propósito presenta beneficios significativos, incluso para aplicaciones de modernización de deshidratación, en términos de complejidad reducida, CAPEX mejorado, facilidad y flexibilidad de operación y confiabilidad. Las novedades de la tecnología se analizan con los resultados de pruebas exhaustivas, que ilustran que la eliminación combinada de HHC y agua en un solo sistema es sólida. Las especificaciones para la alimentación al intercambiador de calor criogénico principal (MCHE) de la unidad de licuación, como se menciona en este artículo, se resumen en la Tabla 1.2.

El análisis presentado considera las diversas tecnologías para el pretratamiento de gas natural pobre para la producción de GNL. El gas pobre, también conocido como gas seco, se define como gas natural que contiene menos del 5 % de hidrocarburos licuables.3 La configuración típica de una planta de GNL convencional con un gas de alimentación no pobre se muestra en la Figura 1. Después de la instalación de entrada , el gas pasa a través de la unidad de eliminación de mercurio (MRU) para eliminar el mercurio, seguido de una unidad de eliminación de gas ácido (AGRU) para eliminar el CO2 (a <50 ppmv) y el H2S (a <3,5 ppmv), y una unidad de deshidratación. (DeHy) para eliminar el agua (a <0,1 ppmv). Una opción alternativa es colocar la MRU aguas abajo del DeHy. La especificación C5+ de <500 ppmv del gas se alcanza en una columna de lavado o en la sección de líquidos del gas natural. En estos pasos, los hidrocarburos más pesados ​​y los aromáticos se eliminan muy por debajo de 1 ppmv.

Figura 3. Turboexpansor de líquidos de gas natural.

En una alineación con una columna de lavado, el gas tratado de la unidad de pretratamiento se envía a la columna de lavado para eliminar los HHC utilizando el reflujo generado en el proceso de licuefacción (Figura 2). El reflujo líquido consta de líquidos de gas natural (C2-C5) que lavan los componentes C6+ para lograr la eliminación de C6+ y BTX para cumplir con las especificaciones. Para gas de alimentación pobre, la cantidad de reflujo líquido es insuficiente para un funcionamiento estable de la columna y para alcanzar las especificaciones requeridas. Una variación sería suministrar líquido de lavado externo, pero en una planta de GNL no hay un flujo adecuado disponible (es decir, el GNL es demasiado liviano y el condensado ya está saturado de HHC) y la importación de un líquido de lavado haría que la opción no fuera atractiva.

Se puede colocar una planta de extracción de líquidos de gas natural aguas arriba de la unidad de licuefacción para eliminar los líquidos de gas natural y los HHC (Figura 3). Una unidad de gas natural líquido puede funcionar a cualquier presión, manejar una amplia variación de alimentación y eliminar C6+ y BTX según las especificaciones de licuefacción con baja pérdida de metano. Sin embargo, esta alineación generalmente no es atractiva para el gas pobre, ya que el rendimiento del condensado es demasiado bajo para justificar económicamente el CAPEX y el OPEX.

Los métodos para la eliminación de HHC del gas natural pobre considerados en este artículo incluyen los siguientes métodos convencionales: adición de una unidad de eliminación de hidrocarburos (HRU) TSA aguas arriba de la unidad DeHy y simple flash en frío dentro de la caja fría de licuefacción. Las ventajas y desventajas de ambos métodos se describen a continuación y se comparan con la tecnología BASF Durasorb Cryo-HRU recientemente desarrollada.

Una opción que BASF puso a disposición recientemente es la adición de una HRU aguas arriba de la unidad DeHy, como se muestra en la Figura 4. Esta opción ofrece varias ventajas; Durasorb HRU apunta a la eliminación de C8+ por debajo de 0,5 ppmv, considerando que la solubilidad de nC8 es <0,5 ppmv en metano líquido (a -162 °C y 60 bara). La HRU también elimina la mayor parte del agua, lo que deja una tarea significativamente más liviana para la unidad DeHy aguas abajo que solo debe eliminar las últimas 50 ppmv de agua. La eliminación de agua a granel por parte de la HRU permite que la unidad DeHy sea más pequeña y logre una vida útil más larga, en algunos casos hasta 12 años entre cambios de material.4 La eliminación a granel de C5-C7 para cumplir con la especificación C5+ se logra con un resplandor. Aunque la unidad DeHy puede ser hasta un 40 % más pequeña, la incorporación de la HRU añade un sistema de regeneración y duplica las tuberías y válvulas necesarias para todo el sistema. Esta desventaja puede pasarse por alto si se considera y valora la mayor flexibilidad y confiabilidad.

Figura 4. Adición de una TSA HRU aguas arriba de la unidad de deshidratación.

La incorporación de un flash frío dentro de la caja fría es otro método para eliminar los HHC (Figura 5). Este es el esquema de separación líquido-vapor más simple. El gas tratado procedente de la unidad de pretratamiento se enfría con un refrigerante y se expande en la caja fría de licuefacción. Los HHC caen en fase líquida en el separador instantáneo en frío y se eliminan, y el gas pobre se procesa adicionalmente. Los dos principales inconvenientes de este enfoque son las pérdidas significativas de metano e hidrocarburos más ligeros en la corriente de HHC, así como la expansión de >20 bar necesaria para lograr un enfriamiento muy profundo necesario para eliminar los HHC altamente solubles para cumplir con las especificaciones del benceno. y nC8+. Este proceso requiere recompresión para evitar pérdidas de producción de GNL. La expansión y la recompresión son ineficientes tanto desde el punto de vista de la gestión de la presión como de la gestión del equipo. Además, se requiere la estabilización de la corriente de HHC para cumplir con la especificación de presión de vapor Reid (RVP) del condensado, agregando CAPEX adicional.

La tecnología Durasorb Cryo-HRU recientemente desarrollada por BASF está diseñada para ser una solución simple y eficaz para la eliminación de trazas de HHC del gas de alimentación pobre. La tecnología Durasorb Cryo-HRU combina las funcionalidades de la unidad HRU y DeHy en un solo sistema mediante la utilización de un enfoque de múltiples materiales para lograr la eliminación de HHC y agua según las especificaciones criogénicas requeridas.

La configuración es similar a la Figura 4, con la HRU aguas arriba de la unidad DeHy, pero en el caso de TSA de doble propósito, la unidad DeHy se retira y se reemplaza con la Cryo-HRU (Figura 6).

La unidad de adsorción de doble propósito está aguas abajo del AGRU, que proporciona la alimentación de gas dulce a la unidad de adsorción. La tecnología Durasorb Cryo-HRU es un proceso de adsorción por cambio de temperatura, en el que cada recipiente pasa por un ciclo de adsorción, seguido de un ciclo de regeneración a temperatura elevada, seguido de un ciclo de enfriamiento, antes de volver a la adsorción. Los buques operan en ciclos paralelos pero escalonados. En unidades donde hay múltiples recipientes en adsorción en un momento dado, la corriente de gas de salida se combina como el gas producto que va a la unidad criogénica aguas abajo.

El gas de regeneración es una fracción del gas producto tratado. El diseño utiliza un sistema de regeneración de calor y frío en serie. Por lo tanto, el gas de regeneración pasa primero a través de un lecho calentado en dirección paralela (hacia abajo) para enfriar el adsorbedor antes de absorberlo en adsorción. Mientras lo hace, el gas se precalienta y luego se envía a un calentador de gas de regeneración para calentarlo hasta la temperatura de regeneración requerida. El calentamiento se realiza en dirección contracorriente (hacia arriba). A medida que el gas caliente pasa a través del lecho, desorbe el adsorbato, lo lleva a la fase de vapor y lo saca del lecho. Luego, el gas de regeneración gastado se enfría para condensar la humedad desorbida y los hidrocarburos, que se recogen en un separador de gas de regeneración de tres fases. Luego, el gas de regeneración efluente se dirige a través de un compresor de reciclaje de regeneración para aumentar su presión y se mezcla con la corriente de gas dulce aguas arriba del enfriador de gas dulce. El vapor se devuelve a la(s) torre(s) de adsorción. Después de fluir por el lecho o lechos de adsorción, el gas acondicionado se dirige a la etapa criogénica.

Figura 5. Flash en frío simple dentro de la caja de frío de licuefacción.

La mayor parte del lecho adsorbente consta de materiales de gel de aluminosilicato especialmente desarrollados que realizan la eliminación de agua en masa y la eliminación de C8+ e hidrocarburos aromáticos según la especificación criogénica (Figura 7). El fondo del lecho consta de un material de tamiz molecular especialmente desarrollado para ser robusto. Se puede agregar una capa superior opcional como protección contra el arrastre del sistema de aminas AGRU aguas arriba. La eliminación simultánea de HHC y agua en una sola unidad hace que este enfoque sea económico y eficaz, proporcionando mayor confiabilidad y flexibilidad para cambiar las condiciones del gas de alimentación.

El aspecto novedoso del desarrollo de la tecnología TSA de doble propósito fue la necesidad de combinar el proceso HRU de ciclo corto con el proceso de deshidratación por tamiz molecular de ciclo largo. Las características de los diferentes sistemas se presentan en la Tabla 2. Para las plantas de GNL alimentadas con gas pobre, se deben considerar alineaciones alternativas con métodos menos intensivos en capital para la eliminación de HHC que estén diseñados para el acondicionamiento de gases de alimentación pobres. La tecnología TSA HRU ofrece muchos beneficios en comparación con sistemas más convencionales para la eliminación de HHC, y las tecnologías TSA HRU de BASF están bien probadas. El avance tecnológico radical de combinar la HRU y la unidad DeHy en una única unidad de adsorción de doble propósito que elimina simultáneamente los HHC y el agua según especificaciones criogénicas, mejora la eficiencia de CAPEX para nuevos proyectos y proporciona una opción rentable de modernización para proyectos existentes. plantas.

BASF tiene décadas de experiencia con el proceso Sorbead HRU para aplicaciones de acondicionamiento de tuberías. En estas aplicaciones, el material puede experimentar más de 10.000 ciclos a lo largo de su vida. Por el contrario, la típica unidad de deshidratación por tamiz molecular sufre aproximadamente 1500 ciclos durante su vida. ¿Cómo se puede aumentar el número de ciclos que puede soportar el tamiz molecular para que coincida con el del material a base de gel de aluminosilicato? El principal desafío para la tecnología de doble propósito es la degradación acelerada de la capacidad de los tamices moleculares al ejecutar muchos más ciclos que en las unidades de tamices moleculares estándar, lo que lleva a una ruptura prematura y la necesidad de un cambio de adsorbente.

Figura 6. Línea de tecnología de adsorción de doble propósito para la eliminación combinada de HHC y agua.

Se esperan dos mecanismos de degradación: envejecimiento hidrotermal debido a un mayor número de regeneraciones y desintegración por choque térmico debido al calentamiento rápido. En esta solicitud no se prevén otros mecanismos de degradación (por ejemplo, apelmazamiento y formación de coque) porque el tamiz molecular está protegido por una gran capa de gel de aluminosilicato y ve un gas muy "limpio". La degradación demasiado rápida del gel de aluminosilicato no se considera un riesgo ya que las unidades de punteo de rocío de hidrocarburos Sorbead se operan rutinariamente con muchos miles de ciclos por longitud de ejecución.

Para calificar esta tecnología para su implementación dentro de Shell, BASF y Shell trabajaron juntos para aprovechar el conocimiento de materiales y HRU de BASF y la experiencia en procesos de unidades de deshidratación de Shell. Se ejecutó un programa experimental enfocado para abordar estos riesgos potenciales.

BASF realizó un experimento de envejecimiento hidrotermal para mostrar el perfil de envejecimiento de Durasorb HR4 en condiciones de regeneración húmeda. En este experimento, el adsorbente se expuso a un ambiente de vapor controlado a 300°C durante 4000 ciclos simulados, seguido de una prueba de penetración en varios intervalos durante los 4000 ciclos. Los resultados mostraron que la degradación de la capacidad y la transferencia de masa se desaceleró en el transcurso de 4000 ciclos (Figura 8). En otras palabras, la mayor parte del envejecimiento tuvo lugar en los 2000 ciclos iniciales, observándose una degradación mínima después de 3000 y 4000 ciclos. Según esta prueba, el riesgo de que los tamices moleculares pierdan capacidad demasiado rápido en el proceso combinado Durasorb es bajo, siempre que la capa de tamiz molecular tenga el tamaño suficiente en el diseño del proceso. Estos resultados fueron consistentes con las expectativas de BASF y la experiencia operativa en el servicio de deshidratación de gas natural con tamiz molecular asesorado por Shell, en unidades que no habían experimentado alteraciones ni arrastre (de aminas). Para las unidades de DeHy en funcionamiento, se observó que la sección superior del lecho del tamiz molecular exhibe el mayor grado de descomposición y la descomposición disminuye al descender por el lecho. Shell realizó una prueba específica para exponer el material del tamiz molecular a gas natural con baja presión parcial de agua, lo que representa las condiciones de la capa inferior del tamiz molecular en la tecnología Durasorb Cryo-HRU. El material de tamiz molecular probado mostró una pérdida muy lenta en la capacidad de adsorción, totalizando aproximadamente 0,5% en peso después de 1000 ciclos. En conclusión, la degradación del tamiz molecular es principalmente una función de la exposición hidrotermal, es decir, la capacidad y la degradación cinética son lentas cuando los materiales están expuestos a bajas presiones parciales de agua.

Figura 7. Configuración típica del lecho adsorbente de la tecnología Durasorb de BASF en un concepto de doble propósito.

La tecnología Durasorb Cryo-HRU utiliza una regeneración más rápida, que requiere exponer el tamiz molecular Durasorb HR a gas con temperatura de regeneración completa, sin el típico segmento de rampa, que esencialmente golpea el tamiz molecular con gas de regeneración caliente. Para abordar este duro entorno experimentado por el tamiz molecular en el proceso Cryo-HRU, BASF realizó un experimento de choque térmico para demostrar la estabilidad de los tamices moleculares Durasorb HR. En este experimento, el material del tamiz molecular experimentó un ciclo térmico rápido en el que el material se expuso a ciclos de calentamiento a 300 °C y luego enfriamiento a 40 °C antes de calentar nuevamente a 300 °C durante 5000 ciclos. Un aparato propio completó cada ciclo en sólo 150 segundos. por lo que los 5000 ciclos completos podrían completarse en un plazo de tiempo razonable. A intervalos a lo largo de 5.000 ciclos, se pesó el material para generar finos. Al final de 5000 ciclos, esencialmente no se observaron finos (0,15% en peso) y la capacidad de agua fue equivalente a material fresco.

Con la confirmación de que la degradación del tamiz molecular es mínima a baja presión parcial de agua y que no se está produciendo degradación térmica, el número de ciclos del tamiz molecular se puede ampliar para alinearse con los requisitos de diseño de la tecnología Cryo-HRU de doble propósito. . BASF logró este objetivo con un diseño de cama pendiente de patente. Utilizando el software de modelado patentado de BASF, el lecho de adsorción Cryo-HRU está diseñado para evitar que el exceso de humedad llegue a la sección del tamiz molecular del lecho aprovechando la capacidad de adsorción de agua del material de gel de aluminosilicato Durasorb HD.

La clave para diseñar nuevas unidades o trabajar en mejoras de plantas existentes es un conocimiento profundo de la dinámica de adsorción. Especialmente cuando el servicio de deshidratación criogénica se combina con la eliminación de hidrocarburos pesados, la comprensión y simulación de la adsorción multicomponente es fundamental. La precisión de los datos de simulación de los modelos y las condiciones operativas reales replicadas utilizando la unidad de alta presión (HPU) de BASF se demuestra con los datos de la Figura 9. El gráfico de avance de la simulación del modelo se compara con el gráfico de avance de la HPU para C6 y C7, lo que muestra la excelente correlación. entre los dos. Este resultado demuestra la precisión de los modelos de BASF en condiciones reales y destaca la precisión con la que BASF puede diseñar lechos de unidades de adsorción. Esta precisión no sólo permite camas más pequeñas, sino que también brinda a los clientes la confianza de que la unidad funcionará según lo diseñado.

Una vez que se superaron las preocupaciones sobre la integridad del tamiz molecular con el nuevo diseño del lecho, la tecnología Cryo-HRU aún requirió avances tecnológicos adicionales para ser una solución confiable y económica para la eliminación simultánea de HHC y agua para aplicaciones de pretratamiento de GNL. El primer avance llegó en forma de desarrollo de producto. Aprovechando décadas de experiencia en el uso de materiales de gel de aluminosilicato Sorbead en el servicio HRU, BASF desarrolló un nuevo material con un 30% más de capacidad para HHC en comparación con otros productos disponibles comercialmente, incluidos los de la cartera de BASF. El impacto de esta mejora de la capacidad se puede ver en la Figura 10; a 6,2 MPa (900 psi), la capacidad de benceno aumenta con Durasorb BTX en comparación con el material disponible comercialmente. La utilización de este nuevo material en combinación con la tecnología de amina Sulfinol de Shell para la eliminación de BTX mejora aún más el diseño de la unidad de adsorción al permitir una mayor capacidad para HHC mediante la eliminación de BTX en la unidad de Sulfinol aguas arriba.

En este artículo, la atención se centra en el isómero parafínico normal C8, ya que es el componente con menor solubilidad en metano y el primero en depositarse. Sin embargo, el gas de alimentación del GNL normalmente no sólo contiene componentes parafínicos, sino que también consiste en una mezcla de n-parafina con un isómero de cadena ramificada. Dado que C8 es un componente crítico en este contexto, BASF llevó a cabo un experimento para comparar la capacidad de adsorción de Durasorb HC para los componentes iC8 y nC8. Para la prueba se consideró el 2,2,4-trimetilpentano, que es el isómero más crítico ya que tiene el punto de ebullición más bajo entre los demás isómeros C8. Los resultados experimentales mostraron que el componente iC8 se abrió paso más rápido que el componente nC8 en un 50%. Para los componentes no polares, el punto de ebullición es el primer indicador de la afinidad hacia los adsorbentes; Los componentes con un punto de ebullición alto tienden a tener mayor afinidad. Todos los isómeros C8 tienen un punto de ebullición más bajo que el nC8, lo que reduce la afinidad de adsorción y conduce a una menor capacidad de adsorción hacia los componentes iC8.

Figura 8. Capacidad de equilibrio del tamiz molecular en el punto medio de avance.

Aunque los componentes del iC8 son más difíciles de adsorber, son más solubles en GNL, al menos en un orden de magnitud en comparación con el nC8, por lo que es menos probable que se congelen en condiciones criogénicas en comparación con el nC8. Si es necesario eliminar el iC8, debe agruparse en el componente nC7 por conservadurismo, ya que se adsorbe más fuertemente que el nC7 pero más débil en comparación con el nC8.

La ventana operativa de 40 - 100 bar y 15 - 55°C basada en la experiencia de BASF es lo suficientemente amplia para aplicaciones de GNL y la mayoría de aplicaciones de procesamiento de gas natural. Los adsorbentes Durasorb pueden manejar cualquier concentración de HHC y agua, hasta la saturación del gas de alimentación.

Además de proporcionar una solución más económica para la eliminación de HHC del gas de alimentación pobre para nuevos proyectos, la tecnología Cryo-HRU también es adecuada para la modernización de unidades de deshidratación de tamices moleculares existentes. Para unidades o plantas DeHy de bajo rendimiento que esperan cambios en la composición del gas de alimentación, se puede utilizar la tecnología Cryo-HRU y, en algunos casos, es más competitiva que otras soluciones complementarias. Aunque la tecnología Durasorb Cryo-HRU es una solución adsorbente directa, es posible que se requieran modificaciones en la unidad DeHy (por ejemplo, cambiar el servicio del separador de dos fases a tres fases).

Figura 9. Modelo y gráfico de avance de la unidad de alta presión para C6 y C7.

Aunque el documento se centró en la aplicación de la tecnología Durasorb de doble propósito para lograr las especificaciones criogénicas de agua, nC8+ y BTX, la tecnología también puede diseñarse para unidades cuyo objetivo es la eliminación de C7+. Sin embargo, el volumen de adsorbente requerido (es decir, dimensiones del recipiente o número de recipientes) aumentará. Para plantas de GNL relativamente pequeñas, esta podría ser una solución atractiva; sin embargo, para sistemas más grandes, se espera que sea más rentable agregar un recipiente flash para la eliminación a granel de C5-C7.

Figura 10. Comparación de la adsorción de benceno en Sorbead frente a Durasorb BTX.

En conclusión, BASF ha desarrollado una nueva tecnología innovadora que permite la eliminación combinada de hidrocarburos pesados ​​y agua hasta especificaciones criogénicas en una sola unidad. Esta tecnología reduce el CAPEX para nuevos proyectos y es adecuada como solución de modernización para plantas en funcionamiento. El cliente se beneficia de una unidad más pequeña, operaciones confiables y flexibilidad para cambiar las composiciones del gas de alimentación. El desarrollo de esta tecnología requirió diseños de lechos innovadores para evitar la degradación prematura de los tamices moleculares, el desarrollo de productos para lograr una mayor capacidad de HHC y herramientas de simulación mejoradas para una mayor precisión del modelo. BASF y Shell trabajaron juntos, aprovechando la experiencia complementaria, para calificar esta tecnología para su implementación dentro de Shell. La mentalidad abierta e innovadora de Shell permitió a BASF aportar la mejor y más eficaz solución a este difícil desafío. La rigurosa evaluación de la tecnología Durasorb Cryo-HRU destaca la robustez y eficacia de esta tecnología.

La versión adaptada del artículo de BASF se puede leer en la edición de mayo de la revista LNG Industry. Regístrese para una prueba gratuita aquí.

Lea el artículo en línea en: https://www.lngindustry.com/special-reports/06052021/coming-out-of-the-ice-age/

Qingdao McDermott Wuchuan Offshore Engineering Co., Ltd ha comenzado oficialmente la construcción del proyecto Woodfibre LNG.

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