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UUNNII VVEERRSSII DDAADD DDEE OORRII EENNTTEE..NNÚÚCCLL EEOO MM OONNAAGGAASS

EESSCCUUEELL AA DDEE II NNGGEENNII EERRÍÍ AA DDEE PPEETTRRÓÓLL EEOO..MM AATTUURRÍÍ NN // MM OONNAAGGAASS // VVEENNEEZZUUEELL AA..

Curso Fraccionamiento y Extracción de Líquidos del Gas Natural

Dr. Fernando Pino Morales

Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGASCampuso Los Guaritos, Maturín, Estado Monagas

Dirección Habitacional:Conjunto Residencial Plaza Guaica, Edificio I, Apto 3-4Urbanización TipuroTeléfono 0291-5111347Celular 0416-3967928Correo electrónico :fpino@cantv.net

fpino44@hotmail.com

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Introducción

La utilización industrial del gas natural y sus subproductos, es algo que hace quela República Bolivariana de Venezuela, crezca no solo a nivel industrial yeconómico, sino también crezca como país, ya que era imposible que siguieraperdiendo y dejando de utilizar este importante fluido. Cuando en el antaño sehablaba que había que sembrar el petróleo, algunos de nosotros nospreguntábamos, si queremos sembrar el petróleo, entonces por que nocosechamos el gas, que esta presente y ni siquiera hay que sembrarlo, para eseentonces la respuesta era que el gas era y una molestia, felizmente ya el gas noes una molestia y ahora se ha comenzado a presentar como una gran alternativaenergética, o como materia prima para la industria petroquímica, o para producirfertilizantes químicos.

Los líquidos de gas natural obtenidos a través de los procesos de fraccionamientoy extracción del gas natural, en la actualidad representan también una granalternativa para país, su utilización, productividad y rentabilidad están enlazadoscon la eficiencia de los procesos de tratamientos del gas natural, en vista que laeficiencia de los procesos de fraccionamiento y extracción dependen en gran partede los tratamientos previos que se realicen al gas natural.

El buen desempeño que tenga un ingeniero de gas natural, en las plantas defraccionamiento y/o extracción de los líquidos del gas natural, estará en funcióndel conocimientos que tenga de los procesos de endulzamiento, deshidratación,de los conceptos básicos de los diagramas de fases, del concepto y manejo delequilibrio líquido- vapor, además dependerá también del buen manejo de losconceptos termodinámicos, es por ello que en este texto se involucranpreviamente estos tópicos, de tal manera que el ingeniero de gas pueda tener a sudisposición una literatura, que le pueda servir de base para el manejo eficiente delas plantas de fraccionamiento y extracción del gas natural., es posible quemuchos tópicos, ya hayan sido tomados y manejado en otros cursos anteriores,pero hay que seguir insistiendo, del tal manera que se tenga en cuenta, que eltratamiento de la ingeniería de gas es básico, para la buena compresión y manejode las plantas referidas.

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Portada 1Introducción 2Indice 3Extracción y Fraccionamiento de los Líquidos del Gas Natural 8Concepto de Gas Natural 9Tipos de Gas 9Gas Residual 9Gas Natural Licuado (GNL) 10Gas Licuado de Petróleo (GLP) 10Líquidos del Gas Natural.(LGN) 10Gasolina Natural 10Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos 11Yacimientos de Petróleo 11Yacimientos de Gas- Petróleo 11Yacimientos de Condensado 11Yacimientos de Gas Seco 11Historia del Gas Natural en Venezuela 11Composición del Gas Natural 12Clasificación del Gas Natural En función de la Composición 13Gas Ácido 13Gas Dulce 14Gas pobre o Gas seco 14Yacimientos de Gas Seco 14Yacimientos de Gas Rico o Gas Húmedo 15Yacimiento de Gas condensado 16Industrialización y Tratamiento de Gas Natural 18Procesamiento de Gas Natural 18La obtención del Gas Natural 19Tratamiento 20Endulzamiento del Gas Natural 20Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción 21Proceso de Absorción con Solventes Químicos 21Endulzamiento de Gas Natural con Aminas 22La Monoetanolamina (MEA) 22La Dietanolamina (DEA) 22La Metildietanolamina (MDEA) 23La Trietanolamina (TEA) 23Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2C03) en caliente 23Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre (S) 23Proceso de Absorción con Solventes Físicos 24Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos 24Proceso de Endulzamiento por Adsorción. 24Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa 25Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares 25Proceso de Endulzamiento por Membranas 25

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Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno 25Proceso de Deshidratación del Gas Natural 27La Formación de Hidratos en el Gas Natural 28Parámetros que participan en la Deshidratación del Gas Natural 30Enfriamiento Directo 30Deshidratación por Absorción 32Deshidratación del Gas Natural con Glicoles 33Proceso de Compresión 33Proceso de Transporte de Gas 33Proceso de Almacenaje 33Proceso de Regulación de Presiones 33Propiedades y Características del Gas Natural 34Peligrosidad de la Materia en Estado Gaseoso 34Clasificación de las Sustancias Gaseosas 34Gases Inflamables 35Gases Tóxicos 36Clasificación de los Gases Según sus Propiedades Físicas 36Gases Comprimidos 36Gases Licuados 36Gases Criogénicos 36Gases Disueltos a Presión 37Fases de la Industria del Gas Natural 37Producción 37Separación 37Tratamiento 37Extracción de Líquidos 37Compresión 37Fraccionamiento 38Utilidad Industrial del Gas Natural 39Nuevas Tecnologías de Gas Natural 40Subproductos del Gas Natural 40Gas Natural Comprimido (GNC) 41Gas Natural Licuado (GNL) 42Líquidos del Gas Natural (LGN) 44Gas Licuado de Petróleo (GLP) 47Poder Calorífico 49Poder Calorífico Total (PCT) 49Poder Calorífico Neto (PCN) 49El poder calorífico a presión constante 49Factores que Influyen en el Cálculo del Poder Calorífico 51Gas Transformado a Líquido (GTL) 53Utilización de los Líquidos del Gas Natural 53Utilización de los (LGN) Como fuente de energía/ combustible 53Producción de Líquidos del Gas Natural 54Riqueza de un Gas" (GPM) 54

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Cuantificación de la Riqueza Líquida en (GPM) 54Principales Métodos de Separación entre Fases 56Filtración 57Decantación 57Evaporación 57Cristalización 57Sublimación 57Extracción 57Destilación 57Teoría de la Destilación 58La Destilación Atmosférica 58Destilación fraccionada 59Las Refinerías 61Destilación Por Arrastre con Vapor 61Destilación al Vacío 62Destilación Simple 62Destilación Molecular Centrífuga 62Destilación Destructiva 62Destilación por Presión Reducida 63Proceso de Fraccionamiento de Hidrocarburos 63La Planta de Fraccionamiento y Despacho José 64Descripción del Proceso de Fraccionamiento 65Balance de Materia y Condiciones de Operación del proceso deFraccionamiento 69Descripción del proceso de Tratamiento del Propanoen la Planta de Fraccionamiento de Jose, Trenes A/B 70Etapa de Tratamiento (adsorción) 71Presurización y Drenaje. 71Etapa de Regeneración 72Despresurización, Enfriamiento y Llenado 73Almacenamiento y Refrigeración 75Almacenamiento Presurizado Atmosférico (no refrigerado) 75Incremento de Recobro de Propano en la En la Planta deFraccionamiento de José 76Alternativa Recobro de Líquido, Inyectando Propano en Forma de Vapor.Determinación de los cambios de fases de la mezcla (líquido-vapor) en elTratador y el Tambor Recibidor de Propano. Durante la prueba derecobro de líquido, inyectando propano en forma de vapor 76Selección de la Ecuación de Estado 76Definición de la Composición del Producto Desplazado 77Evaluación Económica de las Alternativas Planteadas 77Obtención y Cuantificación de las Variables de Procesos que tienen mayorefecto en el Recobro de propano Líquido Retenido en los Tratadores 77Procedimiento para la Recuperación de Propano Líquido, InyectandoPropano en Forma de Vapor (240 lpcm y 129 °F)

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Volumen de Propano Líquido Recuperado 78Proceso de Extracción de los Líquidos del Gas Natural 79En la planta de Extracción Santa Bárbara 80Equilibrio Vapor- Líquido 82La constante de Equilibrio En base a la Presión de Convergencia (PK) 83La constante de Equilibrio en Base a la Fugacidad 84Constante de Equilibrio Sobre la base de Gráficos 86La Constante de Equilibrio en Base a Ecuaciones de Estado 86Ecuación de Van del Waals 87Ecuación de Redlich- Kwong 87Ecuación de Soave- Redlich- Kwong 87Ecuación de Peng- Robinson 87Constantes de Equilibrio de la Fracción Más Pesada 89Procesos Criogénicos 91Plantas Criogénicos 92Importancia de los procesos Criogénicos 93Efecto de Joule y Thompson 93Propiedades de Materiales de Ingeniería a Bajas Temperaturas 94Propiedades de los Fluidos Criogénicos 95Principios de Refrigeración y Licuefacción 95Expansión Iseltálpica 95Proceso de Refrigeración 95Sistema de Refrigeración por Compresión 96Sistema de Refrigeración por Absorción 96Expansión Isentrópica 98Proceso de Licuefacción del Gas Natural 98Efecto de Joule /Kelvin 98El Método de Linde 98La Expansión 99El Método de Claude 99REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 104

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INDICE DE FIGURAS Página

Figura 1 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural 8Figura 2 Diagrama de Fases P-T Para un Yacimiento de Gas Seco 15Figura 3 Diagrama de Fases P-T para un Yacimiento de gas Húmedo 16Figura 4 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento de Gas Condensado 17Figura 5 Procesamiento del Gas Natural 18Figura 6 Procesos del Gas Natural 19Figura 7 Destilación Fraccionada de una Mezcla Azeotrópica 60Figura 8 Ubicación Geográfica de la Planta de Fraccionamiento yDespacho José 64Figura 9 Proceso de Fraccionamiento de los (LGN). 66Figura 10 Esquema del Proceso de Fraccionamiento 68Figura 11 Etapa de Adsorción, Tren A/B 71Figura 12 Etapa de Drenaje del Tren A/B 72Figura 13 : Etapa de Regeneración del Tren A/B, para el proceso 73Figura 14 Etapa de Enfriamiento y Llenado del Tren A/B 74Figura 15 Diagrama de Fase de la Corriente de entrada hacia el tamborRecibidor 78Figura 16 Planta de Extracción de (LGN) Santa Bárbara 81Figura 17 Esquema Típico de una Planta de Extracción 94Figura 18: Equipo de Recepción del Gas de Alimentación 100

INDICE DE CUADROS Página

Cuadro 1 Componentes del Gas Natural 9Cuadro 2 Resultado del Cálculo de los GPM 56Cuadro 3 Composición de los Líquidos de un Gas Natural 67Cuadro 4 Carga a la planta de Fraccionamiento 69Cuadro 5: Condiciones de Operación de las Columnas de Fraccionamiento 69Cuadro 6 Corriente de propano, butano y ( )+

5C (kmol/hora) 70Cuadro 7 Volúmenes de Producción de la Planta de Fraccionamiento (BND) 70Cuadro 8 Volumen de propano recuperado 78Cuadro 9 Cambios en los Flujos de Productos de la Planta Santa Bárbara 81Cuadro 10 Requerimientos de Potencia en los Compresores de Gas Residual 81Cuadro 11 Los valores de (b)

Vapormàx

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Extracción y Fraccionamiento de los Líquidos del Ga s Natural

Gas Natural : El gas natural es una mezcla homogénea, en proporcionesvariables de hidrocarburos parafínicos, los cuales responden a lafórmula ( )NNN HC +2 con cantidades menores de gases inorgánicos, como el

Nitrógeno ( )2N , el Dióxido de Carbono ( )20C y pequeñas porciones decompuestos de azufre. Estos últimos pueden ocasionar verdaderos problemasoperacionales (corrosión en los equipos). El componente principal del gas natural

es el metano , cuyo contenido varía generalmente entre 60 y 90 % envolumen (%V/V). Contiene también, etano, propano, butano y componentes máspesados en proporciones menores y decrecientes. A continuación, se muestra enla figura 1 los principales componentes del gas natural de nuestro país

Figura 1 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural

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En términos generales se puede señalar que el gas natural es una mezcla dehidrocarburos (principalmente metano) que existe en los yacimientos en fasegaseosa, o en solución con el petróleo, y que a condiciones atmosféricaspermanece en fase gaseosa. Puede encontrarse mezclado con algunas impurezaso sustancias que no son hidrocarburos, tales como Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de

Hidrógeno , además de Nitrógeno y Dióxido de

Carbono , Vapor de agua, etc..

En el gas natural las moléculas de hidrocarburos varían desde uno hasta sieteátomos de carbono, aunque puede llegar a contener doce átomos de carbono. Enel Cuadro.1. En el cuadro se muestran los porcentajes moleculares y el estadofísico característicos del gas natural.Cuadro 1 Componentes del Gas Natural

CO M PO NENT EFO RM ULA

M O LECULAREST ADO

PO RCENT AJE M O LECULAR

M etano CH 4 G as 55,00-98,00

Etano C 2H 6 G as 0,1-20,00

Propano C 3H 8 G as 0,05-12,00

n-Butano C 4H 10 G as 0,02-2,00

Iso-Butano C 4H 10 G as 0,01-0,80

n-Pentano C 5H 12 Líqu ido 0,001-080

Iso-Pentano C 5H 12 Líqu ido 0,01-0,05

Hexano C 6H 14 Líqu ido 0,01-0,050

Heptano+ C 7H 16 Líqu ido 0,01-0,40Nitrógeno N G as 0,10-0,50Dióxido de

CarbonoCO 2 G as 0,20-30,00

O xígeno O 2 G as 0,09-0,30Sulfu ro de H idrogeno

H 2S G as trazas-28,00

Helio He G as trazas-4,00

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La composición del gas constituye el factor principal en la selección de un procesode extracción y en los beneficios económicos de la recuperación de líquidos delgas natural (LGN). Los gases con mayor cantidad de hidrocarburos líquidosrecuperables producen mayor calidad de producto y aumenta las ganancias de losprocesamientos del gas. Generalmente los gases pobres requieren condicionesmás severas de procesos (temperaturas más bajas) para alcanzar altasrecuperaciones.

La importancia del gas natural radica en los diversos productos que se obtienen apartir de este, como por ejemplo los gases utilizados como combustible domésticoo industriales, los cuales pueden clasificarse de la siguiente forma: Gas Natural,Gas Licuado, Gas de Refinería y Gases Manufacturados, aunque se sabe que losgases utilizados como combustible, tanto en forma doméstica, como industrial sonel gas natural, el gas licuado y el gas condensado. Entre ellos se encuentran elgas metano, el gas natural licuado, el gas licuado de petróleo y los líquidos del gasnatural.

a.- Gas Residual . Se le conoce también como gas metano, porque esta formadoen un 98% por metano. Es más liviano que el aíre, no venenoso, incoloro einodoro. Este gas se produce en las plantas de extracción de líquidos del gasnatural para ser empleado en el mercado comercial, industrial y doméstico. Setransporta por gasoductos a lo largo del territorio nacional, por los sistemas detransmisión y distribución desde Anaco hacia Puerto Ordaz, Puerto La Cruz yBarquisimeto en Centro-Oriente y los sistemas Costa Este, Costa Oeste yParaguaná de Occidente.b.- Gas Natural Licuado (GNL). Es gas metano en estado líquido. Para licuareste hidrocarburo se requieren temperaturas bajas, ya que el proceso tiene queocurrir a una temperatura menor que la temperatura crítica, para el caso de laconversión a metano líquido el proceso ocurre a una temperatura aproximada deunos (-320 F). El transporte del GNL Se efectúa en buques llamados metaneros,los cuales son acondicionados para mantener esta temperatura. El GNL esrecibido en estado líquido en los centros de consumo, donde se gasifica paranuevamente distribuirlo en tuberías hacia los centros de consumo industrial,comercial y doméstico.

c.- Gas Licuado de Petróleo (GLP). Es una mezcla en proporción variable depropano y butanos. Es gaseoso a temperatura ambiente y presión atmosférica, sepuede licuar bajo presión o a presión atmosférica si se enfrían hasta –45 F. El(GLP) se almacena y se transporta en forma líquida, posee mayor poder caloríficoque el (GNL). Los gases licuados como el Propano y el Butano se almacenan enestado líquido a presiones moderadas.

d.- Líquidos del Gas Natural.(LGN) Representa el producto principal de lasplantas de extracción de líquidos del gas natural. El LGN es una mezcla dehidrocarburos constituida por etano (C2), propano(C3), butanos(C4) y gasolinanatural; o propano, butanos y gasolina natural. Si se incluye o no el etano depende

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del modo de operación de las plantas de extracción. En la República Bolivarianade Venezuela el LGN es el producto intermedio del procesamiento del gas, ya queluego el LGN es fraccionado o separado en sus componentes individuales ygasolina natural. Es utilizado en la industria petroquímica, en la fabricación decomponentes de alto octanaje para gasolinas, y como combustible de usoindustrial y comercial. En términos, generales, se puede señalar que los (LGN),están conformados fundamentalmente por Etano, Propano, Butano y otroshidrocarburos más pesados, que son utilizados en el mercado interno comocombustible y materia prima para la Petroquímica

La infraestructura, permite en la República Bolivariana de Venezuela unaproducción de (LGN) de 2.660 MMPCND, en la actualidad se cuenta con:

a.- Tres Plantas de Fraccionamiento (Jose, Ulé y Bajo Río Grande)

b.- Tres Plantas de Extracción (San Joaquín, Santa Bárbara y Jusepín

c.- Tres Muelles de embarque (José, La Salina y Bajo Grande)

e.- Gasolina Natural. Es una mezcla de hidrocarburos formados básicamente porPentano, Hexano y Heptano. Se utiliza para mezclarla con la gasolina que seproduce en las refinerías o con el petróleo para mejorar la densidad de esteproducto aumentando su valor comercial. La gasolina natural constituye elproducto resultante del fraccionamiento del gas, es componente es de granimportancia industrial, por lo hay que estudiando en forma severa, sobretodo en laactualidad, con el uso de la gasolina sin plomoPor su origen, el gas natural se clasifica en asociado y no asociado. El gasasociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo delyacimiento. El gas no asociado, por el contrario, es aquel que se encuentra enyacimientos que no contienen crudo, a las condiciones de presión y temperaturaoriginales

Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos En función de los volúmenes de gas opetróleo que contienen los yacimientos se denominan:

a.- Yacimientos de Petróleo En: estos yacimientos el petróleo es el productoprincipal y el gas esta representado como producto secundario disuelto en elpetróleo cantidades que depende de los valores que tengan la presión y latemperatura del yacimiento. Los yacimientos que cumplen con estas condicionesreciben el nombre de Yacimientos Saturados. El término saturación estarelacionado con el proceso donde el petróleo no acepta más gas en solución bajolas condiciones de temperatura y presión existentes, lo que ocasiona quecualquier exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la estructura,formando una capa de gas sobre el petróleo.

b.- Yacimientos de Gas- Petróleo: Estos yacimientos corresponden aacumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la

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trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo, representa el.mecanismo que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a travésde los pozos. Cuando baja la presión y el petróleo ya no pueden subirespontáneamente, se puede inyectar gas desde la superficie a la capa de gas,aumentado con ello la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo,siempre y cuando todo el proceso se realice dentro de lo establecido.

c.- Yacimientos de Condensado . Aquí los hidrocarburos están en estadogaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. Elgas esta mezclado con otros hidrocarburos líquidos. Durante la producción delyacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleolíquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros quedaatrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin demantener la presión del yacimiento.

d.- Yacimientos de Gas Seco . En estos yacimientos el gas es el productoprincipal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en fase gaseosa, y al serproducidos siguen siendo gases, a pesar de los cambios de presión y temperatura.

Historia del Gas Natural en Venezuela La historia esta relacionada con elesfuerzo por lograr que este hidrocarburo sea de un uso racional, y que pueda serutilizado para crear energía, tanto doméstica como industrial. La producción degas natural se viene registrando desde 1918, en ese año se produjo una cantidadpromedio de 8500 (m3/día), producción que ocurrió en la Jurisdicción deMaracaibo. Hasta 1932 todo el gas producido se arrojaba a la atmósfera, ya queno había justificación económica para su procesamiento y venta. Fue en 1932,cuando se comenzó a utilizar el gas, como materia prima de inyección en losyacimientos de Quiriquiri en el Estado Monagas.

En la actualidad el gas natural ha logrado insertarse en el mercado energéticonacional, lo cual se debe fundamentalmente al impulso de las industrias paragenerar electricidad, y también el desarrollo de la industria petroquímica. Lo actuales que sé esta estableciendo en todo el país una red de mercadeo para lograr queel gas natural sea consumido en el ámbito doméstico. Recientemente se comenzóa promover el uso del gas. Natural como combustible para vehículos automotores,(GNV). Los principales centros de explotación de gas natural en la RepúblicaBolivariana de Venezuela se encuentran distribuidos en tres CuencasSedimentarias, que son: Maracaibo- Falcón; Barinas- Apure y Oriente- Margarita

Composición del Gas Natural El gas natural se encuentra en los yacimientosacompañados de otros hidrocarburos, es por ello que el gas natural estaconformado por una mezcla. Los componentes del gas natural se aprovechan enlos procesos de extracción y el procesamiento de los productos principales,productos que son los responsables del términos gas seco o gas húmedo. Sedebe de hacer la aclaratoria, que el término gas seco y gas húmedo no estarelacionado con el agua, sino con la posibilidad de obtención de hidrocarburos.

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El componente predominantes del gas natural es el metano (CH4), el cualpertenece a la serie parafínica, en donde los átomos de carbono y de hidrógeno se

unen para formar cadenas sencillas, que se simbolizan como . Loshidrocarburos que responden a esta fórmula se denominan HidrocarburosSaturados Normales, la saturación se refiere al tipo de enlace que existe, tal comoestos hidrocarburos están enlazados a través de los enlaces híbridos (sp3). Es porello, que los elementos de la serie a la que pertenece el Metano, que correspondea los Alcanos, se denominan Hidrocarburos Saturados, a diferencia de losAlquenos y Alquinos que son insaturados: Los hidrocarburos denominadosAlquenos tienen sus orbitales híbridos representados por (sp2), que indica undoble enlace entre Carbono- Carbono, mientras que los Alquinos sus enlaceshíbridos son (sp), que representa un triple enlace entre Carbono- Carbono.

La composición real de una determinada mezcla de gas natural se obtiene yaprecia por medio del análisis cualitativos y cuantitativos, estos análisis se realizanfundamentalmente a través de la Cromatografía de gases. Estos análisisenumeran los componentes presentes y el porcentaje de cada componente en lacomposición total Además de los hidrocarburos presentes, por análisis se detectala presencia de otras sustancias que merecen atención, debido a que puedenocasionar trastornos en las operaciones de manejo, tratamiento y procesamientoindustrial del gas natural El gas natural, tiene también una serie de contaminantes.Que pueden tener una alta incidencia en el tratamiento del gas. En vista que siestas impurezas están en cantidades altas, provocan que el gas tenga que sertratado en procesos especiales adecuados, de tal forma de disminuir laconcentración de las sustancias contaminantes, y que el gas se encuentre dentrode las Norma nacionales e internacionales establecidas, las cuales hay quecumplir, para evitar problemas industriales y de comercialización del gas natural,los principales contaminantes son:

a.- Sulfuro de Hidrógeno (H2S) b.- Monóxido de Carbono (C0)c.- Dióxido de Carbono (C02) d.- Sulfuro de Carbonilo (C0S)e.- Disulfuro de Carbono (CS2) f.- Mercaptanos (RSH)g.- Nitrógeno (N2) h.- Agua (H20)i.- Oxígeno (02) j.- Mercurio (Hg)

Clasificación del Gas Natural En función de la Composición ; Siendo lacomposición del gas natural un parámetro de gran importancia, se utiliza para laclasificación del mismo y quedan:

a.- Gas Ácido . Este en un gas .cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) esmayor que 0,25 granos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora(> de0,25 granos/100 PCNH). En este caso las condiciones normales están en el

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Sistema Británico de Unidades.. La cantidad señala equivale a cuatro partes pormillón, en base al volumen (4 ppm,V de H2S. En el Sistema Británico de Unidadeseste significa, que hay 4 lbmol de H2S/1x106 lbmol de mezcla. La GPSA, define aun gas ácido como aquel que posee más de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppm,V deSulfuro de Hidrógeno (H2S).

Si el gas esta destinado para ser utilizado como combustible para rehervidores,calentadores de fuego directo o para motores de compresores puede aceptarsehasta 10 granos de H2S/100 PCN. La norma 2.184 válida para tuberías de gas,define a un gas ácido como aquel que contiene más de 1 grano de H2S/100 PCNde gas, lo cual equivale a 16 ppm,V de (H2S).

Otros Gases de Reacción Ácida: Existen también otros gases de naturalezaácida, como son por ejemplo:

1.- Sulfuro de Carbonilo (C0S). Este es un compuesto inestable, corrosivo ytóxico, que se descompone en (H2S +C02)

2.- Mercaptanos , los cuales se pueden representar a través de la siguientefórmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, enmuchos casos reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos

3.- Disulfuro de Carbono (CS 2). Este componente sin tomar en cuenta queparticipa en las reacciones de corrosión es también altamente tóxico para los.seres humanos., también es altamente nocivo para el medio ambiente, por lo quehay extremar las precauciones cuando se trabaja con este componente

En términos generales, se considera que un gas es apto para ser transportado portuberías, cuando contiene ≤ 4 ppm,V¿ de, H2S; ≤ de 3% de C02.y ≤ 6 a 7 lb deagua por millones de pies cúbicos normales de gas (MM de PCN de gas).b.- Gas Dulce Este es un gas que contiene cantidades de H2S, menores a cuatro(4) partes por millón en base a volumen (4 ppm, V) y menos de 3% en base molarde C02

c.- Gas pobre o Gas seco .Este es un gas natural del cual se han separado elGLP (gases licuados del petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, estaconstituido fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a losyacimientos, o se usa en la generación de hidrógeno (H2). La composiciónfundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su composiciónse puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual es necesariomantener una presión de yacimiento, parámetro que varíen de acuerdo a lalocalización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas seco. La mezcla dehidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y desuperficie, y la producción de líquidos solo se alcanza a temperaturas criogénicas.

Yacimientos de Gas Seco En estos yacimientos la mezcla de hidrocarburospermanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie. Sin

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embargo, en algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad dehidrocarburos líquidos, la cual nunca es superior a diez barriles normales depetróleo sobre un millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). En elgas seco, por lo general el gas esta compuesto Principalmente por metano, cuyacomposición porcentual alcanza valores mayores al noventa por ciento en larelación volumen- volumen (C1 >90%), el gas por lo general, tiene pequeñascantidades de pentano (C5) y más pesados(C+

5<1%). En la figura 2 se presenta unDiagrama de fases P-T, para un típico yacimiento de gas seco.

En la figura 2 se puede señalar que la temperatura del yacimiento es bastantemenor que la temperatura crítica y no ocurre condensación de hidrocarburos. Latemperatura del yacimiento disminuye en el proceso de separación Gas- Petróleo,debido al efecto de Joule- Thompson. En la figura 2 se observan también algunascondiciones iniciales, además de la temperatura del separador, punto crítico. Loimportante de la figura es que se debe de tener en cuenta, que si hay una cambioen la presión en forma isotérmica, como sería el cambio de la temperatura inicial alfinal, el gas seguiría siendo un gas seco. Lo mismo ocurre, si hay un cambio en latemperatura en forma isobárica.

En estos yacimientos de gas seco la obtención de líquidos del gas producido solose alcanza a temperaturas criogénicas. Hay que dejar bien claro, que un gas secono es aquel, que se le haya eliminado el agua. Hay investigadores que definen algas seco, como Gas Pobre. Es decir que contiene poco o nada de hidrocarburoscomercialmente recuperables como productos líquidos. Una definición válida, parael gas seco es aquella, que indica, es aquel gas, que en el reservorio contiene

altas proporciones de metano ( y etano los cuales seacostumbra a simbolizar simplemente como (C1y C2). Este gas no esta asociadocon petróleo. y se puede definir simplemente, como gas natural que no contienegas licuado de petróleo y cuyo contenido básico es metano (C1)Figura 2 Diagrama de Fases P-T Para un Yacimiento d e Gas Seco

Yacimientos de Gas Rico o Gas Húmedo . Este es un gas del cual se puedenobtener una riqueza líquida de hasta 3 GPM (galones por mil pies cúbicosnormales de gas). La riqueza líquida se refiere a la capacidad que tiene la mezclade gas natural de producir hidrocarburos líquidos. Aquí es necesario hacer laaclaratoria, que los yacimientos de gas húmedo, nada tienen que ver con el agua,ya que se consideran gas húmero por la capacidad de producir hidrocarburoslíquidos. En la figura 3 se presenta un diagrama de fases, para estos yacimientos.

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En la figura 3 se puede observar que la temperatura del yacimiento es menor quela temperatura crítica, lo que indica que deben de haber dos fases (líquido yVapor), luego es muy posible que en el proceso de separación Gas- Petróleo, latemperatura del fluido alcanza la región bifásica, lo que indicaría que parte de loshidrocarburos del gas se condensen a la fase líquida. Y se producen hidrocarburoslíquidos. En la figura 3 se observa también que si hay un cambio isotérmico de lapresión, el proceso todavía siga estando en una fase, pero si hay un cambioisobárico de la temperatura el fluido entraría en la región bifásica

En los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentesintermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla dehidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a lasuperficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad dehidrocarburos líquido del orden de diez a veinte barriles normales de hidrocarburoslíquidos por cada millón de pies cúbicos normales de gas (10 a 20 BNHL/MM )Figura 3 Diagrama de Fases P-T para un Yacimiento d e gas Húmedo

PCN). El parámetro llamado riqueza líquida es de gran importancia, para lacomercialización del gas natural, ya que los líquidos producidos son de alto poderde comercialización El líquido producido es incoloro que tiene un comportamientocomo petróleo liviano.

Yacimiento de Gas condensado : Este yacimiento se puede definir con un gascon líquido disuelto. El contenido de metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos ycompuestos más pesados (C7

+) alcanza valores mayores a 12,5% V/V (< 12,5%).La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperaturase encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presentacondensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, procesoque en la mayoría de los casos puede representar algún problema en lacomercialización de estos yacimientos. En vista que los primeros hidrocarburosque se quedan, son los más pesados. Lo que significa que el fluido que alcanza lasuperficie lo hace sin, una gran cantidad de los elementos pesados. Además, porel hecho que los hidrocarburos pesados se acumulen en la formación obstaculizanel libre desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la superficie.

En su camino al tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre unafuerte reducción de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región dedos fases para llegar a la superficie con características bien específicas, lascuales permiten en tratamiento del fluido. Estos yacimientos son comunes deencontrar en la República Bolivariana de Venezuela, ya que en la región de AnacoEstado Anzoátegui existen en una gran proporción.

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En términos generales un condensado esta constituidos por proporciones variadasde (C3;C4 ;C5 y C5

+) los cuales tienen nada o muy poco de C1 y C2). El reservoriode Gas Condensado, se refiere al reservorio donde existe gas y condensado, peroen una sola fase homogénea, por lo general en fase gaseosa. Cuando el fluidosale del reservorio y la presión se reduce por debajo de su nivel crítico, entoncesaparece la fase líquida. Los reservorios que producen condensados en esta formason cuidadosamente controlados para reciclar algo de gas después, que elcondensado haya sido separado, porque de otro modo puede ocurrircondensación retrógrada en el reservorio y el condensado remanente puedeperderse, ya que no puede ser recuperado. Estos tipos de yacimientos en LaRepública Bolivariana de Venezuela, y sobretodo en la Zona Nororiental son demucha importancia, y en los últimos años están siendo explotados en forma bienplanificada. En la figura 4 se presenta un diagrama de fases presión- temperatura(P-T), para un yacimiento de Gas Condensado.

Figura 4 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento d e Gas Condensado

En la figura se puede observar, que para los yacimientos de Gas Condensado, latemperatura del yacimiento esta entre la temperatura crítica del Sistema (En elpunto crítico no es posible diferenciar las fases. Además se puede indicar que laconstante de equilibrio de las fases líquido- vapor es igual a 1)) y la temperaturaen el punto cricondertérmico, esto indica que Las condiciones bifásica son lasexistentes a los largo de la vida del yacimiento

Los yacimientos de gas condensado, no es lo mismo que la utilización del términocondensados, ya que estos últimos se refieren a los hidrocarburos líquidos del gasnatural que se recuperan en las instalaciones de separación, en los camposproductores de gas asociado y no asociados. Incluyen hidrocarburos líquidosrecuperados de gasoductos, los cuales se forman por condensación durante eltransporte del gas natural.

Industrialización y Tratamiento de Gas Natural La industria del gas natural. Esdecir, el proceso desde la extracción hasta la utilización, comprende una serie deetapas, por ejemplo: Obtención; Tratamiento, Compresión; Transporte;Almacenaje; Regulación de las Presiones; Distribución; Medición y Utilización.Cada una estas etapas encierra una serie de procesos, además de una técnica,las cuales han ido evolucionando con el crecimiento y perfeccionamiento de laindustria del gas natural. El tratamiento e industrialización del gas natural, jueganun gran papel en el desarrollo de la industria del gas, ya que contar con procesosde alta tecnología y eficiencia de estos procesos permitirá un mejor desarrollo. En

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la figura 5 se presenta en forma esquemática los principales procesamientos delgas natural.

Figura 5 Procesamiento del Gas Natural

Procesamiento de Gas Natural El objetivo del procesamiento del gas natural eseliminar los contaminantes, incluyendo los componentes corrosivos (agua y gasesácidos, sobre todo el Sulfuro de Hidrógeno su carácter contaminante), los quereducen el poder calorífico, como Dióxido de Carbono y Nitrógeno) y los queforman depósitos sólidos a bajas temperaturas, como el agua y Dióxido deCarbono, para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano,que constituyen materias primas básicas para la industria petroquímica, la granmayoría de los procedimientos a los que tiene que ser sometido el gas naturalestán relacionados entre si.Las etapas normales en el procesamiento del gas natural son la deshidratación(eliminación de agua, usualmente con adsorbentes sólidos, como alúmina o mallasmoleculares), el endulzamiento (eliminación del Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido deCarbono con soluciones absorbentes, y la recuperación criogénica de etano ehidrocarburos más pesados (condensación de estos componentes a bajastemperaturas, del orden de 212F, y destilación fraccionada de los líquidoscondensados). Otras etapas complementarias son el fraccionamiento de loshidrocarburos recuperados y la conversión del ácido sulfhídrico a azufre

a (S) en forma líquida o sólida.

Procesos de Tratamientos del Gas Natural. En la figura 5 se presenta en formaesquemática los diferentes procesos del gas natural: Todos estos procesos sonnecesario previamente a que el gas sea destilado a su procesamiento, sirviendocomo materia prima para otro, como es el caso de la industria petroquímica, o elgas sea destilado a ser utilizado como combustible, en la industria o en formadoméstica.

Figura 6 Procesos del Gas Natural

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a.- La obtención del Gas Natural . Este proceso se realiza en yacimientos, loscuales pueden ser no asociados (Yacimientos Gasíferos) y asociado (YacimientosPetrolíferos). En estos yacimientos el gas se puede encontrar en tres formas.Separado del petróleo, ocupando la parte superior de la napa: Disuelto dentro delpetróleo junto con los hidrocarburos livianos de petróleo, todos ellos en fasegaseosa o grandes presiones, produciéndose en la extracción la separación de lasfases gaseosa y líquida por el fenómeno de condensación retrógrada.

b.- Tratamiento El gas que se extrae del yacimiento, en la mayoría de los casoscontiene componentes indeseables, los cuales deben de extraerse mediantetratamientos adecuados. Si el gas contiene gases ácidos, se debe someter alproceso de endulzamiento. La presencia de nitrógeno (N2) reduce el podercalorífico y disminuye el rendimiento en los procesos de extracción de gasolina,luego se debe buscar la forma de eliminarlo. También si el gas contiene agualíquida o en forma de vapor, se debe someter el gas al proceso de deshidratación.En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, se deben extraer en formade gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversosprocesos, tales como compresión y enfriamiento, absorción con querosén

Endulzamiento del Gas Natural. Este proceso se define como la eliminación delos gases ácidos, hasta que estos cumplan la norma Una de las principalesconsecuencia de la presencia de los gases ácidos en el gas natural y susderivados es la corrosión. Proceso, que ocurre principalmente por la presencia desulfuro de hidrógeno (H2S), y dióxido de carbono (C02). Además de la presenciade agua (H20). Estos componentes provocan corrosión dentro de cualquierinstalación. Sobre todo si es una tubería de acero, en la cual predomina el hierroen forma metálica (Fe). Esta no es la forma natural del hierro, tal como las formasnaturales son la Ferrosa (Fe+2) y Férrica (Fe+3). Luego como es natural al buscar elhierro su forma natural se produce corrosión, reacción que es catalizada, por lapresencia de gases ácidos y agua.

En general, se puede señalar que las corrientes con alta relación de H2S/C02 sonmenos corrosivas que las relaciones menores. La temperatura del proceso y laalta concentración del H2S hacen que la velocidad de la reacción de corrosión seaalta. La remoción del (H2S), mediante el proceso de endulzamiento, se hacenecesaria para reducir la corrosión en las instalaciones de manejo, procesamientoy transporte de gas. Por otra parte, la naturaleza tóxica de este contaminanteobliga a eliminarlo por razones de seguridad para la salud y el medio ambiente.

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El términos generales, se puede decir que la eliminación de compuestos ácidos(H2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas deabsorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo, es uno de las formas demayor utilización para la eliminación de los gases ácidos Para que el proceso deendulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debecomenzar por analizar la materia prima que se va a tratar. De hecho el contenidode las impurezas forma parte de los conocimientos que se deben dominar a laperfección para entender y hacerle seguimiento a los diseños. Por ello se insisteen la tenencia del conocimiento inherente al contenido de agua, dióxido decarbono y sulfuro de hidrógeno, en primera instancia.

El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en laconcentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de lamisma manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas dealimentación y en el gas tratado. La diferencia molar de ambas condicionesestablece la cantidad de gas ácido que se va a extraer y que lógicamente define eldiseño de los equipos y el proceso que se deba a utilizar, en el endulzamiento, detal forma que sea efectivo, de fácil aplicabilidad y además económico. El procesode endulzamiento se lleva a cabo a través:

a.- Procesos de Absorción

b.- Procesos de Adsorción

c.- Procesos de Conversión Directa

d.- Remoción con Membranas.

a.-Endulzamiento del Gas Natural a través del Proce so de Absorción Elproceso de Absorción se define como La penetración o desaparición aparente demoléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o líquido. Laabsorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes,aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidosEste es un proceso, en donde un líquido es capaz de absorber una sustanciagaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción serealiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos

1.-Proceso de Absorción con Solventes Químicos En este proceso loscomponentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componenteactivo en solución, que circula dentro del sistema. El producto de la reacciónquímica produce compuestos inestables, los cuales se pueden descomponer ensus integrantes originales mediante la aplicación de calor y/o disminución de lapresión del sistema, con lo cual se liberan los gases ácidos y se regenera elsolvente, el cual se hace recircular a la unidad de absorción. El componente activodel solvente puede ser una alcanolamina o una solución básica. En general lossolventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de los gases ácidos,aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de C02.

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Dentro de las principales desventajas se tiene la alta demanda de energía, lanaturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido ensolución, tal como, las reacciones químicas son reguladas por la estequiometría

Endulzamiento de Gas Natural con Aminas El endulzamiento del gas naturalcon solventes químicos por lo general se realiza con aminas. Se usa ladesignación de amina primaria secundaria y terciaria para referirse al número de

grupos alquilo , que al reemplazados a Hidrógenos en la molécula de

Amoniaco Luego se puede señalar que las Aminas son derivadasdel Amoniaco y son simples cuando los grupos alquilo son iguales y mixtas siestos son diferentes. Todas las Aminas son compuestos muy polares. Las aminasprimarias y secundarias pueden formar puentes de hidrógeno, las aminasterciarias puras no pueden hacerlo, pero si los pueden aceptar. Las principalesaminas utilizadas en el proceso de endulzamiento son

La Monoetanolamina (MEA. Este compuesta es una amina primaria, es unlíquido de color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal, cuya

formula química es La (MEA) es la más reactiva de lasEtanolaminas, y además es la base más fuerte de todas las aminas. La MEA hatenido un uso difundido especialmente en concentraciones bajas de gas ácido.Tiene un peso molecular de 61,08 Unidades de Masa Atómica (UMA). Este pesomolecular se considera pequeño, es por ello, que la MEA tiene la mayor capacidadde transporte para los gases ácidos La utilización de la MEA no se recomienda,cuando hay presencia de impurezas tales, como C0S; CS2 y 02. Con todos estoscompuestos se forman productos de degradación, los cuales deben de serremovidos añadiendo una solución alcalina, además de instalar un sistema derecuperación. Con la MEA, se logran concentraciones muy bajas de la relaciónC02/H2S, y es eficiente en procesos donde la presión parcial del gas ácido en lacorriente de entrada es baja. La corrosión y la formación de espuma son losprincipales problemas operacionales de la MEA.

Otro problema que se presenta con la MEA es que la concentración Porcentualen relación peso/ peso (%P/P), tiene un valor máximo de 15%, luego requiere degrandes cantidades de calor de solución en el sistema, lo que conlleva a una alta

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demanda calorífica, en el proceso. La presión de vapor de la MEA es mayor queotras aminas en iguales temperaturas. Esto puede incrementar las pérdidas porvaporización. Para mantener el proceso de corrosión bajo, se requiere que laconcentración de la solución y la carga del gas ácido en la solución debenmantenerse suficientemente bajas que eviten la formación de bicarbonatos (HC03

-)y carbonatos (C03

-2), compuestos altamente corrosivos, que se forman por la

disociación del Ácido Carbónico . El bicarbonato o carbonato puede

reaccionar con el ,, para formar Carbonato Ferroso,considerado uno de los principales productos de la corrosión, en Plantas de Gas,con presencia de Sulfuro de Hidrógeno, Dióxido de Carbono, en cantidades que seles considera gases ácidos. Si hay presencia de agua, en el Sistema, no habrá lamenor duda que el proceso de Corrosión este o se haga presente, por laformación del Ácido Carbónico y su posterior disociación.

La Dietanolamina (DEA). Este compuesto a temperaturas mayores alambiente es un líquido claro, higroscópico y viscoso, con un suave olor amoniacal.

La DEA es un amina secundaría cuya fórmula química es , con unpeso molecular de 105,14 Unidades de Masa Atómica (UMA). La DEA tiene sumayor aplicabilidad en el tratamiento de gas de refinerías, en los cuales puedenexistir compuestos sulfurosos que pueden degradar la MEA. La DEA es más débilque la MEA, pero los productos de la reacción con la DEA no son corrosivos.Además la presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, luego laspérdidas por vaporización con la DEA es menor que con la MEA. La reacción de laDEA con C0S y CS2 es muy lenta, luego prácticamente no causa problemas pordegradación del solvente.

La DEA se utiliza para endulzar corrientes de gas natural que contengan hasta un10%, o más de gases ácidos. Es eficiente a presiones de operación de 500 o máslpcm. Los procesos con DEA han sido diseñados para operar con concentracionesporcentuales de solución entre 30 y 35 en %P/P, incluso a esta concentración laDEA no es corrosiva, por lo que se puede trabajar sin ningún temor, que lasolución vaya a aumentar el proceso de corrosión, cosa que ocurre a menudo consolución, que se utilizan en los diferentes tratamientos

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La Metildietanolamina (MDEA). La fórmula química de este compuesto

es La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente con el(C02), por lo cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas deequilibrio en la absorción. Su mejor aplicación en la absorción, es la remociónselectiva del H2S, cuando los gases ácidos están presentes (H2S) y (C02), estoconvierte a la (MDEA), en un compuesto selectivo de alta efectividad, pararemover al sulfuro de hidrógeno. Si el gas es contactado a presionessuficientemente altas (800-1000 lpcm, bajo ciertas condiciones se puede obtenerun gas con calidad para gasoductos. Lo que indica que la concentración delsulfuro de hidrógeno, tiene un valor de 0,25 granos de H2S/100 PCN

La Trietanolamina (TEA). Este compuesto es un líquido ligeramente amarillo,higroscópico y viscoso, su mayor utilidad se relaciona con su capacidadhumectante La TEA es una amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia elH2S, ya que la reacción con el C02, es muy lenta, y desde luego la formación debicarbonatos y carbonatos es también lenta. La fórmula química de la TEA es

Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K 2C03) en caliente Este procesocomprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio ydespojo, con vapor a presión atmosférica. El proceso de absorción se controlaesencialmente por el líquido y depende de las tasas de difusión a través de lasinterfases líquido- vapor y de la reacción con la sal de carbonato. La solución de lasal de carbonato rica se retira en la base del absorbedor y es enviada atemperatura constante, hacia la parte superior de la torre despojadora, en dondeuna concentración considerable del gas ácido es removida después de expandirlaa la presión de regeneración cercana a la presión atmosférica. En este proceso noes necesaria la utilización de intercambiadores de calor, ya que el proceso deabsorción se lleva a cabo fundamentalmente en condiciones atmosféricas. Quizásuna de las partes más negativas de este proceso, es que logra llevar los gasesácidos a la especificación. Aunque el proceso es económicamente aceptable,cuando se desea eliminar altas concentraciones de gases ácidos, de un gas dealimentación.

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Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre ( S) La eliminación del

Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de Hidrógeno que acompaña al gasnatural, y que se separa en la destilación atmosférica, y que está sobre todopresente en el gas resultante de los procesos de hidrotratamiento, esindispensable para evitar emisiones de azufre durante el quemado de dicho

producto como combustible de la propia refinería. La separación delde los gases sustentado en la absorción en soluciones acuosas de aminas; la

solución rica en se regenera por agotamiento con vapor para

recircularse a la absorción, y el separado se procesa en unidadesdonde primeramente se realiza una combustión parcial del mismo para generar

una proporción adecuada de y (S02) que enseguida se hacenreaccionar en una reacción catalítica para generar azufre elemental (S)

Proceso de Absorción con Solventes Físicos Estos procesos se caracterizanpor su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentesácidos de la corriente de hidrocarburos. En estos procesos el calor de reacción esmenor que el calor de reacción con solventes químicos. Aquí el proceso tienemayor efectividad, cuando se trabaja con una alta presión parcial del gas ácido ybajas temperaturas. Si el solvente físico se utiliza para la remoción del (C02), laregeneración del solvente puede realizarse simplemente por reducción de lapresión de operación. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan noson corrosivos y pueden deshidratar gas en forma simultánea

Una de las principales desventaja es que incrementar la solubilidad de loshidrocarburos de alto peso molecular, como por ejemplo, propano y compuestos

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más pesados (C3+) Hay, también solventes físicos, que tienen mayor selectividad

hacía la absorción del H2S, en presencia de C02., que los solventes químicos.

Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixto s Estos procesostrabajan con combinaciones de solventes químicos y físicos, es lógico quepresenten las características de ambos. La regeneración del solvente se logra porseparación en etapas múltiples y fraccionamiento. Estos solventes puedenremover todos los gases ácidos, incluso el COS; CS2 y mercaptanos. Laselectividad hacia él (H2S) se obtiene ajustando la composición del solvente y/o eltiempo de contacto .La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, nopresenta un .grave problema, para la eficiencia del proceso.

Proceso de Endulzamiento por Adsorción . Este es un proceso de separaciónpara remover impurezas basadas en el hecho de que ciertos materiales altamenteporosos fijan ciertos tipos de moléculas en su superficie. La adsorción es unfenómeno de superficie exhibido por un sólido (adsorbente) que le permitecontener o concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas (adsortivo) sobre susuperficie. Esta propiedad es debida a la adhesión. En la Adsorción. la corrientede gas natural hace contacto con sustancia sólidas que tienen propiedadesadsorbentes, las cuales se encuentran empacados dentro de las torresadsorbedoras reteniendo selectivamente las moléculas de los gases ácidosdel gas tratado.

La regeneración de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor. Elproceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado engases donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja. En el comercioexisten varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes afinidades paravarios componentes. En general el orden de adsorción es agua; H2S y C02.Para laremoción de H2S y C02, el agua debe removerse inicialmente resultando lechos deadsorción separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del aguay su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso.

Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa Estos procesos secaracterizan por la selectividad hacia él (H2S), el cual es removido en formapreferencial por un solvente que circula en el sistema. Estos procesos son deimportancia, para evitar la contaminación ambiental del (H2S. El proceso operamediante escalas redox. Aquí el solvente es una mezcla conformada porcarbonato de sodio + Ácido Antraquinón Disulfónico (ADA)+ Metavanadato deSodio, que actúa como activador Por lo general, este proceso opera conpresiones que van de 14,7 lpca hasta 735 lpca, y con temperaturas desde 70 a110 F Las etapas reconocidas son:

1.- Absorción del (H2S) en una solución alcalina

2.- Oxidación del (H2S) por el metavanadato de Na para convertirlo en azufre

3.- Oxidación del vanadato por medio del ADA

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4.- Oxidación del ADA reducida con aire.

Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares Se pueden utilizar paraabsorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevadastemperaturas o disminuciones de la presión.

Proceso de Endulzamiento por Membranas En la actualidad se estánutilizando bastante las membranas permeables. La separación se lograaprovechando la ventaja de las diferencias de afinidad / difusividad, ya que el H20 ;H2S y C02 son altos difusores, esto indica que pueden pasar a través de unamembrana con mayor facilidad que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz.Esto permite separar las impurezas del gas natural.

Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno el proceso deEnduzamiento de Gas natural, también se puede emplear sustancias químicasque capaces de atrapar el H2S y eliminarlo de la mezcla gaseosa

Por ejemplo de un proceso de endulzamiento. Se requiere endulzar 100 MMPCND, y el gas entra a la planta a una presión de 500 lpca y temperatura de 120 FEl contenido de gases ácido es de 8,50% V/V de C02 y 4500 ppm, V de H2S. Seespera que el gas salga de la planta cumpliendo con la norma establecida para elgas natural. Lo que corresponde a no más de 3% V/V de C02 y no más de 4ppm,V de H2S. Los cálculos para el diseño de la plantas, parten de lo siguiente. Síla gravedad específica del gas al aire tiene un valor de 0,70, entonces:TSC=390 R PSC=665 lpca, luego TSR=1,48 PSR=0,75 Z=0,92

El peso molecular aparente de la mezcla es (MA=28,97x0,70=20,28 (lb/lbmol),

La densidad en condiciones de operación:

(1)

En caudal de alimentación se puede expresar como:

Tasa Másica (2)

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61,83 Tasa Volumétrica (3)

flujo molar (4)

Gas Ácido que Debe de Ser Removido. Si los requerimientos de la planta deendulzado indican que, el gas debe de salir con un contenido máximo de 2% deC02 y 3 ppm,V de H2S. Luego será necesario remover (8,50-2,00)=6,50%º, para elC02 y (4500-3,0)=4497 ppm,V para el H2S. Luego el gas ácido a remover es (6,9497% ≈ 6,95%. Luego el volumen de gas ácido a ser removido es:1x108x0,0695=6,95 MM PCND. Esta cantidad en términos de flujo molar será

(5)

La presión parcial de los gases ácidos en el gas de alimentación es:

P(C02)=500x0,085=42,50 lpca y P(H2S)=500x0,0045=2,25 lpc

Presión Parcial de (H2S+C02)=44,75 lpca

Tasa de circulación de la MEA Las investigaciones indican que tres moles deMEA remueven una libramos de gas ácido. Luego los moles de MEA que senecesitan para remover los gases ácidos (C02+H2S) se obtienen multiplicando portres la tasa molar del gas ácido. Y a partir de este resultado se cuantifica la tasamásica de la MEA, la cual tiene un peso molecular de 61,08 (lb/lbmol). En formaadiciona se sabe que la Amina participa por lo general con una concentraciónporcentual de 15% P/P, siendo el solvente utilizado agua. Desde luego, se suponeque el agua utilizado tendrá que cumplir con los requerimientos establecidos queeste proceso sea de una alta eficiencia.

tasa másica de la MEA (6)

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Si se sabe que la densidad de la MEA es 62,34 (lb/PC), se obtiene:

tasa volumétrica de la MEA (7)

(8)

Proceso de Deshidratación del Gas Natural. La deshidratación del gas naturalse define como la extracción del agua que esta asociada, con el gas natural enforma de vapor y en forma libre. La mayoría de los gases naturales, contienencantidades de agua a la presión y temperatura los cuales son extraídos delyacimiento. En general, se puede señalar, que el contenido de agua o vapor deagua en el gas, así como el contenido de hidrocarburos condensables ante unaumento de presión o disminución de temperatura, resultan inconvenientes para laconducción del gas por tuberías ya que provocaría obstrucciones de importanciaEs por ello que el gas natural debe ser sometido a un proceso de deshidratacióny de extracción de gasolina, las razones del porque se debe aplicar el proceso dedeshidratación son:

Justificación del Proceso de Deshidratación:

a.- Evitar la formación de hidratos , en vista que estos componentes puedendetener y/o entorpecer el flujo de gas por tuberías La verdad es que hay queevitar la formación de hidratos La formación de hidratos ocurre siempre, que elgas natural contenga agua, y esta a su vez se condense dentro de la tubería yotros recipientes, que sirvan de transporte del gas Los hidratos son compuestoscristalinos blanquecinos, parecidos a la nieve, y que se forman por la reacciónentre los hidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua líquida. La composiciónde los hidratos, por lo general es 10% de hidrocarburos y 90% de agua. Lagravedad específica de los hidratos anda por el orden de 0,98 y flotan en el aguapero se hunden en los hidrocarburos líquidos.

La formación de hidratos en el gas natural, ocurre siempre que haya agua libre yse enfríe el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos .Lo lógicosería establecer las normas para evitar la formación de hidratos, en vista que siestos se llegan a formar los problemas operaciones se incrementan, ya que loshidratos taponan la tubería de transporte. Uno de los correctivos que se puede

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aplicar para evitar la formación de hidratos es el metanol o monoetilenglicol, conlos cuales se baja el punto de rocío y se impide la formación de hidratos. Laformación de hidratos se fundamenta en lo siguiente:

a.- Condiciones Primarias

1.- El gas debe encontrarse a una temperatura igual o inferior al punto de rocío delagua en el gas o en presencia de agua libre.

2.- Presencia de hidrocarburos livianos y/o gases ácidos

3.- El proceso se encuentra a bajas temperaturas a las presiones de operación, y

4.- Altas presiones a la temperatura de operación.

b.- Condiciones Secundarias:

1.- Altas velocidades de los fluidos

2.- Presiones pulsantes o inestables

3.- Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación, y

4.- Introducción del gas en un pequeño cristal de hidratos

La Formación de Hidratos en el Gas Natural , ocurre fundamentalmente, porquela humedad del gas al condensarse da origen, mediante su combinación con loshidrocarburos a baja temperatura. Es así, entonces, que como consecuencia de lafuerte reducción de presión, que puede ocurrir en las válvulas reguladoras depresión de la Planta, se origina una importante disminución de temperatura comoconsecuencia de la brusca expansión del gas, provocando la formación dehidratos, los que se cristalizan formando hielo o una especie de nieve en lainstalación. Por dicho motivo, es necesario que en instalaciones en que seproduzcan fuertes caídas de presión, adoptar medidas tendientes a evitar esteproblema, dado que dichos hidratos afectan el normal funcionamiento de lainstalación .Para ello se admite la utilización de dos métodos Que son : Inyecciónde hidratantes y Calentamiento del Gas.

Para evitar la formación de hidratos se requiere una presión elevada y unatemperatura baja. A cada valor de presión corresponde un valor de temperaturapor debajo de la cual pueden formarse hidratos si existe humedad. A mayorpresión es también mayor aquella temperatura. Por ello este inconveniente es máscomún a mayores presiones. Para evitarlo debe procederse a deshidratar el gas,es decir, bajar su punto de rocío hasta temperaturas inferiores a 32F. Ello seefectúa mediante procesos que emplean como absorbedores agentes sólidos olíquidos También se logra impedir la formación de hidratos mediante la inyecciónen el gas de sustancias inhibidoras, tales como el metanol. En lo que respecta a

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los hidrocarburos condensables, ellos se extraen en forma de gasolina y gaslicuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales comocompresión y enfriamiento, absorción con kerosén, etc. La formación de hidratosen el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría por debajo de latemperatura de formación de hidratos. La temperatura y presión a las cualespuede ocurrir la formación de hidratos puede predecirse en forma gráfica, comotambién se puede determinar a través de ecuaciones matemáticas, que puedenindicar en forma aproximada la temperatura de formación de hidratos, una de esasfórmulas matemáticas es:

(9)

En donde: P es la presión del sistema En las situaciones donde los cálculospredicen la formación de hidratos, se puede evitar dicha formación removiendo elagua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de latemperatura a la cual podrían aparecer los problemas mediante el uso deinhibidores que se mezclan con el agua que se ha condensado.

b.-Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros deconsumo y distribución Al gas que se transporta se le extrae el agua quecontiene, hasta los niveles necesarios para que cumplan con la norma establecida,y que respondan al destino que, ha sido establecido para el gas. Por ejemplo, parapoder transportar el gas, por un sistema de redes y tuberías de gas, debe tener unmáximo de 5- 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas(5- 7 lb H20/ MM PCN, con ello se garantiza que el punto de rocío ocurra a 32F. Loque significa que el fluido trabajara a temperatura por encima de 32 F sin que seproduzca condensación del agua. El punto de rocío del agua es la temperatura ala cual se condensa el agua, a una presión previamente establecida

Evitar la congelación del agua en los procesos cri ogénicos . Cuando el gasserá utilizado en los procesos criogénicos. La norma válida para transportar gaspor una tubería que es 7 lb H20/ MM PCN no es aplicable. En vista que losprocesos criogénicos deben de trabajar a una temperatura menor a la crítica,luego el agua en esas condiciones se congelara, y será un impedimento, para laeficiencia del proceso. Luego en estos casos la cantidad de agua permisible en elgas debe de ser mucho menos.

Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas Cuando el gasnatural contiene agua, que se condensa dentro de las tuberías se forman hidratos,que son causantes de taponamiento de los gasoductos e impiden que el gaspueda circular, por la tubería. Lo normal es que el ingeniero analice lascondiciones de formación de hidratos y aplique los correctivos a tiempo, para

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evitar la formación de hidratos. Además, si el gas transportado entra a una calderay contiene baches de agua, de seguro habrá una explosión, ya que el agua aevaporarse aumenta 1700 veces su volumen. La magnitud de la explosióndependerá de la cantidad de agua que llegue a la caldera y de la temperatura a laque se encuentren.

Parámetros que participan en la Deshidratación del Gas Natural Existen variosmétodos para deshidratar el gas natural .La selección de un proceso, dependeráfundamentalmente del grado de deshidratación necesario y d la evaluacióneconómica del proceso seleccionado. Los procesos más conocidos son:

Enfriamiento Directo Este proceso se lleva a cabo mediante el uso derefrigeración mecánica con adición de Inhibidores de Hidratos. En estos casos sesabe, que el contenido de agua saturada en un gas natural decrece con unaumento en la presión o con una disminución en la temperatura. Lo que significa,que los gases calientes saturados con vapor de agua pueden ser parcialmentedeshidratados por Enfriamiento Directo. Por ejemplo. Los gases que seráncomprimidos por lo normal son enfriados antes de ser transportados a las líneasde distribución. Desde luego en este proceso de enfriamiento se puede removeragua del gas. En este caso el proceso será de naturaleza cíclica. Esto, es porqueel fluido refrigerante recibirá calor del sistema a enfriar.

Posteriormente, este calor se disipa en el medio ambiente o se transmite a otrosistema, que actúa como receptor de esa energía calorífica. Cuando la energíacalorífica se disipa, el fluido refrigerante inicia de nuevo el ciclo. Los fluidosrefrigerantes de mayor uso, en la industria del gas natural son el Propano yMetano. En este proceso hay que tener mucho cuidado con la cantidad de líquidoque se acumula en los equipos. de enfriamiento del gas natural, se utiliza el Efectode Joule- Thomson con adición o sin adición de inhibidores de hidratos El efectode Joule- Thompson es el cambio en la temperatura del gas que se origina cuandoel gas es expandido en condiciones isentálpicas En coeficiente de Joule y

Thompson se define a través de la siguiente ecuación:

(10)

Expansión del Gas a una Baja Presión. En este proceso para obtener el Eldescenso de la presión de una corriente de gas produce enfriamiento, exceptocuando se trata del Helio (He) y del Hidrógeno (H).:Luego se puede concluir que

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el Efecto de Joule- Thompson, es el cambio de temperatura que se produce en ungas que se expande a partir de una presión constante más baja, sin transmisiónde calor. Los procesos de transmisión de calor ocurren por medio de alConducción, Conversión y Radiación La Expansión del gas a una baja presión,como forma de enfriamiento se puede realizar a través de dos diferentes procesos:

Expansión Isentálpica Este proceso se utiliza cuando se necesita aumentar larecuperación de líquidos de un gas húmedo proveniente del pozo, por lo generalcon alta presión. En el proceso en flujo de gas húmedo es pasado a través de unaválvula expansora, donde la temperatura del gas disminuye, con ello se logra queuna fracción de los componentes intermisos y pesados presentes en la mezcla degas natural se condensen. Luego los líquidos condensados son retirados del flujode gas usando, para ello un separador de baja presión. El gas frío y seco se utilizapara preenfriar la corriente de gas húmedo que alimenta el sistema.Expansión Isentrópica . Este proceso se produce cuando la corriente de gashúmedo pasa a través de un turboexpansor. En este caso disminuye, ocurre unadisminución de la temperatura del gas y se obtiene una cierta cantidad de trabajo,el cual se utiliza para mover los equipos de bombeo. También esta disminución dela temperatura, que la mayoría de los casos es un valor apreciable, se utiliza pararecuperar líquidos del gas natural. Este es el principal principio de los procesoscriogénicos. Es necesario hacer resaltar que la expansión isentrópica es unproceso de mucho más efectividad, pero los costos de instalación de equipos, sonmucho mayores.

Transferencia de Calor : Este parámetro existe, siempre que hay una diferenciade temperatura en el universo, la energía se transfiere de la región de mayortemperatura a la de menor temperatura. De acuerdo con los conceptos de latermodinámica, esta energía transmitida se denomina calor. Las leyes de latermodinámica tratan de la transferencia de energía, pero siempre se refieren asistemas que están en equilibrio, y solo pueden utilizarse para predecir la cantidadde energía requerida para cambiar un sistema de un estado de equilibrio a otro,por lo que no sirven para predecir la rapidez con que puedan producirse estoscambios. La ciencia llamada transmisión o transferencia de calor complementa losprincipios primero y segundo de la termodinámica clásica, proporcionando losmétodos de análisis que pueden utilizarse para predecir la velocidad de latransmisión del calor, además de los parámetros variables durante el proceso enfunción del tiempo

Para un análisis completo de la transferencia del calor es necesario considerarmecanismos fundamentales de transmisión: conducción, convección y radiación,además del mecanismo de acumulación. El análisis de los sistemas y modelos deintercambio de calor requieren familiaridad con cada uno de estos mecanismos ysus fundamentos, así como de sus interacciones El calor puede transmitirse detres maneras.

a.-Conducción de Calor Puesto que el calor es la energía de la actividadmolecular, una forma simple de transferencia, será la comunicación directa de la

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energía molecular a través de una sustancia por medio de colisiones entre susmoléculas, esta forma de transferir el calor se denomina conducción Los metalesson buenos conductores de electricidad, por tener electrones libres, y como estoselectrones libres contribuyen poderosamente a la conducción del calor, lo quehace que los metales sean excelentes conductores de electricidad

b.- Convección de Calor . Esta es una forma de transmisión del calor de un lugara otro por movimiento de la materia caliente La transferencia de calor porconvección de un cuerpo comprende el movimiento de un fluido en relación con elcuerpo. Si el movimiento es provocado por las diferencias de densidad debidas ala diferencia de temperatura en las diferentes localidades del fluido, se conocecomo convección natural. Si el movimiento del fluido es provocado por un agenteexterno como un ventilador, se denomina convección forzada. La transferencia decalor por corrientes de convección en un líquido o en un gas, está asociada concambios de presión, debidos comúnmente a cambios locales de densidad. Unaumento de temperatura en un fluido va acompañado por un descenso de sudensidad.

c.- La Combinación de Radiación y Absorción Este es otro tipo de transferenciade calor. En la radiación, la energía térmica se transforma en energía radiante,similar en su naturaleza a la luz. En realidad, una parte de esta radiación esluminosa. En esta forma, la energía radiante puede atravesar distancias enormesantes de ser absorbida por un cuerpo y transformada de nuevo en calo. Laradiación es la transferencia de calor por radiación no requiere ningún mediomaterial intermedio en el proceso. La energía se traslada desde la superficie delsol hasta la tierra, donde es absorbida y convertida en energía calorífica. Laradiación es un proceso por el cual fluye calor desde un cuerpo de altatemperatura a un cuerpo de baja temperatura

Reacciones Químicas en el Proceso de Deshidratación de Gas . El fundamentode este proceso es entre las reacciones químicas, que ocurren entre el agua yciertas sustancias químicas. Lo que involucra, por lo general un proceso de altaefectividad, cuando se aplica a la deshidratación del gas natural. Pero, el procesode regeneración de la sustancias puede convertirse en un proceso muy complejo.Y, desde luego le quita la posibilidad de utilizarlo a nivel industrial. Y convierte alproceso a condiciones de laboratorio, y se utiliza fundamentalmente paradeterminar el contenido de agua en el gas natural.

d.- -Deshidratación por Absorción . Este es uno de los procesos de mayorutilidad, en la industria del gas natural. El proceso consiste en remover el vapor deagua de la corriente de gas natural, por medio de un contacto líquido. El líquidoque sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones,como por ejemplo:

1.- Alta afinidad pon el agua ,y ser de bajo costo,

2.-Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo,

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3.-Estabilidad para regeneración

4.- Viscosidad baja,

5.- Baja presión de vapor a la temperatura de contacto,

6.- Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural

7.- Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas. Losglicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del gasnatural El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo, por lo que su usotiene unas ciertas limitaciones, y se selecciona por lo general en los casossiguientes:Instalaciones temporales y es deseable aplazar las decisiones relativas en losequipos permanentes del manejo de gas. Las condiciones operacionales a lascuales puede ocurrir la formación de hidratos son de alta inestabilidad. Latemperatura de operación es tan baja que las viscosidades de otras sustanciaspuedan ser muy altas.

Deshidratación del Gas Natural con Glicoles Estos componentes se encuentranen una gran cantidad, pero los que más se utilizan en el proceso de deshidratacióndel gas natural son:

1.- Etilénglicol (EG ) cuya Fórmula química es H0C2H40H, luego su pesomolecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento en 8 F

2.-Dietilénglicol (DEG ): Fórmula química es 0H (C2H40)2H, su peso molecular esde 106,1 (lb/lbmol), mientras que el punto de congelación es 17 F

3.- Trietilénglicol (TEG ) :Fórmula química es 0H(C2H40)3H. El pesomolecular alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 19 F

4.- Tetraetilénglico (TTEG ) Fórmula Química es 0H(C2H40)4H, su peso moleculares 194, 2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22 F.

Después de haber realizados todos los cálculos necesarios para el diseño de latorre de absorción, para el diseño se necesita determinar lo siguiente:

c.- Compresión Para hacer posible la conducción del gas a través de gasoductoses necesario aplicarle la presión necesaria para vencer la resistencia a la fricción.Los equipos que comunican presión al gas se denominan compresores, los cualesal comunicar presión reducen el volumen. La presión necesaria que habrá queaplicar al gas dependerá del uso que se le dará al gas.

d.- Transporte de Gas El transporte del gas, por lo general se realiza a través dede gasoducto desde los lugares de producción procesamiento hasta un punto de

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almacenamiento, que viene a ser el lugar donde se realiza la reducción de presión,medición odorización, antes de su distribución a los centros de consumo. Eltransporte pos gasoducto se realiza a presiones adeucdas y necesarias para queel proceso sea de la mayor eficiencia posible. En este caso la presión de trabajodebe de ser elevada en por lo menos un 20%. El transporte puede efectuarse agranel, en caso de gas licuado o comprimido en el caso del gas natural.

e.- Almacenaje . Este proceso dependerá que el gas tenga alta o baja presión

f.- Regulación de Presiones : En diversas etapas de la industria del gas existe lanecesidad de mantener una presión constante, y esto debe ocurrir en formaindependiente al caudal que circula. Esto, ocurre, por ejemplo en las redes dedistribución de gas a baja presión, la cual debe ser prácticamente constante y deun valor para el cual están diseñados los quemadores de los artefactos. Si la redtrabajase a una presión mayor, se hace necesario regular la presión para cadausuario, mediante reguladores individuales.

g.- La Distribución . Para, el caso del gas natural o manufacturado, la distribuciónse hace por redes, ahora si se trata de gas licuado, la distribución se realizamediante envasado.

h.- La Medición . En este caso la medición se realiza mediante interpolación deplaca de orificio. También se utilizan medidores de desplazamiento.

i.- Utilización : El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, elcomercio, la generación eléctrica, el sector residencial y el transporte depasajeros. Ofrece grandes ventajas en procesos industriales donde se requiere deambientes limpios, procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad yeficiencia. Adicionalmente, el gas natural es utilizado como materia prima endiversos procesos químicos e industriales. De manera relativamente fácil yeconómica puede ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol; los materialesbásicos para diversos tipos de plásticos y fertilizantes .El desarrollo yperfeccionamiento de la tecnología del gas natural han contribuido decididamenteen su utilización, tanto como fuente de energía o materia prima para industrias

Propiedades y Características del Gas Natural Las principales propiedades delestado gaseoso están relacionadas, sobre la base de que, las partículas gaseosastienen suficiente energía para vencer las fuerzas de interacción, de manera quelos gases son Compresibles; no se pueden modelar con arreglos molecularesrepetidos; cada partícula queda completamente separada de las otras; la densidades pequeña, y las partículas gaseosas; llenan completamente el recipiente que lascontiene

Peligrosidad de la Materia en Estado Gaseoso La materia en estado gaseosase considera de alta peligrosidad, en vista que los gases conllevan un riesgoespecífico en lo que concierne a su estado físico. El obligado transportepresurizado o refrigerado de un gas implica el riesgo de que, si se libera de su

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contenedor por accidente, multiplica cientos de veces su volumen El riesgo de suscondiciones químicas; inflamabilidad, reactividad, o toxicidad, se agravan cuando,por su condición de gas, se dispersan en la atmósfera y se hacen invisibles.Algunas veces el riesgo para la población es tan grande como la imposibilidad desu evacuación en los pocos minutos en los que se produce la dispersión de lasmoléculas gaseosas.

Clasificación de las Sustancias Gaseosas , según sus propiedades químicas Enlo que se refiere a los gases, las propiedades químicas son las más importantes,ya que estas son las que reflejan la capacidad de reaccionar químicamente conotras materias produciendo subproductos potencialmente peligrosos o grandescantidades de calor. Esta clasificación del gas, tiene una influencia en el manejoque se vaya a realizar con este fluido, ya que fundamentado en sus propiedadesquímicas se puede planificar su transporte y almacenamiento.a.- Gases Inflamables . Se considera gas inflamable, a cualquier gas que puedaarder en condiciones normales con el oxígeno del aire. La combustión de losgases inflamables en el aire está sujeta a las mismas condiciones que los vaporesde los líquidos inflamables; es decir, cualquier gas inflamable, entrará encombustión sólo dentro de ciertos límites de composición de la mezcla de Gas-Aire (limites de inflamabilidad o combustibilidad) y a una cierta temperaturanecesaria para iniciar la reacción, que se denomina Temperatura de Ignición.

Aunque los vapores de los líquidos inflamables y los gases inflamables muestranidénticas características de combustión, el término Punto de Inflamación,prácticamente no tiene significado en lo que se refiere a los gases. El Punto deinflamación es básicamente la temperatura en la que un líquido inflamable producesuficiente cantidad de vapores para que se produzca la combustión. Dichatemperatura, está siempre por debajo de su punto de ebullición normal. El gasinflamable se encuentra normalmente a una temperatura superior a la de su puntode ebullición normal, incluso cuando se transporta en estado líquido, y por lo tanto,está a una temperatura muy superior a la de su Punto de inflamación. Un ejemplo,serían, el Butano, Hidrógeno, Acetileno, etc., que son gases, que arden, no sonrespirables, y que pueden formar mezclas explosivas con el aire.

b.- Gases no Inflamables Son los que no arden en ninguna concentración de aireo de oxígeno. Sin embargo, muchos de estos gases sí pueden mantener lacombustión de otras materias, o al contrario, otros tienden a sofocarla. Los quemantienen la combustión, se llaman generalmente oxidantes, y están formadospor mezclas de oxígeno con otros gases como Helio, Argón, etc. Entre los gasesque no mantienen la combustión y que generalmente se llaman gases inertes, losmás comunes son el Nitrógeno, Argón, Helio, Bióxido de Carbono y Bióxido deAzufre. También es cierto, que algunos metales pueden reaccionar vigorosamenteen atmósferas de Nitrógeno o Bióxido de Carbono. Uno de estos metales es elMagnesio.

c.- Gases Reactivos Como la mayor parte de los gases pueden estar destinadosa reaccionar químicamente con otras substancias bajo ciertas condiciones, el

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término gas reactivo se emplea para distinguir los gases que reaccionan con otrasmaterias o consigo mismos, produciendo grandes cantidades de calor o productosde reacción potencialmente peligrosos, mediante una reacción distinta de lacombustión y bajo condiciones de iniciación razonablemente previsibles (calor,impacto, etc.). Un ejemplo de gas altamente reactivo es el Flúor, que reaccionacon prácticamente todas las substancias orgánicas e inorgánicas a temperaturas ypresiones normales, y generalmente a suficiente velocidad como para producirllamas. Otro ejemplo es la reacción del Cloro (clasificado como gas no inflamable)con el Hidrógeno (gas inflamable), que también puede producir llamas.

Varios gases pueden reaccionar químicamente con ellos mismos cuando se lessomete a condiciones fácilmente previsibles de calor de impacto, incluida la etapade exposición al fuego, con producción de grandes cantidades de calor, como sonel Acetileno, el Metilacetileno, el Propano-Dieno y el Cloruro de Vinilo. Estos gasesse encuentran generalmente en recipientes mezclados con otras substancias parasu transporte y almacenamiento; a veces se conservan en recipientes especialespara estabilizarlos contra posibles iniciadores de reacción.

d.- Gases Tóxicos Ciertos gases pueden representar riesgo para las personas sise liberan en la atmósfera. En esta categoría se incluyen los que resultanvenenosos o irritantes al inhalarlos o al entrar en contacto con la piel, tales comoel Cloro (Cl2), el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) , Bióxido de Azufre (S02), Amoniaco(NH3) y el Monóxido de Carbono (C0). La presencia de estos gases complica enforma muy seria las medidas de lucha contra incendios si los bomberos estánexpuestos a su acción. El sulfuro de hidrógeno por ejemplo es un gas que hay quetener cuidado en su tratamiento.

Clasificación de los Gases Según sus Propiedades Fí sicas Estas propiedadestienen una gran importancia para la protección y lucha contra incendios, puestoque afectan al comportamiento físico de los gases, tanto mientras permanecen ensus recipientes como cuando se liberan accidentalmente. Por su naturaleza, losgases deben estar totalmente encerrados en recipientes para su transporte,manipulación y almacenamiento hasta el momento de su empleo. Por cuestionesde economía práctica y facilidad de empleo, es necesario que los gases seenvasen en recipientes que contengan la mayor cantidad posible de gas, lo cualtiene como resultado la adopción de medidas para aumentar la presión de losgases hasta el punto que el transporte sea licuado en muchas ocasiones, ypocas veces sea únicamente en fase gaseosa. Esta situación puede ser confusapara muchas personas, pero es necesario hacer tal distinción para aplicar lasprácticas de prevención y lucha contra incendios. La clasificación física es:

a.- Gases Comprimidos . Se le llama gas comprimido, al gas que a temperaturanormal y bajo presión dentro de un recipiente conserva su estado gaseoso, y semantiene de esa forma, mientras se conserva el valor de la presión alcanzada.

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b.- Gases Licuados Es el gas en que a temperaturas normales y bajo presión, sepresenta en fase líquida y parcialmente en fase gaseosa. La presión dependefundamentalmente de la temperatura del líquido.

c.- Gases Criogénicos Estos gases para mantenerlos licuados en el interior desu envase se les debe proporcionar unas temperaturas muy por debajo de lastemperaturas normales, generalmente por encima de su punto de ebullición atemperatura y presión normales, y a presiones proporcionalmente bajas omoderadas. La principal razón de esta diferencia respecto al gas licuado, es que elgas criogénico no puede mantenerse indefinidamente en el recipiente que locontiene debido a que éste no puede impedir la penetración del calor de laatmósfera, que tiende continuamente a elevar su presión hasta un nivel que puedellegar a exceder la resistencia de cualquier tipo de recipiente, proceso que puedetener funestas consecuencias, no solo para las personas que estén cercanas alsitio, sino también para las condiciones ambientales, ya que al pasar de la faselíquida al vapor aumentan su volumen.d.- Gases Disueltos a Presión Este sería el caso de transporte cuyorepresentante podría ser el Acetileno, ya que el acetileno, es un gas que no sepuede presurizar si no está en unas condiciones muy especiales. Necesita de unenvase relleno de una masa porosa, a la cual se le añade Acetona, y en elmomento de realizar la carga de acetileno, éste se disuelve con la Acetona y sedistribuye en los poros de la masa porosa interior. Lo característico de estos gaseses que no se conservan en estado libre, sino que se disuelven en otro medio, engeneral a causa de su reactividad. Pero, desde luego el trabajar con estos gases,hay que tener un gran cuidado, ya pueden ocurrir una serie de grandes problemas,que pueden llegar ser de alta peligrosidad.

Fases de la Industria del Gas Natural: Las fases de industrialización del gasnatural están relacionados con la:

a.- Producción: operación que consiste en la extracción del gas natural de losreservorios que se encuentran en el subsuelo a profundidades diversas, los cualocurre, a través de pozos productores.

b.- Separación: Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un procesode separación de líquidos, proceso que se lleva cabo en recipientes metálicos apresión llamados separadores, los cuales cumplen una función bien importante, yaque la comercialización y distribución esta relacionado con este proceso. En esteproceso se obtiene Gas Natural, seco conformado por Metano y Etano, que setransporta por gasoductos hasta los centros de consumo, también e obtienenlíquidos del gas natural (LGN), conformados por Propano, Butano, Pentanos ehidrocarburos más pesados que se transportan por poliductos hasta una planta defraccionamiento.

c.- Tratamiento: Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar lasimpurezas que trae el gas natural, como Agua( proceso de deshidratación),proceso que se realiza con productos químicos que absorben el agua. La

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eliminación de los gases ácidos, como, Dióxido de Carbono y Sulfuro deHidrógeno, los cuales se tratan y eliminan en plantas de endulzamiento. Estasimpurezas se recuperan y pueden ser comercializadas con otros fines industriales.

d.- Extracción de Líquidos: Este proceso es al que se somete el gas natural rico

libre de impurezas, con la finalidad de separar el gas Metano seco de los llamados Líquidos del Gas Natural, (LGN,) integrados por

Etano , Propano ; Butanos ,Pentanos

, etc.

e.- Compresión: Es el proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con lafinalidad de aumentarle la presión y enviarlo a sistemas de transporte ydistribución para su utilización en el sector industrial y doméstico y en lasoperaciones de producción de la industria petrolera, donde tiene diversos usos yutilidad, ya que puede ser utilizado como gas. Combustible, o como materia primapara otras industrias.f.- Fraccionamiento: Los Líquidos del Gas Natural (LGN) se envían a las plantasde fraccionamiento, donde se obtiene por separado Etano, Propano, Butanonormal e Isobutano, Gasolina Natural y Nafta Residual, que se almacenan enforma refrigerada y presurizada en recipientes esféricos.

El proceso de fraccionamiento es es un proceso de separación de hidrocarburos,con lo cual ocurre la segregación de los compuestos en cada una de las unidades.Uno de los procesos de fraccionamiento de mayor importancia industrial es ladestilación fraccionada (proceso que por lo general se utiliza para separarhidrocarburos, tales como butanos y pentanos), en donde el gas es introducido porla torre de alimentación, y en cada una de las etapas dependiendo de latemperatura van quedando diferentes fracciones molares de las especiessometidas al proceso de destilación fraccionada. En el proceso defraccionamiento, se reconoce como sé máxima importancia la recuperación dehidrocarburos, en donde se obtiene corrientes ricas en Etano, Propano; Butanos yGasolina, en ocasiones también resulta conveniente separar el Isotunano delButano Normal, los cuales se utilizan en forma específica.

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El diseño del proceso de fraccionamiento de los Líquidos del Gas Natural (LGN)se sustentan en la composición de los líquidos, en la cantidad y especificacionesde los productos comerciales que se desean obtener y en la carga volumétrica delos (LGN) a la de fraccionamiento, en este caso la obtención de los líquidos delgas natural es por métodos físicos empleando para ello columnas defraccionamiento. El número de columnas en un tren de fraccionamiento depende

Generalmente del número de productos que se desea obtener a partir de los(LGN). En realidad, los (LGN), son mezclas de hidrocarburos de peso molecularmayor que el peso molecular del metano. Los (LGN) son una valiosa fuente decomponentes que pueden ser utilizados como combustible, como también puedenser utilizados en la industria petroquímica.

Los (LGN) son separados del gas natural en las plantas de procesamiento decampo, empleando bajas temperaturas en los procesos llamados refrigeración,líquidos absorbentes puesto en contacto con el gas natural en los procesos deabsorción, o temperaturas muy bajas en los procesos criogénicos. En algunoscasos, el estado actual de la tecnología integra estos procesos con la finalidad demaximizar la separación de los (LGN). Por lo general los (LGN) están

conformados por Etano e hidrocarburos más pesados ,cuando el Etano tiene mercado y se justifica su separación del gas natural, de otra

forma los (LGN) comprenden Propano y compuestos más

pesados .

En la República Bolivariana de Venezuela Las plantas de extracción yfraccionamiento de gas natural, existentes en el área de la Zona Nororiental, comopor ejemplo Jusepín, Santa Bárbara, San Joaquín R. S. Joaquín y Guara oeste.En el área de occidente: GLP5, Tía Juana 2 y 3, Lama Proceso, Lamar líquido, ElTablazo 1 y 2. Con una extracción total para Venezuela de 99.486 de miles demillones de metros cúbicos. Adicionalmente se realizan dos grandes proyectosgasíferos en la Plataforma Deltana, entre el Estado Delta Amacuro y la isla deTrinidad y el proyecto Mariscal Sucre, al norte de la península de Paria, costaafuera.

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Utilidad Industrial del Gas Natural La principal utilidad industrial del gas naturalse puede resumir en:

a.- Fabricación de Cerámicas . Aquí la utilización del gas natural se sustenta, enque el gas natura tiene un menor contenido de contaminantes. Además el podercalorífico de los combustibles gaseosos, hace que sea posible efectuar elcalentamiento directo al producto, lo que permite obtener un grado de combustiónelevado y construir hornos más pequeños, para llevar a cabo el proceso.

b.- Industria del Vidrio : Las operaciones térmicas de la industria del vidrio seclasifican en dos grupos de naturaleza esencialmente distinta, uno de ellos es lautilización del .gas natural:

c.- Industria Textil : Se utiliza al gas natural para el acabado de las fibras, esteproceso requiere mantener una presión constante del gas natural.

d.- Industria Química . Se considera que una de las materias primas básicas paraLa síntesis química industrial más importantes es el gas natural

e.- Industria del Cemento : Se consume una considerable cantidad de energíatérmica en el proceso de producción del cemento, la cual puede ser satisfecha porel gas natural

En todos los sectores del mercado energético y en casi todos los usos finales, elgas natural compite con otros combustibles y formas de energía. En la actualidad,el gas natural representa el 20% de la demanda de energía primaria de la UniónEuropea siendo estos porcentajes del 19% en el caso del carbón y del 45% delpetróleo. Las reservas probadas de gas natural son abundantes y han crecidoacompasadamente en las últimas décadas. A pesar de haberse más que dobladoel consumo de gas natural, sus reservas probadas han crecido considerablementemás rápido que su consumo, ya que se efectúan nuevos hallazgos continuamentey se elevan las reservas de los yacimientos existentes por las mejoras en lastécnicas de producción.

Las reservas totales probadas de gas natural en el mundo cubrirían la demandade más de 60 años a los niveles actuales de consumo. Los expertos estiman quelas reservas totales de gas natural son varias veces mayores que las probadas, loque prolonga el tiempo de vida previsto para sus reservas y asegura que el gasnatural puede actuar como una energía puente hacia otro sistema energético enun futuro lejano, en este punto Venezuela también tiene reservas probadas de gasque permitirán su explotación y comercialización por varios años, como tambiénlos subproductos del gas natural.Se puede asegurar que el gas natural tiene una serie de ventajas sobre otroscombustibles, debido fundamentalmente a su seguridad y baja contaminaciónambiental, en vista que el gas natural tiene un rango de inflamabilidad muylimitado, en concentraciones en el aire por debajo del 4 por ciento y por arriba deaproximadamente el 14 % no se encenderá el gas natural. Además la temperatura

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de ignición es alta y el rango de inflamabilidad limitado reduce la posibilidad de unincendio o explosión accidental.

La combustión del gas natural prácticamente no genera emisiones de Bióxido de

Azufre , el cual causa la lluvia ácida o partículas que soncarcinogénicas de la misma forma, el gas natural emite cantidades muchosmenores de Monóxido de Carbono, hidrocarburos reactivos, óxidos de nitrógeno yBióxido de Carbono, que otros combustibles fósiles. Una manera en la que el gasnatural puede contribuir significativamente al mejoramiento de la calidad del airees en el transporte. Por ejemplo, los vehículos que funcionan con gas naturalpueden reducir las emisiones de monóxido de carbono e hidrocarburos reactivoshasta en un 90 por ciento, en comparación con los vehículos que utilizan gasolina.Otra manera de mejorar el medio ambiente es usar más gas natural para lageneración de electricidad reemplazando al carbón o petróleo. Producto, quepor lo general son de alto riesgo del punto de vista ambiental.

Nuevas Tecnologías de Gas Natural como sistemas de ciclo combinado de altaeficiencia, aumentan el rendimiento de la energía y simultáneamente reducen lacontaminación ambiental, esto tiene una gran importancia, para el proceso deGestión Ambiental. La conveniencia del transporte por medio de gasoductos es sueconomía y seguridad. Para poder transportarlo por medio de cilindros estostendrían que tener especificaciones especiales y diferentes a los cilindros quetransportan el gas Licuado de Petróleo (LP), lo que implicaría costos deinfraestructura, para poder envasarlos tendría que licuarse lo que alteraría surango de seguridad, en cuanto a su distribución esta seria por medio de camioneslo que implicaría emisión de contaminantes más el deterioro de las calles yavenidas. Si esto sucede, el gobierno necesariamente deberá gastar una grancantidad de dinero, en la recuperación de esos fluidos.

En la mayor parte de los casos, en que se utiliza al gas natural, como materiaprima, tiene como objetivo de reducir la emisión de contaminantes de losdiferentes usos energéticos y procesos van de la mano con el ahorro de energíaLa promoción del uso racional de la energía y la reducción de la contaminaciónson considerados de máxima prioridad por las compañías de gas natural. Losahorros de energía que se obtienen por aplicación de técnicas que utilizanpreferentemente el gas natural dan lugar a menor consumo y por consiguientemenor contaminación. La tecnología de la combustión del gas natural ofrecenumerosas ventajas medioambientales en todas sus aplicaciones.

El uso de turbinas de gas para mejorar centrales existentes y en nuevas centralesde ciclo combinado permite alcanzar ahorros de energía de entre el 15 y el 40%.La investigación y desarrollo de nuevas tecnologías está abriendo continuamente

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nuevas fronteras con rendimientos todavía mayores y por consiguiente menoscontaminación. Las ventajas de utilizar al gas natural, en estos casos hancoincidido con la creciente preocupación sobre el daño ocasionado por la lluviaácida causada por las emisiones de (SO2 y NOx) y por el papel de las emisionesde CO2 provocadas por el hombre sobre el creciente efecto invernadero. Procesode alto riesgo para el medio ambiente.

Las pilas de combustible a gas natural constituyen una alternativa prometedora ala generación de energía mecánica basada en la combustión. Las pilas decombustible generan energía eléctrica y calor a partir de gas natural mediante unproceso electroquímico. Se están dedicando recursos de investigación en todo elmundo para el desarrollo de pilas de combustible. Las pilas de combustible quetrabajan con gas natural aportan rendimientos más elevados en generación deenergía eléctrica y emisiones muy inferiores a las que se dan en los sistemasconvencionales de generación de energía eléctrica.

Subproductos del Gas Natural . Los principales subproductos son:

a.- Gas Natural Comprimido (GNC) . Este es un gas natural permanente,

conformado fundamentalmente por Metano Fue descubierto porAlessandro Volta en el año 1776. Se extrae del subsuelo y representa hoy en día,gracias a la falta de impurezas y residuos de combustión, el combustible ecológicopor antonomasia. El gas natural para vehículos automotores se comprime dentrode cilindros de acero especial a una presión de 200 kg/cm2 El GNC no contieneaditivos, no se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, nifenómenos de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los nivelesde temperatura y la combustión es total. Las características del aceite del motor semantienen por más tiempo, y esto aporta mayores beneficios a la vida útil delmotor. Las principales ventajas ecológicas del gas natural comprimido son:

1.- Es menos contaminante que la gasolina

2.- La emisión de Monóxido de Carbono (CO), baja en un 95%

3.- La emisión de hidrocarburos baja en un 80%

4.- La emisión de Óxidos de Nitrógeno , baja en un 30$.

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La emisión de gases que contribuyen al cambio climático global, tales como eldióxido de carbono, se reducen en casi un 15%, comparado con la gasolina Laproducción de gas natural es mucho más "limpia" que transportar y refinar petróleoy luego generar electricidad. Los tanques de gas natural y las estaciones de cargason sistemas cerrados. El uso de gasolina implica que una cierta cantidad de lamisma se evapora del tanque de combustible, contribuyendo con casi la mitad dela contaminación por hidrocarburos asociado con el uso de vehículos quefuncionan con gasolina. La existencia de gasoductos evita la necesidad deltransporte peligroso de gasolina por barco o camión La temperatura de igniciónpara el gas natural es de 700 C, en lugar de 400 C para la gasolina; y si hay unapérdida de gas natural, se dispersa rápidamente en la atmósfera.

b.- Gas Natural Licuado (GNL) El gas natural que se obtiene principalmente enlos separadores esta constituido principalmente por Metano, con proporcionesvariables de otros hidrocarburos y de contaminantes diversos El GNL Esteproducto es un gas residual formado principalmente por Metano (C1) líquido. Elproceso se logra a una temperatura de(–260F ). Bajo estas condiciones el Metanoocupa un volumen 600 veces menor que el que ocuparía en estado gaseoso, locual permite su transporte en barcos especialmente acondicionados denominados“metaneros”: Dado lo variable de la magnitud de las inversiones requeridas en elcampo del (GN) L y de las diferentes tecnologías de producción de subproducto.La gama de oportunidades para la producción de Gas Natural Licuado es amplia yofrece indudables atractivos

El (GNL) es el gas natural que ha sido procesado para ser transportado en formalíquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, dondeno es económico llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto opor generación de electricidad. El gas natural es transportado como líquido apresión atmosférica y –260F donde la licuefacción reduce en 600 veces elvolumen de gas transportado.

El (GNL) tiene el impacto más bajo en el medio ambiente dentro de todos loscombustibles por su alto contenido de hidrógeno. Los derrames de (GNL) sedisipan en el aire y no contaminan el suelo o el agua. Como combustible vehicularreduce emisiones de Oxido de Nitrógeno (NOx ) en 70%, no produce compuestosde Azufre o partículas. Para generación eléctrica las emisiones de dióxido deazufre, (SO2), son virtualmente eliminadas, y las emisiones de dióxido de carbono,(CO2), son reducidas en 40%.Todos los sistemas de producción y transporte, asícomo la planta de proceso están diseñados para evitar fugas y prevenir incendios.Esto es cierto para los sistemas de Transferencia de GNL de y hacia los barcos,envío o revaporización de (GNL). Hay algunas diferencias del diseño con plantasde gas pero las consideraciones ambientales, de seguridad y de salud son lasmismas o más estrictas. Los riesgos más altos son su baja temperatura(criogénica) y su combustibilidad.

El (GNL) es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados,donde no es económico llevar el gas al mercado directamente por medios

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convencionales ya sea por gasoducto o por generación de electricidad. El gasnatural se transporta generalmente utilizando gasoductos, pero para grandesdistancias resulta más económico usar buques. Para transportarlo así esnecesario licuarlo, dado que a la temperatura ambiente y a la presión atmosféricaocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción reduce el volumen delgas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Aproximadamente lamitad de las reservas de hidrocarburos conocidas hoy son yacimientos de gasnatural. Con frecuencia se encuentran ubicadas en regiones con poca demandade gas. Sin embargo, al licuarlo, puede transportarse con total seguridad hasta sumercado de destino utilizando buques, de manera similar al petróleo crudo.

Los orígenes de la tecnología de la licuefacción del (GNL) aparece alrededor de1920 cuando las primeras técnicas de la licuefacción del aire fueron desarrolladas.El primer uso de (GNL) fue para recuperar Helio (He) de corrientes del gas natural.El proceso se basado en la licuefacción de los hidrocarburos que tenían heliodejándolo en la fase gaseosa; después de que la extracción del helio el GNL eravaporizado y vendido como combustible.

En la actualidad las operaciones de (GN)L están ampliándose rápidamente entodo el mundo, y cada vez hay más plantas en construcción o en vías dedesarrollo. Un proyecto de GNL es altamente complejo tanto desde el punto devista técnico así como del comercial. El proyecto debe de tener en cuenta todoslos aspectos de la cadena de producción desde el yacimiento, el tratamientopreliminar en los pozos, el transporte por tubería a la planta de liquefacción, elllenado de barcos, el transporte a las unidades de revaporización, y finalmente laventa y distribución del gas ya sea como gas natural o en la forma de electricidad.

Los proyectos de GNL son proyectos que representan varios miles de millones dedólares de inversión, por lo que requieren la participación de compañíasintegradas que tengan unidades de exploración, producción y distribución de gasde alta solvencia económica y entidades financieras que contribuyan el capital deinversión. Todos estos factores han creado una industria en la cual el riesgo deinversión sea bajo

Para convertir el gas natural en líquido, se enfría el gas tratado hastaaproximadamente (-161 C), que es la temperatura a la cual el Metano se conviertea forma líquida. El proceso de licuefacción (criogénico) es similar al derefrigeración común: se reduce la presión de los refrigerantes líquidos fríos, talescomo Etano, Propano; Nitrógeno, que luego se evaporan a medida queintercambian calor con la corriente de gas natural De este modo, el gas natural seenfría hasta el punto en que se convierte en líquido Una vez que el gas ha sidolicuado se somete a un proceso de Joule Thompson o expansión con extracciónde trabajo para poderlo almacenar a presión atmosférica. El (GNL) producido sealmacena en tanques especiales para ser luego transferido a naves especialestransportado. El diseño de estas plantas está gobernado por normas estrictas deseguridad.

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El (GNL) se almacena a (-256 F) y a presión atmosférica en tanques criogénicosespeciales para baja temperatura. El típico tanque de (GNL) tiene doble pared:una pared externa de cemento armado, recubierto con acero al carbono, y unapared interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son lasconsideraciones de diseño primarias al construir estos tanques, los cuales sediseñan para soportar terremotos y fuertes vientos. El (GNL) se transporta apresión atmosférica en buques especialmente construidos con casco doble, loscuales reciben el nombre de Barcos Metaneros.

El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando materialesespeciales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte seguro deesta carga criogénica. El (GNL) en los tanques de carga del buque se mantiene asu temperatura de saturación (-256 F) a lo largo de toda la navegación, pero sepermite que una pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en unproceso que se denomina "autorrefrigeración". El gas evaporado se utiliza paraimpulsar los motores del buque. Aproximadamente 40% de los buques de (GNL)actualmente en servicio cuentan con sistemas de contención de carga del tipo demembrana, de modo que tienen un aspecto muy similar al de otros cargueros. Elresto de los buques tienen un sistema de contención de carga más particular, queincluye cuatro o más tanques esféricos grandes. Ambos tipos de sistema decontención poseen antecedentes de operación extremadamente seguros yconfiables.

Una vez que el buque-tanque de (GNL) llega a su destino en la zona de mercado,el (GNL) es bombeado desde la nave hasta los tanques de almacenamiento. Lostanques de (GNL) son similares a los utilizados en las plantas de licuefacción.Generalmente, la descarga de un buque requiere unas 12 horas. Luego, el (GNL)vuelve a su estado gaseoso original. Para ello, se bombea desde los tanques dealmacenamiento y es calentado con vaporizadores hasta las condiciones deentrega especificadas por las empresas de gasoductos y los usuarios finales,ubicados corriente abajo de la tubería. Posteriormente, el gas se distribuye a losusuarios mediante un gasoducto convencional.

Toda la cadena de producción y distribución de (GNL) esta diseñada para evitarfugas y prevenir incendios. Los riesgos más altos son su baja temperatura y sucombustibilidad. Cualquier derrame de (GNL) se evapora rápidamente donde lacondensación del vapor de agua en el aire crea una neblina. El (GNL) no seprende fácilmente, la llama no es muy fuerte, no humea y ésta no se extiende. Elcombate de un fuego de (GNL) es muy similar a uno de gasolina, no hay peligrode explosión en lugares abiertos.

c.- Líquidos del Gas Natural (LGN) Estos compuestos son hidrocarburos conenlace simple de carbono, los cuales bien sea por la alta presión o bajatemperatura, pueden ser mantenidos en estado líquido. Esta característica permiteque sean almacenados y transportados de manera fácil y eficiente. Asimismo sucapacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para laobtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas Natural

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(LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e internacional. Seconsideran que en los (LGN), se encuentran presentes los compuestas Etano:(C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en condicionesatmosféricas. También se encuentran presente el Pentano (C5), Gasolina Natural,Residual y el Pentano y compuestos más pesados (C5

+), el cual es un líquido encondiciones atmosféricas.

Los líquidos del gas natural, son mezclas de hidrocarburos de peso molecularmayor que el del Metano. Los (LGN) son una valiosa fuente de componentes quepueden ser utilizados como combustibles en la industria petroquímica. Los (LGN)son separados del gas natural en las plantas de procesamiento de campo,empleando bajas temperaturas en los procesos llamados de Refrigeración,líquidos absorbentes puestos en contacto con el gas natural en los procesos deabsorción, o temperaturas muy bajas en los procesos criogénicos. En algunoscasos, el estado actual de la tecnología integra estos procesos con la finalidad demaximizar la separación de los LGN. Los LGN deben ser fraccionados paraconvertirse en cargas de plantas petroquímicas, refinerías o en productoscombustibles finales

Los (LGN) representa el producto principal de las plantas de extracción de líquidosdel gas natural. El (LGN) es una mezcla de hidrocarburos constituida por etano(C2), propano (C3), butanos (C4) y gasolina natural; o propano, butanos y gasolinanatural. Si se incluye o no el etano depende del modo de operación de las plantasde extracción. En la República Bolivariana de Venezuela el (LGN) es el productointermedio del procesamiento del gas, ya que luego el (LGN) es fraccionado oseparado en sus componentes individuales y gasolina natural, una vez realizada laseparación es utilizado en la industria petroquímica, en la fabricación decomponentes de alto octanaje para gasolinas, y como combustible de usoindustrial y comercial, en este caso se obtienen una serie de ventajas alcompararlo con otro combustible fósil, sobre en el terreno del impacto, ya que lautilización del (LGN), no afecta el medio ambiente.

En la República Bolivariana de Venezuela, las plantas de fraccionamiento yextracción, perteneciente a PDVSA- Gas, han alcanzado plena normalidadoperacional en la Zona Oriental, todo esto ha sido posible, con la vuelta a lanormalidad en las Plantas de Extracción de líquidos de Jusepín y Santa Bárbara,como también la de San Joaquín , lo mismo sucede con la Planta deFraccionamiento ubicada en el Complejo Industrial de Jose, todas ellasindispensables para el abastecimiento del mercado interno y la colocación de loslíquidos del gas natural en los mercados internacionales

Gasolina Natural . Es una mezcla de hidrocarburos formados básicamente porpentano, hexano y heptano. Se utiliza para mezclarla con la gasolina que seproduce en las refinerías o con el petróleo para mejorar la densidad de esteproducto aumentando su valor comercial. La gasolina natural constituye elproducto resultante del fraccionamiento del gas La gasolina natural se considerauna mezcla altamente volátil de hidrocarburos de Propano y más pesados

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, que forman parte de los líquidos del gas natural. La gasolina naturales una buena fuente de materia prima para la petroquímica, ya que se utiliza en laproducción se Isobutano e Isopentano que son utilizados en el proceso dealquilación

La (GN) es un producto de bajo peso específico, separado del gas húmedo enforma de vapor; condensado. La gasolina natural se obtiene por absorción concarbón vegetal, compresión y absorción en un aceite mineral se puede llegar arecuperar 700 litros de gasolina natural, por cada 1000 metros cúbicos de gasnatural procesados (700 L/1000 m3). La (GN) es en general un compuestoconstituido por una mezcla de hidrocarburos de composición desde el Pentano(C5) hasta el Heptanos y compuestos más pesados (C7

+), estos permanecen enestado líquido a presión y temperatura atmosférica. En general se puede señalarque la gasolina natural es una mezcla de hidrocarburos líquidos conformada porcompuesto que contienen entre cinco y nueve carbonos, se produce a través devarios procesos de destilación fraccionada del petróleo, la condensación o laadsorción de gas natural, la descomposición térmica o catalítica del petróleo o susfracciones, la hidrogenación del gasógeno o carbón, o a través de lapolimerización de hidrocarburos de bajo peso molecular.

Cuando la gasolina se produce a través de la destilación directa del crudopetrolero, se habla de gasolina de destilación, la cual se destila normalmente deforma continua en una torre de fraccionamiento que separa las partes del petróleoque se mezclan para obtener gasolina. Los compuestos de petróleo que se utilizanpara producir gasolina hierven y destilan en una gama de temperatura que oscilaentre los 38 y los 250 C, rango de temperatura que dependerá del tipo de crudoque se este utilizando, según sea, desde luego el tipo de crudo, será también lacantidad de gasolina producida, durante el proceso.

La gasolina de destilación constituye en la actualidad, solo una pequeña parte delos derivados del petróleo, dado que se obtiene mejores resultados, con lautilización de otros productos, como por ejemplo existen gases naturales, quecontienen un porcentaje de gasolina natural, que puede recuperarse mediante lacondensación y adsorción, en este caso para la obtención de la gasolina es através de la extracción, para ello se hace pasar el gas a través de una serie detorres que contienen un aceite. El aceite absorbe la gasolina, que se destilaposteriormente, en algunos casos se utiliza también la adsorción con alúminaactivada.

Determinación del Octanaje de la Gasolina La determinación de los octanajesen forma práctica de las gasolinas, se realizan con unos aparatos especiales paramedir las detonaciones que provocan, las gasolinas utilizadas como combustible

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El resultado se compara con mezclas de Heptano e Isooctano hasta encontraraquella mezcla que produzca un efecto semejante. Por ejemplo si una gasolinatiene características detonantes parecidas a las de una mezcla conformada por un90% de Isooctano y 10% de Heptano normal, entonces se le asigna a esa mezclaun índice de octano de 90.

Gasolina Comercial: La gasolina que se compra en las gasolineras se hacemezclando gasolina natural con diferentes porcentajes de gasolina proveniente delos procesos de polimerización, alquilación, isomerización, reformación ydesintegración. A estas mezclas se les determina su octanaje, y se les agrega unaserie de aditivos antes de venderlas al público. En la actualidad se pueden hacermezclas de gasolinas con índices de octano de hasta de 110. Esto se lograagregando a la mezcla de gasolina un compuesto llamado antidetonantes. Elcompuesto de este tipo más común es el Tetraetilo de Plomo (TEP), el cual impideque la gasolina "explote" dentro de los cilindros del motor con demasiada rapidez.Además permite usar en las mezclas mayor cantidad de gasolina de menorcalidad, como es la gasolina natural (40-60 octanos), y alcanzar de todos modoslos octanajes requeridos por las gasolinas comerciales.

Aparición de la Gasolina sin Plomo : La gasolina sin plomo aparece a principiosde la década de 1970, y aparece como resultado de la contaminación ambiental,provocada por la gasolina con plomo. Para disminuir la contaminación ambientalse comenzó a utilizar en algunos países, un catalizador que reducían lasemisiones contaminantes, pero el plomo perjudicaba al catalizador, y es por elloque se comenzó a utilizar gasolina sin plomo

Fraccionamiento de la Gasolina Si la gasolina obtenida en la destilaciónatmosférica se usara como tal, estaría desajustada con las necesidades de losautomotores, por lo tanto no se puede utilizar en forma directa.

d.- Gas Licuado de Petróleo (GLP). Es una mezcla en proporción variable depropano y butanos. Es gaseoso a temperatura ambiente y presión atmosférica, sepuede licuar bajo presión o a presión atmosférica si se enfrían hasta –45 F. El(GLP) se almacena y se transporta en forma líquida, posee mayor poder caloríficoque el (GNL). El (GLP) se obtiene durante el fraccionamiento de los líquidos degas o durante el fraccionamiento de los líquidos de refinación, que viene a ser lafracción más ligera del petróleo crudo utilizado para uso doméstico y paracarburación

En términos generales se puede señalar que la denominación de Gases Licuadosde Petróleo (GLP) se aplica a un reducido número de hidrocarburos que a latemperatura normal y a la presión atmosférica se encuentran en estado gaseoso yque tienen la propiedad de pasar al estado líquido al someterlos a una presiónrelativamente baja. Tales son, en concreto, el propano y el butano. Esta propiedadles confiere la ventaja de poder ser almacenados en estado líquido ocupando unvolumen muy reducido. Dichos gases forman parte de los hidrocarburos saturados

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Los (GLP).comerciales no son productos puros, sino mezclas de butano y propanocon otros hidrocarburos La diferencia principal en las características del butano ypropano comerciales, y que afectan a su manipulado, está en las tensiones devapor de ambos productos y, como consecuencia, en su punto de ebullición. Encondiciones normales de presión y temperatura ambos productos se encuentranen estado gaseoso y se licuan al someterlos a una presión relativamente baja oenfriándolos. Gracias a ello son fácilmente transportables en buques, en vagonesy en camiones cisternas, en botellas o en otros recipientes móviles especiales.

Para una presión y composición determinadas el butano comercial y el propanocomercial hierven a temperaturas fijas y éstas no varían sustancialmente a lo largode toda la evaporación. (A la presión atmosférica el butano hierve a (- 0,5C). y elpropano a (42,1 C.)A una temperatura dada el butano y el propano contenidos enun recipiente cerrado se encuentran a una cierta presión. Si la temperatura seeleva la presión aumenta y, si desciende, disminuye. La tensión de vapor delbutano comercial a 20 C. es aproximadamente de 3 atmósferas absolutas,mientras que la del propano comercial es a esa misma temperatura de 8,5atmósferas absolutas. En consecuencia, la presión en el interior de los depósitosde (GLP). es suficientemente alta para hacer uso continuado del gas en susdistintas aplicaciones y es, al mismo tiempo, lo suficientemente baja como paraser almacenados en depósitos o botellas de construcción relativamente ligera.

El butano y también, aunque con menor frecuencia, el propano se utilizan parausos domésticos, suministrándose envasados en botellas. Estas botellas, deacuerdo con las Normas Oficiales, pueden colocarse dentro o fuera de los edificioshabitados, haciendo las instalaciones necesarias para su utilización. El propano seusa principalmente como combustible en instalaciones centralizadas paraviviendas, en la industria y en la agricultura. El bajo punto de ebullición delpropano hace posible utilizarlo en las condiciones más frías del invierno.

El butano y el propano líquidos son más ligeros que el agua. Por consiguiente,cuando un depósito o botella de (GLP). contiene agua, ésta se deposita en sufondo. En estado gaseoso son más pesados que el aire y, por lo tanto, cuando sederraman se depositan en las zonas más bajas.

El (GLP) puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o enrefinerías especialmente en plantas de ruptura catalítica, con esta mezcla hay quetener ciertos cuidados, ya que este producto en estado gaseoso puede causarasfixia simple y deprimir el sistema nervioso central. En estado líquido puedeprovocar quemaduras que provocan congelamiento e irritación de la piel. Tambiénpor contener compuestos de azufre, como mercaptanos, el cual se le adicionacomo odorizante para identificar escapes, se deben tener ciertas precauciones yaque el azufre puede también ser tóxico. Los (GLP) pueden encontrarse formandoparte del crudo y del gas natural; sin embargo existen diversos procesos derefinería que los pueden producir:

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En el caso de encontrarse asociados al gas natural, los (GLP), al tratarse decomponentes con menor presión de vapor y puntos de de ebullición mas altos,tienen el riesgo de que permanezcan en fase líquida en las redes de distribución.Por lo tanto, antes de trasportar el gas natural, se procesa mediante un proceso dedestilación fraccionada (plantas despentanizadoras), donde separan el metano delresto de hidrocarburos que llevan asociados, y que fundamentalmente van desdelos etanos a los pentanos. A presión atmosférica y temperatura ambiente (1atmósfera y 20°C), el (GLP) se encuentra en estado gaseoso. Para obtener líquidoa presión atmosférica, la temperatura del butano debe ser inferior a (-0,5C) y la delpropano a (42,2C). En cambio, para obtener líquido a temperatura ambiente, sedebe someter al (GLP) a presión, presiones que tienen ser adecuadas para laobtención de los productos requeridos y no sean otros que pueden causarproblemas operacionales.Para el butano, la presión debe ser de más de 2 atmósferas. Para el propano, lapresión debe ser de más de 8 atmósferas. Un litro de líquido se transforma en272,6 litros de gas para el propano y 237,8 litros de gas para el butano. En suestado puro, tanto el butano como el propano son inodoros; sin embargo, parahacerlos más fácilmente detectable en el caso de fugas, se les añade uncompuesto odorizador , denominado Sulfuro de Mercaptano (RSH)) que los haceperceptibles antes de que la mezcla (GLP-aire) pueda ser explosiva. Tanto elpropano como el butano no son tóxicos, aunque al ser mas pesados que el airetienden a desplazarlo y pueden provocar la muerte por asfixia al impedir que elaire llegue a los pulmones y oxigene la sangre.

Poder Calorífico: Este parámetro se refiere a la capacidad del hidrocarburo deproducir calor. El poder Calorífico se define como la cantidad de calor producidapor la combustión de la unidad de volumen o de peso de un combustible bajodeterminadas condiciones. El poder calorífico se cuantifica en los laboratorio poruno de los varios tipos de calorímetros disponibles El calorímetro funciona apresión constante. En general, se conocen 2 tipos de valor calorífico: El podercalorífico Se mide en (calorías /m3), en el Sistema Británico de Unidades seexpresa en (BTU/PCN). El poder calorífico son calculados a una temperatura de25 C y 1 atm de presión

Poder Calorífico Total (PCT) Este computa o expresa la cantidad de calor quese desprende en la reacción completa de la unidad de combustible con el agua delos humos en estado de vapor

Poder Calorífico Neto (PCN) Este no computa como útil el calor de condensacióndel agua de combustión., el concepto de poder calorífico neto es el que más seacerca a la realidad, pues no existen instalaciones que aprovechen el calor decondensación del vapor de agua. No obstante se acostumbra a citar siempre elpoder calorífico total, ya que éste es el que se mide en las determinaciones concalorímetros. La determinación del poder calorífico neto, cuando se desea realizar,se hace por cálculos del calor de condensación, el cual se resta del podercalorífico total

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En la industria se habla también del Poder Calorífico de Combustión, en vista queel Poder calorífico del gas natural se fundamenta en los calores de combustión desus componentes, luego se tiene que: En las reacciones exotérmicas las entalpíasde combustión son siempre negativas, y como además en la práctica es máscómodo trabajar con cantidades positivas, por ello se utiliza el poder calorífico,término que designa al negativo de las entalpías de combustión

El poder calorífico a presión constante corresponde, por lo tanto al calor que esentregado al entorno cuando una unidad de combustible en condiciones dereferencia se quema completamente, en estado de régimen permanente, de talmanera que los productos salen también en condiciones de referencia. Enprincipio, el poder calorífico de cualquier combustible es calculable a partir de lasentalpías de formación de sus componentes. No obstante, la mayoría de loscombustibles empleados en la industria son mezclas complejas de diversoscompuestos; algunos de los cuales pueden no aparecer en las tablas. En tal casoel poder calorífico debe determinarse en forma experimental, siguiendoprocedimientos cuidadosamente normalizados, esto es lo siguiente:

El punto de rocío de los productos de una combustión, típicamente, superior a 25C .Lo que significa que en un experimento calorífico a presión constante, losproductos que se enfrían hasta esa temperatura, probablemente contendrán unacierta cantidad de agua líquida. La entalpía de la corriente de productos, y por lotanto, el balance de energía del calorímetro, es función de la cantidad decondensado existente. En consecuencia, un mismo combustible puede presentarpoderes caloríficos distintos, según sea el estado de la humedad de los productos.Esto significa que se pueden distinguir dos situaciones limite. En la primera, elagua presente en los productos s encuentra completamente en estado gaseoso,sin haber entregado su calor latente (Poder Calorífico Total o Superior). En lasegunda toda el agua se ha condensado, liberando calor al entorno. (PoderCalorífico Neto o Inferior)

El (PCT) y (PCN) para el Propano es.

C3H8(g) + 502(g)⇒3C02(g) + 4H2 0(g) + 878736 BTU

= (11)

= (12)

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En la reacción de combustión, hay que tener en cuenta que cuando se realiza conel denominado aire ideal, donde 1 lbmol de 02= 3,71 lbmol de N2, entonce sen lareacción queda:

En condiciones de laboratorio, tanto el (PCT), como el (PCN) se puedendeterminar en un calorímetro a presión o volumen constante. En el calorímetro apresión constante. La reacción de combustión se produce a 1 atm de presión y esrefrigerada con agua, la que se puede regular, en función del caudal y temperaturade modo que los productos salgan a 25 C. Si los reactantes entran también a 25C, y si se ignoran las pérdidas de calor al entorno, por definición el poder caloríficoes igual al calor entregado al refrigerante. Esta energía se calcula como delproducto de flujo másico del agua por su diferencia de entalpía. Aquí el parámetroentalpía se considera que es una función solo de la temperatura, en vista que losgases se comportan como ideales (Z=1) a bajas presiones

Por medio del poder calorífico del gas natural y de sus componentes. Ademásconociendo el poder calorífico de los crudos, es posible hacer cálculos paradeterminar que tantos (m3) del gas equivalen a (1 m3) o barriles de petróleo. Estetipo de equivalencia es de uso común en la industria. Específicamente, el precioque se le asigna a un determinado gas natural esta relacionado con estaequivalencia. En muchos casos, debido a que los volúmenes de entrega son muygrandes se opta por hacer la equivalencia en millares de m3. En el caso de gaseslicuados, en lugar del volumen o del poder calorífico, la equivalencia se hace enpeso en kilogramo (kg) o libra (lb).

Factores que Influyen en el Cálculo del Poder Calor ífico son la presión ytemperatura, además del vapor de agua, e impurezas. Si la presión es diferente de1 atm o su equivalente el nuevo valor calorífico será:

(13)

Si se trata de un gas hidratado, si, por ejemplo se tiene un gas con un contenidode de1 lbmol de agua / MM PCN, luego el nuevo valor calorífico será:

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(14)

Si el caudal de gas se esta determinando en una muestra saturada de vapor deagua. Por ejemplo, a T=60 F y P= 20 lpca. Se sabe que a esa temperatura lapresión de vapor de agua es 0,26 lpca. Luego el nuevo valor calorífico será:

(15)

El (GLP) Es un gas inflamable a temperatura ambiente y presión atmosférica, porlo tanto deben aplicarse los estándares establecidos para el diseño de todas lasinstalaciones para su uso y manejo tales como tanques de almacenamiento;tuberías y llenaderos. Es importante tener en cuenta que el (GLP) genera vaporesdesde una temperatura de –42 C, los cuales al mezclarse con el aire enproporciones entre 1,9 y 9,5% en volumen, forman mezclas inflamables yexplosivas, y como tiene una densidad aproximadamente de 1,8 veces mayor quela del aire, un escape puede ser muy peligroso debido a que sus vapores tiende aconcentrarse en las zonas bajas y donde hay mayor riesgo de encontrar puntos deignición tales como interruptores eléctricos, pilotos de estufas de gas, tomas decorriente eléctrica, lámparas y puntos calientes. La utilización de este componentees múltiple y variada, por lo que su importancia no admite discusión.

Al evaporarse, el (GLP) ocupa en forma gaseosa un volumen aproximado de 250veces su volumen en forma líquida. Para el diseño de las instalaciones para eltransporte y manejo de gas deben aplicarse las normas; y las reglamentacionesexpedidas por los ministerios de Minas y Energía y del Medio Ambiente y demásautoridades competentes .Merecen especial y fuerte vigilancia las válvulas,conexiones y accesorios de tanques, cisternas y cilindros que se utilicen paraalmacenar este producto, debido a que son los puntos de mayor riesgo de escape.Así mismo, el sitio donde se ubiquen los recipientes y las instalaciones queconduzcan este producto debe tener suficiente ventilación para evitarconcentración de vapores explosivos en caso de algún escape.. El (GLP) sesubdivide en:

1.- GLP Doméstico . Este es comercializado tanto a granel como en bombonas ysu precio esta sujeto al marco regulado establecido en la Resolución del MEMnúmero 357 de fecha 04-12-98. Puede utilizarse en forma doméstica para lacocción de alimentos o calentamiento de agua

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2.- GLP Comercial/Industrial , es una fuente de energía, la cual es comercializadoa granel y su precio es determinado por la libre competencia. Su uso industrial escomo combustible en hornos, secadores y calderas de diferentes tipos deindustrias. También en motores de combustión interna y en turbinas de gas parageneración de energía eléctrica.

3.- GLP Automotor . Aquí este compuesto es comercializado a granel y su preciode venta esta referenciado al precio de la gasolina de 87 octanos. Este es uno delos combustibles que hay que tratar de comercializar en muchos países, ya quecon se evita la contaminación ambiental.

Los (GLP) tienen la propiedad de pasar al estado líquido a presiones relativamentebajas, propiedad que se aprovecha para su almacenamiento y transporte enRecipiente a presión. Los (GLP) pueden encontrarse formando parte del crudo ydel gas natural; sin embargo existen diversos procesos de refinería que lospueden producir:

En el caso de encontrarse asociados al gas natural, los (GLP), al tratarse decomponentes con menor presión de vapor y puntos de de ebullición mas altos,tienen el riesgo de que permanezcan en fase líquida en las redes de distribución.Por lo tanto, antes de trasportar el gas natural, se procesa en mediante un procesode destilación fraccionada, donde separan el metano del resto de hidrocarburosque llevan asociados, y que fundamentalmente van desde los etanos a lospentanos. El propano es un compuesto orgánico, cuya molécula, saturada, estácompuesta por tres átomos de carbono y 8 de hidrógeno El butano es parecido alpropano, salvo que su molécula, también saturada, está compuesta por cuatroátomos de carbono y 10 de hidrógeno Ambos gases tienen un gran podercalorífico: el propano proporciona 22.000 Kcal/m³ y el butano 28300 Kcal/m³, loque facilita el transporte y los hace muy prácticos.

A presión atmosférica y temperatura ambiente, el (GLP) se encuentra en estadogaseoso. Para obtener líquido a presión atmosférica, la temperatura del butanodebe ser inferior a -0,5C y la del propano a -42,2C. En cambio, para obtenerlíquido a temperatura ambiente, se debe someter al (GLP) a presión. Para elbutano, la presión debe ser de más de 2 atmósferas. Para el propano, la presióndebe ser de más de 8 atmósferas. Un litro de líquido se transforma en 272,6 litrosde gas para el propano y 237,8 litros de gas para el butano. En su estado puro,tanto el butano como el propano son inodoros; sin embargo, para hacerlos másfácilmente detectable en el caso de fugas, se les añade un compuesto odorizador(sulfuro de mercaptano) que los hace perceptibles antes de que la mezcla (GLP-aire pueda ser explosiva. Tanto el propano como el butano no son tóxicos, aunqueal ser mas pesados que el aire tienden a desplazarlo y pueden provocar la muertepor asfixia al impedir que el aire llegue a los pulmones y oxigene la sangre.

e- Gas Transformado a Líquido (GTL) Esta transformación, es una de las víasde exportación de gas que ha incrementado sus oportunidades con el tiempo,debido a las mejoras tecnológicas asociadas a estos procesos y a la alta

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valorización de los líquidos que general, los cuales cumplen con las cada vez másexigentes especificaciones ambientales internacionales. Actualmente PDVSA- Gasesta analizando las condiciones técnicas y económicas requeridas para unproyecto de GTL en el Oriente Venezolano, que consiste en una planta queproduciría de quince mil barriles por día de productos (15 MBNPD)

Utilización de los Líquidos del Gas Natural Los Líquidos del Gas Natural (LGN)pueden ser utilizados como fuente de energía o como combustible para serutilizado en las cocinas de los hogares, en procesos comerciales, industriales o enlos vehículos automotores. También pueden ser utilizados como aditivo paraciertos procesos industriales o como materia prima para la obtención de otroshidrocarburos. En Venezuela los (LGN) son comercializados tanto en el mercadonacional como en el internacional.

En el mercado internacional PDVSA- Gas cotiza mayormente el (C3); (nC4) y (iC4),gasolina natural y (C5). Mientras que en el mercado interno, la comercialización delos LGN esta dividida en función del uso final que se le da a los mismos. Este usopuede ser como fuente energética / Combustible, como aditivo de procesosindustriales o como materia prima para algunos .procesos industriales de granimportancia, del punto de vista económico y social, entre los cuales están:

a.- Utilización de los (LGN) Como fuente de energía / combustible Aquí, lo quese comercializa es el Gas Licuado de Petróleo (GLP), el cual es propano puro ouna mezcla de Propano –Butano (C3- C4), el cual debe cumplir con la NormaVenezolana COVENIN 904-90 y con las actualizaciones de la misma. Lacomercialización, regulada por el Ejecutivo Nacional comprende tres sectores, queson doméstico; comercial e industrial y automotor .El Gas Licuado de Petróleo(GLP) es una mezcla de hidrocarburos gaseosos a temperatura y presiónambiental, mantenida en estado líquido por un aumento en la presión y/odescenso de la temperatura. El (GLP) esta compuesto principalmente por propano(C3), aunque, puede contener otros hidrocarburos en menor cantidad.

El Fraccionamiento de los líquidos del gas natural consiste en la obtención de losproductos comerciales por métodos físicos empleando columnas defraccionamiento. El número de columnas en un tren de fraccionamiento dependegeneralmente del número de productos que se desean obtener a partir de losLGN.

Producción de Líquidos del Gas Natural: Los líquidos del gas natural (LGN)están conformados por Etano, Propano, Butano y otros hidrocarburos más

pesados, los cuales con por lo general se simbolizan como .El

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contenido líquido del gas natural, se conoce también con el término de RiquezaLíquida

Riqueza de un Gas" (GPM). Este parámetro se refiere al número de galones delíquido que pueden extraerse de cada mil pies cúbicos normales de de gas naturalprocesado y se simboliza como (GPM), siempre es conveniente definir cualesserán las condiciones normales, ya que sus valores dependerán del Sistema deUnidades, en el cual se este trabajando. Si se trata del Sistema Británico deUnidades, en este caso los valores de presión serán 14,73 libras por pulgadas alcuadrado absoluta (lpca), y la temperatura 60 F o 520 R. También hay que teneren cuenta que la riqueza líquida, es diferente a la producción de líquido a travésdel Proceso Criogénico. Cuando se refiere a la riqueza líquida se refiere a laproducción de hidrocarburos líquidos que se condensan y pueden ser extraído através del proceso de Extracción de los líquidos del gas natural, a través delproceso de fraccionamiento del gas natural, para que en ambos casos se de pasoa la fracción líquida

En la práctica es común recuperar en estado líquido, únicamente al

propano y compuestos más pesados, para ello se utiliza el término(C3

+). Lo que indica que para la cuantificación de los (GPM) no es común incluir almetano y Etano, aunque en algunos casos puede ser de utilidad incluir el

componente , pero en realidad la utilización de este componente noes de mucha utilidad. Para la determinación de los (GPM), se esta asumiendo quelos componentes que conformar (C3

+), se extraen totalmente en forma líquida,pero la práctica indica, que solo es posible recuperar totalmente como líquido solouna fracción de los mismos. Los líquidos extraídos el gas natural, en muchoscasos pasan a formar, lo que se denomina Gas Licuado de Petróleos (LPG), comotambién la gasolina blanca, la cual tiene múltiples usos de carácter industrial, sepuede concluir aquí que es de mucha importancia conocer la cantidad de (GPM),que se puede producir un gas natural procesado, ya que el precio de estoscomponentes es bastante alto en comparación con el precio del gas natural.

Cuantificación de la Riqueza Líquida en (GPM). Para la cuantificación de los(GPM) del gas natural, es necesario saber el número de pies cúbicos normales deun componente dado en estado gaseoso que se necesita para producir un galónde líquido. Para la realización de este cálculo es necesario conocer la densidadlíquida y el peso molecular de cada componente puro, valores que en la mayoríade los casos están tabulados, bajo condiciones normales de presión y

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temperatura, por lo tanto se requiere conocer claramente el sistema de unidades,en el cual se esta trabajando. Cuando se trabaja en el Sistema Británico deUnidades, donde las condiciones normales son temperatura de 520 R y presión de14,73 lpca, para este caso la densidad líquida de las sustancias puras se expresa(libras /pie cúbico (lb/pie3). En caso de no encontrarse el valor de la densidadlíquida tabulada se puede determinar, fácilmente en un laboratorio.

Determinación de la Densidad Líquida. El parámetro densidad líquida para unsistema de hidrocarburo en estado líquido y a condiciones normales, se puededeterminar con un Pignómetro o Areómetro, para lo cual hay Normas previamenteestablecidas a nivel nacional e internacional. Para ello, se utilizan El laboratoriode Densidad de Líquidos, el cual se dedica a la calibración de instrumentos quemiden densidad de líquidos. Cuando se trata de mezclar y se desea determinar ladensidad, de la mezcla a condiciones operacionales de presión y temperatura sepuede utilizar diversos métodos, que han sido ampliamente demostrados como degran utilidad, en todo caso para el cálculo de los (GPM) se utiliza la densidaddeterminada en condiciones normales y para componentes puros.

Por ejemplo, se sabe que la densidad del propano (C3H8) líquido a 14,7 lpca y 60

F es 31,64 y el peso molecular es 44,097(lb/lbmol) Con estos datosse determina el GPM para el propano, según la fórmula (1):

(16)

Luego para el Propano se obtiene:

(17)

El resultado indica que se necesitan 36,41 (PCN) de gas propano para producir ungalón de propano líquido. Una fórmula general para determinar el número de piescúbicos normales de hidrocarburos gaseosos necesario para producir un galón dehidrocarburos líquidos se utiliza la fórmula (16 y 17):

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(18)

En donde: Y1) = fracción molar del componente gaseoso (ρ1) = densidad molar (gal / lbmol )

Fundamentado en la fórmula (18) se pueden determinar la riqueza líquida en(GPM) de una mezcla gaseosa. Por ejemplo determinar la riqueza líquida en(GPM), para la siguiente mezcla gaseosa: C1=0,6000 ; C2=0,1269 ; C3= 0,1089 ;iC4 = 0,0125 ; nC4 = 0,0496 ;iC5=0,0076 ; nC5=0,0105 ; C600,0100 y

=0,1255. En este caso el peso molecular de los Heptanos ycompuestos más pesados, si se conoce la gravedad específica se puede obtenera través de las siguientes fórmulas

(19)

(20)

Luego, si por ejemplo la gravedad API tiene un valor de 37, lo que da para el

una densidad de:

60

(21)

Utilizando la fórmula (21) los datos se presentan en el cuadro (2)

Cuadro 2 Resultado del Cálculo de los GPMComponente M(lb/lbmol) GPM

C1 0,5485 16,043 6,01C2 0,1269 30,070 7,67C3 0,1089 44,097 10,43 2,99iC4 0,0125 58,123 12,38 0,41nC4 0,0496 58,123 11,93 1,56iC5 0,0076 72,150 13,85 0,28nC5 0,0105 72,150 13,72 0,38C6 0,0100 86,177 15,58 0,41

0,1255 215,350 30,86 10,20

Total 1,0000 16,23

La respuesta es que se producen 16,23 galones de hidrocarburos líquidos porcada mil pies cúbicos normales de la mezcla gaseosa. Para poder comprendenmejor los procesos de extracción y fraccionamiento, es necesario distinguiralgunos procesos de separación industrial..

Principales Métodos de Separación entre Fases : Los Métodos de Separaciónse basan en diferencias entre las propiedades físicas de los componentes de unamezcla, tales como Punto de Ebullición; Densidad; Presión de Vapor; Punto deFusión; Solubilidad, etc. Los Métodos Más conocidos de separación son:

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Filtración; Decantación; Evaporación; Cristalización, Sublimación; Destilación,Extracción y Cromatografía.a.-Filtración El procedimiento de Filtración consiste en retener partículas sólidaspor medio de una barrera, la cual puede consistir de mallas, fibras, material porosoo un relleno sólido.

b.- Decantación El procedimiento de decantación consiste en separarcomponentes que contienen diferentes fases (por ejemplo, 2 líquidos que no semezclan, sólido y líquido, etc.) siempre y cuando exista una diferencia bienmarcada entre las densidades de las fases. La Separación se efectúa vertiendo lafase superior (menos densa) o la inferior (más densa).

c.- Evaporación El procedimiento de Evaporación consiste en separar loscomponentes más volátiles exponiendo una gran superficie de la mezcla. Elaplicar calor y una corriente de aire seco acelera el proceso.

d.- Cristalización El procedimiento de Cristalización consiste en separarcomponentes a través de la formación de cristales o cristalización de algunoscomponentes

e.- Sublimación La Sublimación aprovecha la propiedad de algunos compuestosde cambiar del estado sólido al estado vapor sin pasar por el estado líquido. Porejemplo, el I2 y el CO2 (hielo seco) poseen esta propiedad a presión atmosférica.

f.- Extracción Cuando los solutos se distribuyen libremente entre dos solventesinmiscibles se establece una diferencia entre las relaciones de concentración en elequilibrio

g.- Destilación El proceso de destilación se define, como el proceso que consisteen calentar un líquido hasta que sus componentes más volátiles pasen a la fasede vapor, y a continuación se enfría el vapor para recuperar dichos componentesen forma líquida por medio de la condensación. El objetivo principal de ladestilación es separar una mezcla de varios componentes aprovechando susdistintas volatilidades o bien separar los materiales volátiles de los no volátiles, lavolatilidad esta relacionada, con la facilidad de entrar a la forma de vapor.

La destilación es un método que consiste en separar los componentes de lasmezclas basándose en las diferencias en los puntos de ebullición de dichoscomponentes. Cabe mencionar que un compuesto de punto de ebullición bajo seconsidera “volátil” en relación con los otros componentes de puntos de ebulliciónmayor. Los compuestos con una presión de vapor baja tendrán puntos deebullición altos y los que tengan una presión de vapor alta tendrán puntos deebullición bajos. En el proceso de destilación el vapor en equilibrio con una mezclalíquida es más rico en componente más volátil. Además en la destilación, siemprese espera que se evapore preferentemente el componente más volátil, aunque sedebe de tener presente que para condensar dos líquidos volátiles es necesario

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hacer una serie de destilaciones, proceso que recibe el nombre de destilaciónfraccionada.

Teoría de la Destilación: En la mezcla simple de dos líquidos solubles entre si, lavolatilidad de cada uno es perturbada por la presencia del otro. En este caso elpunto de ebullición de una mezcla de 50%, por ejemplo, estaría a mitad de caminoentre los punto de ebullición de las sustancia puras, y el grado de separaciónproducido por una destilación individual dependerá solamente de la presión devapor, o volatilidad de los componentes separados a esa temperatura.

Los tipos de destilación más comunes son:

a.- La Destilación Atmosférica: Esta destilación en el mundo del petróleo, es laque se realiza a una presión cercana a la atmosférica. Se utiliza para extraer loshidrocarburos presentes de forma natural en el crudo, sin afectar a la estructuramolecular de los componentes. En las unidades de destilación atmosférica, elobjetivo es obtener combustibles terminados y cortes de hidrocarburos que luegose procesarán en otras unidades. Se basa en la transferencia de masa entre lasfases líquido-vapor de una mezcla de hidrocarburos. Permite la separación decomponentes en función de su punto de ebullición. Para que se produzca elfraccionamiento o separación, es necesario que exista un equilibrio entre las faseslíquido y vapor, que es función de la temperatura y presión del sistema. Así loscomponentes de menor peso molecular se concentran en la fase vapor y los depeso mayor, en el líquido

Las columnas para la destilación fraccionada se diseñan para que el equilibriolíquido-vapor se obtenga de forma controlada y durante el tiempo necesario paraobtener los productos deseados. El proceso consiste en vaporizar el crudo y luegocondensar los hidrocarburos en cortes definidos, modificando la temperatura a lolargo de la columna fraccionadora. La fase líquida se obtiene mediante reflujos,que son reciclos de hidrocarburos que retornan a la columna después de enfriarseintercambiando calor con fluidos refrigerantes o con carga más fría. Su función eseliminar controladamente la energía cedida en el horno de precalentamiento.

La columna de destilación está rellena de bandejas de platos, que es donde seproduce el equilibrio entre los vapores ascendentes y los líquidos que descienden.En la zona de agotamiento situada en la parte inferior de la columna, se le inyectavapor de agua, que sirve para disminuir la presión parcial de los hidrocarburos,favoreciendo la vaporización de los compuestos más volátiles y ayudarles a queasciendan a la zona de la columna que tenga a presión y temperatura adecuadapara que se produzca el equilibrio líquido-vapor y se produzca la extracción delproducto definido.

En la actualidad, debido a las medidas medioambientales, de especificación de losproductos y de la obtención del máximo rendimiento, todas las corrientes que seextraen de la columna de fraccionamiento, pasan, previo a su comercialización,por otros procesos industriales para mejorar su calidad o para convertirlos en

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nuevos productos de mayor valor añadido. En la unidad de fraccionamiento seobtienen los siguientes productos

1.- Gas se Refinería Este es una mezcla de todos los compuestos que no secondensan, como Metano, Etano, los cuales están presentes de forma natural enel crudo que se procesa. Este combustible se utiliza en refinerías, después de serendulzado.

2.- Gases Licuados de Petróleo (GLP) Se separan sus diferentes compuestospara su venta individualizada, esencialmente Propano y Butano Nafta ligera; NaftaPesada.

b.-Destilación fraccionada el proceso se realiza en multietapas por medio de unacolumna de destilación en la cual, se llevan a cabo continuamente numerosasevaporaciones y condensaciones. Al ir avanzando a lo largo de la columna, lacomposición del vapor es más concentrada en el componente más volátil y laconcentración del líquido que condensa es más rica en el componente menosvolátil. Cabe mencionar que este tipo de destilación es mucho más eficiente queuna destilación simple y que mientras más etapas involucre, mejor separación seobtiene de los componentes.

La destilación fraccionada se utiliza mucho en la industria, no solo para mezclassimples de dos componentes, sino también para mezclas más complejas. Lacolumna fraccionadota que se utiliza con más frecuencia es la llamada torre deburbujeo, en las que las placas están dispuestas horizontalmente, separadas porunos centímetros, y los vapores ascendentes suben por unas cápsulas deburbujeo a cada placa, donde burbujean a través del líquido. Las placas estánescalonadas de forma que el líquido fluye de izquierda a derecha en una placa,luego cale a la placa de abajo y allí fluye de derecha a izquierda. La interacciónentre el líquido y el vapor puede ser incompleta debido a que puede producirseespuma y arrastre de forma que parte del líquido sea transportado por el vapor ala plaza superior. En este caso puede ser necesarias cinco placas para hacer eltrabajo de cuatro placas teóricas, que realizan cuatro destilaciones

La única desventaja de la destilación fraccionada es que una gran fracción deldestilado condensado debe de volver a la parte superior de la torre y muy rara vez,con lo cual hay que suministrar más calor. Por otra parte, el funcionamientocontinuo permite grandes ahorro de calor, porque el destilado que sale puede serutilizado para precalentar el material que entra. Cuando la mezcla esta formadapor varios componentes, estos se extraen en distintos puntos a lo largo de la torre.Las torres de destilación industrial para petróleo a menudo 100 placas, con almenos diez fracciones diferentes que son extraídos en los puntos adecuados. Sehan utilizados torres de más de 500 placas para separar isótopos por destilaciónfraccionada. En la práctica la destilación fraccionada se realiza en un solo aparato,que puede ser de dimensiones de laboratorio o industrial. La secuencia de pasosde ebullición y condensación tiene lugar sobre los platos o el relleno de lascolumnas donde el vapor ascendente encuentra al líquido en descenso y alcanzan

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el equilibrio, termodinámico, lo que significan que han alcanzado el equilibrioquímico, térmico y mecánico, los cuales dan paso al concepto de equilibriotermodinámico.En muchos casos al tratar de separar un componente de la mezcla por destilaciónen la fase de vapor se forma una especie de asociación entre las moléculasllamada azeótropo el cual puede presentar un cambio en el punto de ebullición alrealizar la destilación. El nombre de Azeótropo, significa ebullición sin cambios, suimportancia industrial se puede analizar en la figura 7

Figura 7 Destilación Fraccionada de una Mezcla Azeo trópica

En la figura 7 se observa que la destilación no puede concentrar la mezcla masallá de la composición azeotrópica

La utilidad de la destilación fraccionada tiene su gran objetivo es la destilación delpetróleo, en vista que el petróleo, por si mismo es un conjunto de hidrocarburos.Sin embargo, los derivados del petróleo se pueden obtener luego de algunosprocesos químicos. Un método para destilar el petróleo crudo es la destilaciónfraccionada. Mediante este método se obtienen fracciones y no productos puros.Para destilar el petróleo se utilizan las conocidas refinerías. Estas son enormescomplejos donde se somete al petróleo crudo a procesos de separación física enlos cuales se extrae gran variedad de sus derivados Las torres de destilaciónindustrial para petróleo poseen alrededor de 100 bandejas Dentro del petróleoexisten varios compuestos de los cuales se obtienen alrededor de 2.000productos.

La destilación fraccionada se realiza principalmente a base de temperatura. Cadacomponente dentro del petróleo destila a distinta temperatura. Entonces, a partirde una temperatura fija se obtiene una sustancia predeterminada. Por ejemplo: secalienta el crudo hasta los 100 C de donde se obtiene nafta, luego se siguecalentando el petróleo restante para obtener otras sustancias buscadas entemperaturas más altas y así hasta llegar a los 350-400 C, temperatura en la cualel petróleo empieza a descomponerse. Es por esto que dentro de las refinerías sesomete al petróleo crudo a determinadas temperaturas en distintas instancias. Deeste modo, los componentes se van desprendiendo de una manera ordenada.

El petróleo crudo se somete a una destilación fraccionada o por etapas, queconsiste en calentarlo a distintas temperaturas en orden creciente, con lo cual seconsigue que se desprendan primero los vapores de los productos más volátiles.La gasolina, hasta 180C, y hasta una temperatura de 280 C se desprende elqueroseno o petróleo industrial; el gasóleo a los 350 C los aceites de engrase y el

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fuel-oil se obtienen utilizando temperaturas más elevadas y, por último, queda elalquitrán como subproducto final.

Los combustibles derivados del petróleo ocupan el primer lugar entre los que seemplean para la industria, el transporte y la calefacción, la gasolina, por ejemploes. un combustible liquido, de densidad 0,75 y de potencia calorífica 32000 Kcal/l,muy volátil. A la temperatura ordinaria ya emite vapores que forman mezclasexplosivas con el aire, por lo que se prohíbe a los automovilistas repostar con elmotor en marcha, mantener las luces encendidas, fumar, etc.

El llamado índice de octanos indica fundamentalmente su diferente capacidadpara resistir las altas presiones y temperaturas, dentro del cilindro del motor, sinque se produzca detonación, es decir, autoencendido con anticipación alencendido por la chispa de la bujía. Por eso la gasolina normal es la adecuadapara los motores de media compresión y para los que están algo desgastados porel uso

Queroseno o Petróleo Industrial: Este componente es un líquido transparente,algo más denso que la gasolina y menos inflamable, que se utiliza comocomestible en los mores de reacción y de turbina, que se utiliza también comoDisolvente para calefacción doméstica La industria petroquímica extrae delpetróleo una gama muy amplia de productos: combustibles, disolventes, plásticos,abonos y otros productos semielaborados que se utilizan como materia prima parala obtención de otros

Las Refinerías Las refinerías están compuestas por altas torres las cualestrabajan a presión atmosférica. Las mismas, tienen a su vez muchoscompartimentos donde en cada uno de ellos se trabaja a temperatura diferentepor lo que, obviamente, cada bandeja cumple una función determinada. Elpetróleo crudo pasa primero por un horno, donde se calienta (hasta un máximo400 C), y se convierte en vapor, pasando luego hacia las altas torres. Una vez enlas torres, los vapores ingresan (por debajo) y suben hasta llegar a las bandejas.Mientras los vapores van subiendo, se van enfriando, ya que pierden calor y sedepositan automáticamente en sus respectivas bandejas. Luego de entrar en lasbandejas, cada sustancia tiene ya su lugar determinado, mientras que el resto delpetróleo que no se evaporó (crudo reducido) cae hacia la base.

c.- Destilación Por Arrastre con Vapor En este proceso se hace pasar unacorriente de vapor a través de la mezcla de reacción y los componentes que sonsolubles en el vapor son separados. El comportamiento de líquidos inmiscibles esla base de la destilación por vapor. Dos líquidos son completamente inmiscibles,cuando la presión de vapor total de una muestra agitada es la suma de suspresiones de vapor individuales.

Si dos líquidos insolubles se calientan, ninguno de los dos es afectado por lapresencia del otro (mientras se les remueva para que el líquido más ligero noforme una capa impenetrable sobre el más pesado) y se evaporan en un grado

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determinado solamente por su propia volatilidad. Por lo tanto, dicha mezclasiempre hierve a una temperatura menor que la de cada componente porseparado. El porcentaje de cada componente en el vapor sólo depende de supresión de vapor a esa temperatura. Este principio puede aplicarse a sustanciasque podrían verse perjudicadas por el exceso de calor si fueran destiladas en laforma habitual.

d.- Destilación al Vacío Otro método para destilar sustancias a temperaturas pordebajo de su punto normal de ebullición es evacuar parcialmente el alambique.Por ejemplo, la anilina puede ser destilada a 100 °C extrayendo el 93% del aire delalambique. Este método es tan efectivo como la destilación por vapor, pero máscaro. Cuanto mayor es el grado de vacío, menor es la temperatura de destilación.Si la destilación se efectúa en un vacío prácticamente perfecto, el proceso sellama destilación molecular. Este proceso se usa normalmente en la industria parapurificar vitaminas y otros productos inestables. Se coloca la sustancia en unaplaca dentro de un espacio evacuado y se calienta. El condensador es una placafría, colocada tan cerca de la primera como sea posible. La mayoría del materialpasa por el espacio entre las dos placas, y por lo tanto se pierde muy poco.

e.-Simple Destilación Aquí el proceso se lleva a cabo por medio se una solaetapa, es decir, que se evapora el líquido de punto de ebullición más bajo (mayorpresión de vapor) y se condensa por medio de un refrigerante

f.- Destilación Molecular Centrífuga Si una columna larga que contiene unamezcla de gases se cierra herméticamente y se coloca en posición vertical, seproduce una separación parcial de los gases como resultado de la gravedad. Enuna centrifugadora de alta velocidad, o en un instrumento llamado vórtice, lasfuerzas que separan los componentes más ligeros de los más pesados son milesde veces mayores que las de la gravedad, haciendo la separación más eficaz. Por

ejemplo, la separación del hexafluoruro de uranio gaseoso , enmoléculas que contienen dos isótopos diferentes del uranio, uranio 235 y uranio238, puede ser llevada a cabo por medio de la destilación molecular centrífuga.

g.-Sublimación Si se destila una sustancia sólida, pasándola directamente a lafase de vapor y otra vez a la fase sólida sin que se forme un líquido en ningúnmomento, el proceso se llama sublimación. La sublimación no difiere de ladestilación en ningún aspecto importante, excepto en el cuidado especial que serequiere para impedir que el sólido obstruya el aparato. La rectificación de dichosmateriales es imposible. El yodo se purifica por sublimación.

h.-Destilación Destructiva Cuando se calienta una sustancia a una temperaturaelevada, descomponiéndose en varios productos valiosos, y esos productos se

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separan por fraccionamiento en la misma operación, el proceso se llamadestilación destructiva. Las aplicaciones más importantes de este proceso son ladestilación destructiva del carbón para el coque, el alquitrán, el gas y el amoníaco,y la destilación destructiva de la madera para el carbón de leña, el ácido etanoico,la propanona y el metanol. Este último proceso ha sido ampliamente desplazadopor procedimientos sintéticos para fabricar distintos subproductos. El craqueo delpetróleo es similar a la destilación destructiva.

i.- Destilación por Presión Reducida: Luego de la destilación fraccionada seobtiene un material llamado éter de petróleo que también debe ser destilado parasu aprovechamiento. El problema es que si se lo destila de la misma manera queel crudo (fraccionada), su punto de ebullición es muy alto y el líquido se quemaríao se evaporaría gran parte del material. La temperatura de descomposición dedicho material es menor que la de ebullición. A los 350 C, las cadenas carbonadascomienzan a descomponerse. Dicha temperatura no alcanza para destilar elmaterial. Por esto se descubrió una solución... “La destilación por presiónreducida”.

La destilación por presión reducida consiste en disminuir la presión a la que estásometido el líquido a destilar (la presión normal es de 760 miligramos de Mercurio,la presión a la que se somete es de 40 miligramos de mercurio aproximadamente),de esta manera, su punto de ebullición también disminuye, y al destilar el materialno se pierde por evaporación. Luego de la destilación por presión reducida seextraen materiales como el gas oil pesado, los aceites lubricantes (tanto livianos,medianos como pesados), el asfalto (brea), la vaselina, la parafina, entre otros.

Proceso de Fraccionamiento de Hidrocarburos: Este se define como laseparación de los diferentes componentes de una mezcla en una corriente de gasnatural, para utilizarla de manera individual. Proceso que se lleva a cabo enplantas de gas, se lleva acabo construyendo un conjunto de torres en las cualesse va produciendo el aislamiento de los hidrocarburos de forma progresiva.Cuando se refiere al fraccionamiento de gas, la definición es la siguiente: Divisióno partición de una mezcla de hidrocarburos, de tal modo que las partes separadastengan las propiedades específicas que exige el mercado. A los integrantes de lamezcla donde se produce la partición se le llama componentes, llaves o claves.

Fraccionador : Es una columna de fraccionamiento en el proceso de destilación,con frecuencia describe a la separación de los hidrocarburos en sus componentesindividuales.

Fraccionamiento: Destilación, se refiere a la separación de una mezcla dehidrocarburos en sus componentes individuales.

El Proceso de Fraccionamiento en la industria, específicamente en el ComplejoIndustrial José. El fraccionamiento se realiza para extraer del gas natural loslíquidos de mayor valor comercial tales como: propano(C3), isobutano(i-C4), butanonormal(n-C4), pentano(C5), gasolina natural, nafta residual y acondicionarlos para

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su utilización como combustible industrial, petroquímico, comercial y doméstico. Eltratamiento de propano se lleva acabo en dos lechos de tamices moleculares porcada tren de procesamiento, con el objetivo de garantizar un mínimo contenido deagua y compuestos azufrados en la corriente que se dirige a almacenamiento

Durante el procesamiento de propano, existen caudales de producto que no sonincluidos en la contabilización de ganancias totales de la planta, debido a que elgas combustible al entrar en contacto con el propano que se encuentra en eltratador después de realizada la etapa de vaciado, forma una mezcla que presentaun elevado poder calorífico la cual es enviada directamente al sistema de drenajecerrado, ya que ocasiona alteraciones en las condiciones operacionales de laplanta.

La Planta de Fraccionamiento y Despacho José . Esta planta se encuentraubicada al norte del Estado Anzoátegui en la Autopista de Oriente entre laslocalidades de Píritu y Barcelona, específicamente en el Complejo IndustrialPetrolero y Petroquímico José Antonio Anzoátegui, espacio que comparte conotras empresas de PDVSA o empresas mixtas tales como BITOR, METOR,SUPERMETANOL, SUPEROCTANOS. En la figura 8 se presenta la Planta deFraccionamiento y despacho José

Figura 8 Ubicación Geográfica de la Planta de Fracc ionamiento y DespachoJosé

.La planta dispone de tres trenes de fraccionamiento con una capacidad deproducción de cincuenta mil barriles normales diarios (50MBND). Cada tren tieneuna capacidad de almacenamiento en el área de (1,4 millones de barriles decapacidad), esto ocurre en el área de almacenamiento refrigerado para losproductos propano (C3), butano normal (n-C4) e isobutano (i-C4) y, además sepueden almacenar 420MBND de productos en el área de almacenamiento norefrigerado.La Planta de Fraccionamiento y Despacho José junto con las Plantas deExtracción de San Joaquín ubicada en el Estado Anzoátegui, Santa Bárbara yJusepín localizadas en el Estado Monagas, constituyen el Complejo Criogénico deOriente, que dio inicio a sus operaciones en el año 1985.

Este Complejo cuenta con 312 kilómetros de poliductos, uno de 96 kilómetros delongitud y de 16 pulgada de diámetro, que transporta a José los líquidos del gasnatural (LGN) producidos en las Planta de Extracción San Joaquín, otro poliductode 160 kilómetros y 16 pulgadas de diámetro transporta los líquidos de la Planta

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de Santa Bárbara hacia José y otro de 56 kilómetros y 8 pulgada de diámetro queinterconecta la Planta de José con la Refinería de Puerto La Cruz para elsuministro a esta última de isobutano, butano normal, pentano y gasolina natural

Los principales procesos que se realizan en el Complejo Criogénico de Oriente,son los de extracción y fraccionamiento. Se utiliza como insumo el gas natural y seobtienen como producto gas seco y líquidos del gas natura (LGN). La alimentacióna la Planta de Fraccionamiento Jose es la suma del producto (LGN) total de lasPlantas de Extracción San Joaquín, Santa Barbara y Jusepín.

La Planta de Fraccionamiento opera con las siguientes unidades: instalaciones deentrada a la planta, despropanizadora, desbutanizadora, separadora de butanos,fraccionadora de gasolina, tratamiento y secado de propano, sistema derefrigeración, sistema de aceite de calentamiento, tratamiento de efluentes,mechurrio o quemadores de emergencia y de servicios, sistema de gascombustible, sistema de agua contra incendio, generación de energía eléctrica,tratamiento de agua de desechos y sala de control.

Los procesos y sistemas operativos de las plantas, poliductos, tanques dealmacenaje y terminar, son controlados en forma automatizada a través de salasde control computarizadas, donde se recibe la totalidad de las señales del procesoy se controla las variables operacionales de todo el Complejo. En materia depreservación y mejoramiento del ambiente, las plantas disponen de sistemas parael manejo y tratamientos de efluentes líquidos y gaseosos.

Descripción del Proceso de Fraccionamiento . Este proceso consiste en unadestilación en serie a través de cuatro torres por tren, basada en las diferencias delos puntos de ebullición de los compuestos que se manejan. En la figura 9 sepresenta un esquema de la producción y procesamiento de los Líquidos del GasNatural (LGN)

Los líquidos del gas natural (LGN) que llegan a José, se distribuyen de manerauniforme en tanques elípticos denominados balas de alimentación. El (LGN) sebombea desde las balas pasando por un sistema de precalentamiento conformadopor intercambiadores de calor en paralelo: cinco enfriadores de productos(intercambiadores producto-LGN), el condensador de tope de la fraccionadora degasolina y el calentador complementario de la alimentación a la planta. Estesistema permite un ahorro considerable; ya que usan las corrientes calientes deFigura 9 Proceso de Fraccionamiento de los (LGN).

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los productos provenientes del tope de cada columna, para calentar laalimentación a la planta y enfriar los productos que van a almacenaje.

Después de pasar por el proceso de precalentamiento, el (LGN) se dirigeinicialmente a la torre despropanizadora, la cual está diseñada para producirproducto propano (C3) a una pureza del 96% en volumen de líquido. El productode fondo de la despropanizadora entra a la torre desbutanizadora, separándoselos butanos (C4) por el tope y por el fondo la gasolina. Esta columna tiene un cortelateral por donde se obtiene el pentano (C5) con una concentración mínima de80% V/V. El producto de tope alimenta a la separadora de butano, donde seobtiene por el tope el isobutano (I-C4) con una pureza mínima de 96% V/V y por elfondo butano normal (n-C4) al 95% V/V como mínimo.

El producto de fondo de la desbutanizadora alimenta a la fraccionadora degasolina, en donde en el tope se obtiene la gasolina natural compuesta en sumayoría por hexano (C6), y por el fondo nafta residual cuyos componentes son

heptano y compuestos más pesados . Luego de destilar los líquidosdel gas natural y separarlos en propano (C3), isobutano(i-C4), butano normal(n-C4), gasolina natural y nafta residual, se llevan estos productos a almacenaje.

En el proceso de fraccionamiento se obtiene fundamentalmente Líquidos del GasNatural (LGN). Estos componentes son mezclas de hidrocarburos de pesomolecular mayor que el Metano. Los (LGN) son una valiosa fuente decomponentes que pueden ser utilizados como combustibles o en la industriapetroquímica. Los (LGN) son separados en las plantas de procesamiento decampo, empleando bajas temperaturas, procesos que reciben el nombre derefrigeración, que son líquidos absorbentes puestos en contacto con el gas naturalen los procesos de absorción, o temperaturas muy bajas en los procesoscriogénicos. En algunos casos, el estado actual de la tecnología integra estosprocesos con la finalidad de maximizar la separación de los (LGN).

El fraccionamiento de los Líquidos del Gas Natural (LGN) consiste en la obtenciónde los productos comerciales por métodos físicos empleando columnas defraccionamiento. El número de columnas en un tren de fraccionamiento dependegeneralmente del número de productos que se desean obtener a partir de los(LGN).Los (LGN) están conformados por Etano e hidrocarburos más

pesados , desde luego esto ocurre, cuando el Etano tiene mercado yse justifica su separación del gas natural de otra forma los (LGN) comprenden

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Propano e hidrocarburos más pesados . Los (LGN) deben de serfraccionados para convertirse en cargas de plantas petroquímicas, refinerías o enproductos combustibles finales, aunque por lo general la demanda de los GasesLicuados de Petróleo (GLP) y Diesel, hacen necesaria la comercialización deestos combustibles, además es reconocido que los (LGN) son una fuente de estoscomponentes, por lo que se justifica su fraccionamiento, cuyo principal objetivo esmaximizar su comercialización.

Por lo general el diseño del proceso de fraccionamiento de los (LGN) se basa enla composición de los líquidos, además de la cantidad y especificaciones de losproductos comerciales que de desean obtener y en la carga volumétrica de (LGN)a la planta de fraccionamiento. Por ejemplo, si la composición de los líquidos degas natural es la que se muestra en el cuadro 3.

Cuadro 3 Composición de los Líquidos de un Gas Natu ral

Componentes Fórmula %V/VMetano C1H4 0,0002Etano C2H6 0,7548Propano C3H8 43,1339Butano Normal n-C4H10 12,5236Iso- Butano i-C4H10 6,3065Pentano Normal n-C5H12 4,7975Hexano Normal n-C6H14 6,4198Heptano Normal n-C7H16 7,7096Octano Normal n-C8H18 5,1199Nonato Normal n-C9H20 2,8302Decano Normal n-C10H22 1,4176 Undecano Normal n-C11H24 1,2197Dodecano y más pesados 2,9031

Total 100,0000

En este caso la planta de fraccionamiento se diseña con una capacidad máximade procesamiento de 30 mil barriles normales diarios de (LGN) (30 MBND). Estacapacidad fue determinada, según la composición. En este caso específico losproductos de interese comercial son los gases licuados de petróleo (GLP) y elDiesel. El esquema del proceso de fraccionamientos para este fluido se muestraen la figura 10.

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Figura 10 Esquema del Proceso de Fraccionamiento

La figura 10 muestra que la obtención del Propano (C3) y Butano (C4) se obtienenpor los topes en la columna (T-1- y T-2), respectivamente. Para determinar laeficiencia del proceso se realizo una simulación en el cual se separa todo elPropano y Butano por el tope en una primera columna y luego el Butano esseparado del propano en el fondo de una segunda columna, desde luego esteProceso adicional implica costos adicionales, también los costos operativos, enparticular los referidos al calentamiento de aceite. La corriente de Pentano y

compuestos más pesados que sale del fondo de (T-2) es enviado auna tercera columna (T-3) para su fraccionamiento final, obteniéndose Nafta por eltope y diesel por el fondo.

El producto Diesel es obtenido como producto intermedio en la columna dedestilación atmosférica. Muchas de sus propiedades se determinan por sucomposición, tales como la calidad de ignición, volatilidad, estabilidad al proceso

Nafta Es una mezcla de hidrocarburos refinados parcialmente obtenida en la partesuperior de la torre de destilación atmosférica. Por, lo general se producen dostipos de naftas: liviana y pesada, ambas se diferencian por el rango de destilacióny son la base para la producción de las gasolinas. Existen productos en elmercado internacional con el nombre de naftas, Las naftas son sumamenteinflamables por lo que su manejo y almacenamiento requiere de cuidado especial.Su principal uso es como solvente de algunos productos agrícolas, también tieneun uso en la industria de pinturas y en la producción de solventes específicos. deoxidación, relacionándose también con la potencia, economía, el desgaste,formación de depósitos, el arranque fácil, y la emisión de gases. Sus principalesusos son en motores de vehículos principalmente camiones, autobuses, taxis, enmotores estacionarios de plantas eléctricas y motores marinos, además comocombustible para la producción de energía en quemadores y calderas.

Balance de Materia y Condiciones de Operación del p roceso deFraccionamiento. En el cuadro 4 se presenta el flujo de la corriente de losLíquidos del Gas Natural (LGN) a la entrada de la Planta de Fraccionamiento

Cuadro 4 Carga a la planta de Fraccionamiento

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Componente Kmol/horaMetano 0,0036Etano 13,4240propano 761,1300I-Butano 112,1600n-Butano 222,7300i-Pentano 86,4930n-Pentano 85,3230n-Hexano 114,1700n-Heptano 137,1143n-Octano 91,0560n-Nonano 50,3450n-Decano 25,2117n-Undecano 21,6922n-Dodecano(+) 51,6311Total 1778,4839En el cuadro 5 se presenta un resumen de las condiciones de operación de lascolumnas de fraccionamiento.

Cuadro 5: Condiciones de Operación de las Columnas de Fraccionamiento

Variables T-1 T-2 T-3-------------------------------------------------------------------------------------------------------------Presión de Operación (kg/cm2) 19,00 6,00 1,14

Temperatura de Tope(C) 53,0 53,0 107,0

Temperatura de Fondo (C ) 168,0 150,0 284,7

Las condiciones de operación indican que la corriente de propano por el tope de ladespropanizadora (T-1), las corrientes de Butano y Pentano y más pesados por eltope y por el fondo de la columna debutanizadora (T-2), respectivamente. Losflujos de estas corrientes son detallados en el cuadro 6. Los volúmenes deproductos obtenidos en la planta de fraccionamiento expresados en barrilesnormales por día (BND) son los indicados en el cuadro 7. La producción de Dieseles maximizada, pero la misma esta limitada por el punto de inflamación, que tieneun valor de 52C, lo cual es un valor mínimo que exige la Norma Técnica, aplicadaen este caso

Cuadro 6 Corriente de propano, butano y (kmol/hora)

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Componentes Propano Butano C5+

Metano 0,0036Etano 13,4200Propano 762,0700 5,0563i-Butano 1,0682 111,0900n-Butano 0,0652 222,6600 0,0056iPentano 7,214 79,1720n-Pentano 0,2750 85,0480n-Hexano 114,17000n-Heptanp 137,1143n-Octano 9,0560n-Nonado 50,3450n-Decano 25,2117n-Undecao 21,6922n.Dodecano 51,6311Total 776,6309 346,4027 655,4459

Cuadro 7 Volúmenes de Producción de la Planta de Fr accionamiento (BND)

Carga de LGN 26.000Producción de Propano 8.825Producción de Butano 4.570Producción de Nafta 11.523Producción de Diesel 1.083

Descripción del proceso de Tratamiento del Propano en la Planta deFraccionamiento de Jose, Trenes A/B El producto propano se bombea desde elacumulador de reflujo de la despropanizadora hacia el subenfriador de propanodonde se enfría hasta una temperatura de (104F) intercambiando calor con laalimentación de la planta. Desde allí se dirige hacia el tratador de propano dondese adsorbe el agua (H2O), el sulfuro de hidrógeno (H2S), el sulfuro de carbonilo(COS) y los mercaptanos (R-SH). La eliminación del agua se requiere para evitarcongelamiento en el área de refrigeración y almacenamiento, donde latemperatura en las líneas de líquido puede llegar hasta una temperatura de (–58F), mientras que los productos sulfatados deben extraerse para disminuir lacorrosividad del propano.El tratamiento del propano se lleva a cabo en dos lechos de tamices molecularestipo RK29, que usa pastillas de 1/16 pulgada de la UOP (Unión Carbide), uno estaen el ciclo de adsorción, mientras el otro se encuentra en regeneración. En cadatratador ocurrirán los siguientes ciclos:

a.- Etapa de Tratamiento (adsorción ). Durante la adsorción, el producto propanoque sale del subenfriador entra al tratador por el fondo, sube a través del lecho ysale por el tope de la torre. De allí se dirige a los filtros de propano, que sacarántodos los sólidos arrastrados desde los tratadores, enviándose el producto al área

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de almacenaje. Una válvula de control mantiene una presión de operación de 295lpcm en los tratadores.. En la figura 11 se presenta el desarrollo de este proceso.

Figura 11 Etapa de Adsorción, Tren A/B

b.- Presurización y Drenaje . Esta etapa tiene una gran influencia industrial, yaque se debe de tener en cuenta siempre, para tener una alta seguridad industrial.Una vez culminada la etapa de adsorción, el propano líquido debe drenarse dellecho antes de permitir la entrada del gas de regeneración al sistema. Para darinicio a esta etapa se abre la válvula de drenaje, para que la presión en el tratadorde 290 lpcm y la presión en el tambor recibidor de propano se estabilicenalcanzando aproximadamente una presión de 255 lpcm, luego se abre la válvulade entrada de vapores de propano para desplazar el propano líquido al tamborrecibidor por diferencial de presión, cuando el controlador de nivel indique que ellíquido ha alcanzado un pie en el tratador finaliza el ciclo de vaciado. El productose bombea desde el recibidor hacia el acumulador de reflujo de ladespropanizadora a un caudal controlado de 60 galones por minuto (gpm). En lafigura 12 se presenta la etapa de drenaje y presurización del Propano.

Figura 12 Etapa de Drenaje del Tren A/B

c.- Etapa de Regeneración . Una vez que el líquido se ha drenado del tratador, sepuede comenzar el paso de calentamiento. El gas de regeneración se suministradesde el sistema de gas combustible aguas abajo del depurador del gasoducto a430 lpcm, y su presión se reduce hasta 335 lpcm mediante una válvula. Luegofluye a caudal controlado hacia los hornos de fuego directo ubicados en el área deservicios; allí es calentado desde 90 hasta 550 F. El gas de regeneración calientefluye con un caudal de 9,5 MMPCND; de arriba hacia abajo a través del lecho,vaporizando el agua y los compuestos de Azufre.

Al salir de los tratadores se dirige hacia el enfriador tipo aerial, donde se lleva auna temperatura de 120 °F; el gas enfriado y los lí quidos condensados se envíahacia el depurador de gas de regeneración, donde se separan. El gas se envía porel tope al sistema de gas combustible para su consumo y por el fondo los líquidoscondensados se dirigen al tanque de agua de regeneración, donde su presión se

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reduce hasta 35 lpcm. El gas ácido que sale de este separador se envía almechurrio de servicio, mientras que los líquidos a la fosa de neutralizaciónquímica. En la figura 13 se presenta esta etapa en el proceso

d.- Despresurización, Enfriamiento y Llenado . Inicialmente el lecho debedespresurizarse desde la presión de regeneración 300 lpcm hasta la presión deadsorción 290 lpcm. E l vapor que sale por el tope del tratador se envía hacia elrecibidor de producto propano. Otra válvula ubicada en el tope se abre paradespresurizar el gas de regeneración permitiendo su entrada al recibidor. Este gasse ventea desde el recibidor de propano al mechurrio de servicios cuando lapresión excede el valor de 275 lpcm.

Figura 13 : Etapa de Regeneración del Tren A/B, par a el proceso

Durante el ciclo de enfriamiento se utiliza una corriente de propano líquido a 290lpcm para enfriar el lecho. Esta corriente es tomada del propano que sale deltratador en servicio. Cuando la presión de ambas torres se ha igualado se permitela entrada del propano líquido por el fondo del lecho, a caudal controlado de 100gpm. Este propano se vaporiza y sale por el tope a una temperatura de 440 F. Losvapores se dirigen al enfriador de gas regeneración, se condensan y entran alrecibidor de propano, de donde se bombean al tambor de reflujo de ladespropanizadora. Al terminar el ciclo, el lecho estará lleno de propano líquido ytodas las válvulas estarán cerradas; en ese momento empieza el período deespera hasta que comience nuevamente el ciclo de adsorción. En la figura 14 sepresenta este proceso.

La Planta de Fraccionamiento José, para el caso del propano, cuenta también conun Tren ©, el cual consta de dos torres de adsorción, con lechos de tamicesmoleculares Las etapas de operación son iguales que en los trenes A/B, ladiferencia radica en el tiempo de los ciclos y una etapa adicional conocida comodesplazamiento o barrido.

a.- Etapa de Tratamiento . El producto propano entra por el fondo de la torre auna presión de operación 295 lpcm, sube a través del lecho y sale por el tope delrecipiente. De allí se dirige a los filtros de producto propano, que sacaran todos lossólidos arrastrados desde los tratadores. El propano que sale de los filtros sedirige a almacenamiento

b.- Presurización y Drenaje . Se presuriza el tratador hasta alcanzar una presiónde 255 lpcm, luego se permite la entrada de vapores de propano del tope de la

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Figura 14 Etapa de Enfriamiento y Llenado del Tren A/B

torre despropanizadora a fin de formar un “colchón de gas” que empuje el propanolíquido fuera de la torre hacia el tambor recibidor de propano. De aquí esbombeado al acumulador de reflujo de la despropanizadora

c.- Etapa de Regeneración . El gas de regeneración proveniente del sistema degas combustible fluye hacia el horno de fuego directo, el cual es encendido almomento de realizar el calentamiento, a diferencia de los hornos de los trenes A/Bque operan alternadamente. El gas de regeneración caliente se suministra através del lecho de arriba hacia abajo a una temperatura de 550F, con un caudalde 9,5 MMPCN. Al salir de los tratadores el gas se dirige al condensador, dondese lleva a una temperatura de 120 F. El gas enfriado y los líquidos condensadosson enviados hacia el depurador donde se separan; el gas combustible se envíapor el tope al sistema para su consumo y los líquidos condensados por el fondo alseparador de agua de regeneración. El gas ácido que sale por el tope de éste sedirige al mechurrio de servicios, mientras que los líquidos a la fosa deneutralización química..d.- Desplazamiento o “barrido ”. El tratador es despresurizado hasta alcanzaruna presión de 255 lpcm, luego se permite la entrada por el fondo de los vaporesde propano proveniente del tope de la despropanizadora, con el fin de desplazar elgas de regeneración retenido y enviarlo al mechurrio. Este procedimiento serealiza con el propósito de evitar la contaminación del producto propano conimpurezas presentes en el gas combustible usado en la regeneración.

e.- Enfriamiento y Llenado . Los tratadores son despresurizados desde la presiónde regeneración hasta la presión de adsorción. Para iniciar el enfriamiento, el gasde regeneración contenido en el tambor recibidor es venteado al mechurrio; elpropano líquido proveniente de la corriente de propano producto a unatemperatura de 120F y presión de 290 lpcm comienza a circular entrando por elfondo de la columna, a un flujo de 100 gpm. Este se vaporiza y se dirige alenfriador de gas de regeneración donde se condensa y entra al recibidor depropano, de donde se bombea al tambor de reflujo de la despropanizadora. Elllenado continúa hasta que la torre alcance una presión de 300 lpcm; el tratadorestará en espera para comenzar el ciclo de adsorción.

f- Almacenamiento y Refrigeración El área de almacenaje de la planta se divideen tres sistemas: Área de Almacenamiento Refrigerado.Área de Almacenamientono Refrigerado (Presurizado y Atmosférico).Terminal Marino.

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Los sistemas mencionados han sido complementados con la infraestructuranecesaria, incluyendo energía eléctrica, aire de instrumentos y de servicio, aguapotable y de servicio, gas combustible de alta y baja presión, sistema de drenajeabierto y cerrado, sistema contra incendio, todo lo cual se puede clasificar de lasiguiente manera:

a- Área de Almacenamiento Refrigerado. El sistema de refrigeración de laPlanta de Fraccionamiento y Despacho Jose, es un ciclo cerrado cargado conpropano, que emplea turbinas a gas que mueven compresores centrífugos. Estesistema se usa para enfriar los productos provenientes de fraccionamiento que sedirigen hacia el área de almacenamiento refrigerado y al terminar marino.

Se almacena propano(C3), isobutano(i-C4) y butano normal(n-C4), también sedispone de un tanque refrigerado para almacenar producto liviano fuera deespecificación, que se podrá reciclar a la Planta de Fraccionamiento (el productoliviano fuera de especificación, es el propano o isobutano o una mezcla de estosdos). El almacenamiento refrigerado consta de 10 tanques: Dos para propano de500M barriles, tres para isobutano y butano normal de 100 mil barriles, tres parabutano normal de 100 mil barriles y uno para producto liviano fuera deespecificación. Todos estos tanques tienen aislamiento térmico

b.- Almacenamiento Presurizado Atmosférico (no refr igerado). En el área deproductos calientes (no refrigerados) se almacenan todos los productosprovenientes del área de Fraccionamiento, incluyendo el producto pesado fuera deespecificación (es el butano normal, pentano, gasolina o cualquier mezcla de estostres productos que están fuera de especificación).

El almacenamiento presurizado consta de ocho esferas: dos esferas de 4 milbarriles y una de 10 mil barriles para almacenar propano, dos esferas de 20 milbarriles para butanos (normalmente almacenaran isobutano pero están endisponibilidad de almacenar butano normal); dos esferas de 35 mil barriles parapentano y una esfera de 20 mil barriles para productos pesados fuera deespecificación.

La producción proveniente del área de Fraccionamiento con presión de vapor másbajas de 20 lpcm, es almacenada en tanques atmosféricos: tres tanques de techoflotante para almacenar gasolina de 80 mil barriles de capacidad y un tanque detecho cónico de 5 mil barriles para el residual pesado. Los productos almacenadosen el área no refrigerada pueden ser bombeados hacia la refinería de Puerto laCruz; también se ha provisto de una estación de carga de camiones para propano,gasolina natural y nafta residual.

c.- Terminal Marino . En este se cargan tanqueros, con productos refrigeradoscomo el pentano y la gasolina natural.

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La Planta de Fraccionamiento cuenta con dos sistemas de alivio independientes:un sistema de alivio de baja presión y un sistema de alta presión. Adicionalmentese cuenta con una fosa de quema para hidrocarburos líquidos.

El sistema de control posee procesadores, subsistemas de entradas y salidas,equipos de comunicación hombre-máquina, periféricos, fuentes de poder y todoequipo necesario para el sistema de control distribuido (DCS) para realizar susfunciones.

Incremento de Recobro de Propano en la En la Planta de Fraccionamiento deJosé , con el objetivo se de incrementar el recobro de propano líquido se realizouna tesis de grado, donde se estudiaron las alternativas factibles, para que eseproceso se pudiera realiza en forma eficiente, la alternativa propuesta fue aplicarpropano en forma de vapor, de tal forma que se formase un equilibrio líquidovapor, y con ellos aumentar el desplazamiento del propano líquido

Alternativa Recobro de Líquido, Inyectando Propano en Forma de Vapor.Debido a que el diferencial de presión entre el tratador - tambor recibidor es de 5lpcm y a que se quiere lograr un equilibrio en el sistema; se presurizó con propanoen forma de vapor (240 lpcm) el tratador antes de iniciar cada desplazamiento, yasí alcanzar un diferencial igual a 25 lpcm, por ser este el valor máximo que sepuede obtener a las condiciones iniciales de presión y temperatura entre losequipos. Para ello se dio apertura en campo a la válvula de entrada de vapores depropano, manteniendo cerrada la válvula de drenaje.

Determinación de los cambios de fases de la mezcla (líquido-vapor) en elTratador y el Tambor Recibidor de Propano. Durante la prueba de recobro delíquido, inyectando propano en forma de vapor. Para determinar los cambiosde estados de la mezcla (líquido-vapor) originados en el Tratador y en el TamborRecibidor de propano durante el proceso de transferencia del líquido, se contó conel simulador HYSYS. La evaluación se llevó a cabo mediante el siguienteprocedimiento:

a.- Selección de la Ecuación de Estado : Este primer paso se fundamentó, en laselección de la ecuación de estado usada por el simulador. En el caso particularde los procesos que involucran el manejo de gas se recomienda el uso del modelotermodinámico de Peng-Robinson, debido a que el uso de este favorece a que eltiempo de computación sea menor y además puede ser aplicado en un ampliorango de condiciones.

b.- Definición de la Composición del Producto Despl azado : En esta sección seprocedió a cargar al simulador la data referida a la cromatografía de la mezclatransferida hacia el tambor recibidor.

c.- Definición de las Corrientes Alimentadoras e In troducción de los DatosTermodinámicos Operaciona les: En esta sección del procedimiento se realiza enel diagrama de flujo del proceso (PFD) la alimentación de las propiedades

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termodinámicas (presión, temperatura y flujo) que caracterizan una corriente enparticular.

d.- Evaluación Económica de las Alternativas Plante adas. La evaluacióneconómica de las alternativas planteadas para el recobro del propano líquido,durante la etapa de regeneración de los tamices moleculares, se realizó por mediodel Sistema de Evaluación Económica (SEE 4.0), de manera de evaluar, agrandes rasgos, si las alternativas en cuestión resultan o no rentable para suejecución desde punto de vista de los beneficios económicos aportados a laempresa. La realización de dicho estudio económico no incluye inversión inicial decapital, ya que para su aplicación no se requieren instalaciones de: equipos,tuberías, eléctricas y de servicio; lo que significa que en los resultados económicosde las alternativas no arrojará la Tasa Interna de Retorno (TIR), la Eficiencia de laInversión y el Tiempo de Recuperación Dinámico, por estar directamenterelacionados con la inversión.

Para evaluar la rentabilidad de las alternativas estudiadas, se tomó en cuenta elsiguiente indicador económico:

Valor Presente Neto: también conocido como Valor Actual Neto; es decir, el valorde las diferencias entre las entradas y salidas en efectivo actualizadas para cadaaño, a una tasa de interés predeterminada.

Obtención y Cuantificación de las Variables de Proc esos que tienen mayorefecto en el Recobro de propano Líquido Retenido en los Tratadores Lasvariables de proceso con mayor efecto en el recobro de propano líquido retenidoen los tratadores son: presión, temperatura y tiempo; las cuales se obtuvieron ycuantificaron como resultado de las pruebas de campo, realizadas en el tratador.

Procedimiento para la Recuperación de Propano Líqui do, InyectandoPropano en Forma de Vapor (240 lpcm y 129 °F). Presurización del tratador convapores de propano, a través de la válvula de entrada de vapores, manteniendocerrada la válvula de salida de la etapa de drena, por

El comportamiento de las variables de los equipos involucrados durante el recobrode propano, se obtuvieron como resultado del análisis de tendencia reflejado porlos datos de proceso, tomando en cuenta los cambios de fases a los distintosescenarios de presión y temperatura. En la figura 15 se observan elcomportamiento de la presión en función de la entalpía, reflejando los cambios defase del producto desplazado al tambor recibidor a las distintas temperaturas

Figura 15 Diagrama de Fase de la Corriente de entra da hacia el tamborrecibidor

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Volumen de Propano Líquido Recuperado. En el cuadro 8 se presenta elvolumen de propano recuperado, de una de las pruebas realizadas, utilizandopropano en forma de vapor

Cuadro 8 Volumen de propano recuperado

Proceso de Extracción de los Líquidos del Gas Natur al El principal objetivo deeste proceso el estudio del comportamiento de las mezclas de hidrocarburos enequilibrio bifásico. Los componentes más livianos de la mezcla (metano (C1) yetano (C2) principalmente) se concentran en la fase de vapor, mientras que losmás pesados (propano (C3), butanos (C4) y pentano (C5)) se acumulan en la faselíquida. La distribución de los componentes presentes en ambas fases se predicemediante las constantes de equilibrio bajo las condiciones de presión y

23

Apertura

PV-50773

23 min

Punto 1100% Líquido

99% Liquido1% Vapor

16 min

Prueba DesplazamientoVolumen

Inicial (Barriles)

Volumen Final

(Barriles)

Volumen Recuperado

(barriles)

Porcentaje Recuperado

LI-050717

Total 41,4 Bls.

82,2

88,82

93,42

29,88 23,6

6,62 24,6

4,9 25,2

2

3

1

52,32

82,2

88,82

1

82

temperatura. Al disminuir la temperatura y aumentar la presión se favorece laconcentración de los compuestos pesados en la fase líquida (LGN). Esto explica lanecesidad de estos procesos de extracción de líquidos de operar a temperaturascriogénicas. El gas natural que se envía a plantas de proceso está constituido pormetano, etano, propano, butano e hidrocarburos más pesados, así como porimpurezas tales como el azufre.

En una primera etapa la corriente de gas natural pasa a una planta endulzadora,donde se elimina el azufre. Enseguida, se alimenta a una planta criogénica, en lacual mediante enfriamiento y expansiones sucesivas se obtienen dos corrientes,una gaseosa básicamente formada por metano (gas residual) y la otra líquida(licuables). En un proceso posterior de fraccionamiento, la fase líquida se separaen diversos componentes: etano, gas licuado de petróleo (GLP) y gasolinasnaturales.

En la República Bolivariana de Venezuela, debido al alto costo que han alcanzadolos líquidos del gas natural (LGN) en el mercado nacional e internacional, todoellos amerita un estudio severo del Comportamiento de la Planta de Extracción deLíquido del gas natural (LGN), en la Planta Santa Bárbara al eliminar la presenciade Dióxido de Carbono del gas alimentación También se suma las necesidadesque representa el inicio de la industria petroquímica, se ha convertido en un retotratar de optimizar los procesos asociados a la extracción de líquidos del gasnatural. También la entrada en operación del proyecto de Etano en el ComplejoCriogénico de Oriente, el cual tiene como compromiso fundamental el recobro deese componente de la corriente de gas natural, satisfacer con ello losrequerimientos de la industria petroquímica nacional.

La planta fue diseñada para tener la flexibilidad de operar bajo rechazo o recobrodel etano. El diseño de la planta establece que para el modo de operación derecuperación de etano, el recobro de este componente será de 56%, y se hadeterminado que se debe de incrementar este recobro hasta una cantidadcercada al 70%, de tal forma de poder cumplir con el caudal de etanocomprometido. Para hacer efectivo este recobro se requiere eliminar el C02 de laalimentación a planta de manera de evitar su solidificación dadas las bajastemperaturas que se deberán de lograr en el proceso .Tomando en cuenta que lanueva planta de endulzamiento debe de entrar en operación antes de operar laplanta de extracción de Santa Bárbara bajo recobro de etano, se estudio elcomportamiento de la planta de extracción bajo el modo de rechazo de etanocuando se elimina el C02 de la alimentación

La operación de eliminar el C02 de la alimentación a la planta de extraccióncuando esta opere bajo el modo de rechazo de etano, traerá como consecuenciaun incremento de la producción de (GN) en un 5,6% y una consecuentedisminución del volumen de gas residual de 0,6%. Esta disminución del volumende gas residual se verá compensada con un aumento de su poder calorífico yaque este no contendrá C02 de la alimentación

83

La planta de extracción de (LGN) Santa Bárbara fue diseñada para procesar 400MMPCND por cada uno de sus dos trenes de proceso y lograr un recobro depropano de 97%. Cuando se opere bajo el modo de rechazo de etano, y unrecobro de 56% de etano cuando pase a operar bajo el modo de recobro de etano.En las bases de diseño esta contemplado que el gas procesado contenga 3,08galones de propano e hidrocarburos más pesados por cada mil pies cúbicosnormales de gas, y que tenga un contenido de C02 de 4,81 %V/V. En la actualidadla planta opera con ciertas diferencias en cuanto a las variables mencionadasprincipalmente porque se esta procesando un flujo de gas de 430 MMPCND porcada tren, el gas procesado oscila entre 5 y 6%

En la planta de Extracción Santa Bárbara se pueden encontrar distintas seccioneso subsistemas: Una sección de acondicionamiento del gas, donde se elimina elcontenido de agua utilizando la deshidratación con glicol y los tamicesmoleculares; la sección de enfriamiento y generación de líquidos, para lo cual seemplea un sistema de refrigeración con propano que se complementa conenfriamiento por expansión en válvulas de Joule- Thomson y en un turboexpansor; un sistema de calentamiento con aceite para proveer calor a las doscolumnas de la planta (un rehervidor para cada columna); la sección de de recobrode líquido, donde se recupera parte del etano y todo el contenido pesados; lasección de desetanizadora donde se coloca el (LGN) en especificaciónseparándolo del gas residual; y por último la sección de compresión, donde selleva hasta la presión de salida. El gas residual que será enviado a la red dedistribución para la venta como gas combustible.

En la figura 16 se presenta un esquema de la planta de extracción Santa Bárbara.,donde se observan los principales componentes de la planta, y también algunosprocesos de importancia que se realizan en la planta de extracción de líquidos delgas natural y que forman parte de la eficiencia del proceso, que se realiza en lamisma

El estudio del efecto de eliminar la presencia de (C02) del gas de alimentación serealizó utilizando modelos de simulación, la simulación se realizo en un tren delproceso de la planta de extracción y los resultados obtenidos se cotejaron con lascondiciones de diseño de la planta. Los productos de planta son los corrientes de(LGN), los cuales son enviados al proceso de fraccionamiento, y el gas residualque es enviado ala red de transmisión y distribución para ser comercializado comogas combustible. En el cuadro 9 se presentan los cambios en flujo de estosproductos con el efecto de eliminar el (C02) de la alimentación

Figura 16 Planta de Extracción de (LGN) Santa Bárba ra

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Cuadro 9 Cambios en los Flujos de Productos de la P lanta Santa Bárbara

Con C02 Sin C02 %variaciónLGN (BND) 27991 29562 5,6Gas Residual(MMPCND)

373,8 371,7 0,6

La producción de (LGN) aumenta porque al eliminar el C02 y completar el volumende alimentación con gas in dióxido de carbono, se esta incrementando la cantidadde los componentes hidrocarburos a la entrada de la planta, y la cantidad extra depropano y más pesados que se esta alimentando, es recuperada como unvolumen adicional de líquidos que se suma a la producción original. En vista que elvolumen de gas alimentación a la planta será el mismo con y sin presencia de C02

Esta producción adicional de líquido implica una disminución en el flujo de gasresidual. Como el gas residual es comercializado en unidades de energía y no envolumen, esta disminución del flujo de gas residual no afecta los ingresos porventa, porque al no haber contenido de dióxido de carbono en el mismo, su podercalorífico aumenta. La corriente de gas residual debe de ser llevada hasta lapresión requerida para su distribución y venta. Este trabajo realizado por dosmáquinas compresoras que operan en paralelo. En el cuadro 10 se muestra lavariación en los requerimientos de potencia totales de los compresores residuales

Cuadro 10 Requerimientos de Potencia en los Compres ores de Gas Residual

Con C02 Sin C02 %variaciónPotencia (HP) 18283 17955 1,8

La disminución en los requerimientos de potencia del sistema de compresión delgas residual, ocurre porque al elimina el dióxido de carbono que originalmenteforma parte del gas es comprimido, el volumen de gas que deben de manejar loscompresores es menor, lo que permite predecir que el sistema de compresióntrabajara de forma más eficiente-

Equilibrio Vapor- Líquido La distribución de un componente en un sistemavapor- líquido se expresa por las Constantes de Equilibrio (Keq). Esta constante sedefine como la razón de la fracción molar del componente en la fase gaseosa (Yi),y a la fracción molar del componente en la fase líquida (Xi). Este concepto es degran utilidad para describir el comportamiento de los hidrocarburos, queconforman un sistema bifásicos (petróleo- Gas o vapor).Las constantes dehidrocarburos tomadas de tablas o estimadas mediante ecuaciones de estadosapropiadas, constituyen la base de la simulación termodinámica de equilibriosentre el petróleo y el gas, y la ecuación que representa el equilibrio petróleo- gasqueda:

85

(22)

El primer intento desarrollado para determinar la composición de las fases Vapory Líquidas en sistemas multicomponentes en la región de 2 fases, fueconsiderando que el sistema (fase líquida + fase vapor), debe seguir uncomportamiento de soluciones ideales, en las cuales no se producen fuerzas deatracción de ninguna especie entre los constituyentes moleculares. Esto significaque la (KI) puede obtenerse a partir de dos leyes muy simples:

a.- Ley de Raoult . Esta ley esta sustentada en experimentos realizados en el año1886 y establece que la presión parcial (PP) de un componente en la fase devapor es igual a la fracción molar(X) de dicho componente en la fase líquida,multiplicada por la presión de vapor (PV) del componente puro. Es decir.

PPi =PVi XI (23)

Donde: (PPi) =Presión parcial del componente (i) en el vapor, en equilibrio con unlíquido cuya composición es (Xi); (PV) = presión de vapor que el componente (i)ejerce a la temperatura de operación y (XI)= Fracción molar del componente (i) enfase líquida

b.- Ley de Dalton , la cual establece que la presión parcial de un componente enuna mezcla de gases ideales (PPi) es proporcional a la fracción molar de dichocomponente (YI) y a la presión total del sistema (P). Es decir, que queda:

PPi= YIxP (24)

Donde: (PPi)= presión parcial del componente (i); (YI)= fracción molar delcomponente (i) en la fase de vapor y (P)= presión de operación del sistema. Alcombinar estas dos leyes igualando las presiones parciales, se obtiene unaecuación que relaciona las composiciones de las fases líquidas y vapor enequilibrio a la presión y temperatura de operación del sistema. Es decir

Ki= (25)

86

(26)

La ecuación (26) se cumple solo a muy bajas presiones, pues es evidente quecualquier hidrocarburo puro, solo posee presión de vapor hasta la temperaturacrítica, por ejemplo para el caso del metano la temperatura crítica es (-117F),luego en forma estricta solo se podría trabajar hasta esa temperatura en sistemasque contengan ese componente.

La constante de Equilibrio En base a la Presión de Convergencia (P K). Lapresión de convergencia puede definirse, como la presión a la cual todos losvalores de la constante de equilibrio vapor- líquido tienden a la unidad a latemperatura del sistema. Esto significa, que es la presión para un sistema a unatemperatura dada, cuando ya no es posible la separación de las fases gaseosas ylíquidas. Bajo estas circunstancias los valores de la constante de equilibrio soncontinuos y convergen en el valor unitario (1,0). En este caso se podría señalarque tanto la fase gaseosa, como la fase líquida se encuentran en una composiciónsimilar. Aunque, es lógico pensar que solo ocurre, solo cuando la temperatura delsistema es la temperatura crítica. Luego la presión de convergencia, será tambiénla presión crítica. Para sistemas de multicomponentes la presión de convergenciadepende tanto de la temperatura del sistema, como de la composición del mismo.Métodos para determinar la presión de convergencia (PK ).

Determinación de la Presión de Convergencia: este parámetro vital para lacuantificación de la constante de equilibrio de hidrocarburos (Ki), parámetro deimportancia en el diseño de separadores, se determina:

a.- Método de Standing Para el desarrollo de este método es necesario conocerla composición del sistema y el peso molecular de la fracción (C7

+), y la presión deconvergencia queda

PK =60M(C7+)-4200 (27)

También de la siguiente tabulación se puede determinar (PK )

M(C7+) 120,0 170,0 220,0

(PK )(lpca) 3000 6000 9000

b.- Método de Martínez y Lorenzo . Estos autores a través de experimentosencontraron valores que permiten ampliar los de Standing.

M(C7+) 100 110 120 140 160 170 180 200 220

87

(PK )(lpca) 1514 2142 2770 4026 5285 5910 6538 7738 9050

c.- Método de Rzasa y Colaboradores Para el desarrollo de este método serequiere conocer el producto (M (C7

+)xγG) de la fracción (C7+), y también de la

temperatura del sistema. Pero, cuando se trabaja con temperaturas por debajo de50F y valores de (M (C7

+)xγG)<80, tiene validez. Posteriormente Martínez yLorenzo en forma experimental prolongaron las curvas hasta -50 y agregaron unacurva para un valor del producto de gravedad específica y el peso molecular de(C7

+) igual a 72 (lb/lbmol), permitiendo con ello la determinación de la presión deconvergencia a estas condiciones.

La constante de Equilibrio en Base a la Fugacidad: La fugacidad (f) es unaforma común para expresar la (KI). Hidrocarburos. La fugacidad es un conceptotermodinámico difícil de definir en términos físicos. Es una función de energía libre.La (f) tiene unidades de P, luego (f) sería una presión corregida, y según la Ley deSoluciones ideales y para un sistema bifásico vapor y líquido en equilibrio, y quese sabe que los valores de la presión y temperatura son iguales para ambas fases.Luego las fugacidades de cada componente en las fases líquida y vapor delsistema es la misma. El significado de esta observación equivale a decir que cadacomponente del sistema tienen igual energía libre o igual potencia química enamabas fases. En términos del potencial químico la fugacidad se relaciona con elpotencial químico (∆G), que también recibe el nombre de Energía Libre de Gibbs<.

dG = RTd(lnf) (28)

La ecuación (28) define la fugacidad en forma diferencial

lim f= P (29)La ecuación (28) se puede escribir, también como:

d(lnf) =( )/RTdP(30)

Hay que tener presente que la ecuación (30) esta escrita en función de lospotenciales químicos de un líquido y gas en equilibrio luego en condiciones deequilibrio se tiene que:

fiL=fiV (31)

Donde :(fiL) y (fiV) son las fugacidades del componente (i) del sistema, en las faseslíquida y de vapor, respectivamente, pero:

88

fiL=(fo)iLxXi y fiV=(fo)iVxYi (32)

Donde :(fo)IL y (fo)iV son las fugacidades del componente (i) del sistema en estadolíquido y de vapor respectivamente, luego se tiene que:

(fo)iLxXi= (fo)iVxYi (33)

Luego, se obtiene para la constante de equilibrio:

(34)

El efecto de la presión sobre la fugacidad de un componente en la fase líquidapuede calcularse considerando que el volumen es constante en el intervalo depresión de (P2-P1). Luego se tiene a la temperatura de equilibrio. Es decir,temperatura a la que se desea determinar la constante de equilibrio, con ciertogrado de precisión y exactitud, valor que puede ser de gran utilidad para el diseñode equipo utilizados en los procesos:

(35)

(36)

Aquí (1) indica que la presión a utilizar es la presión de vapor, mientras que laCondición (2) se refiere a la condición de equilibrio. Ambas condiciones se refierena la temperatura de equilibrio. Con la ecuación (89 y 90) de determina (fiL2) a lapresión y temperatura de equilibrio. Cuando la fase gaseosa tiene uncomportamiento ideal, y la fase líquida es una solución ideal, la ecuación de laconstante de equilibrio se convierte en:

89

(37)

Donde: (Ki)= constante de equilibrio del hidrocarburo a una presión y temperaturadada ;(Kid)= constante de equilibrio de hidrocarburos en la condición de idealidad;(γiL)= coeficiente de actividad de un componente líquido y (ϕI) = coeficiente defugacidad de la fase de vapor de un componente (i) en la mezcla referido a la fasede vapor. En la ecuación (37) los parámetros necesarios para utilizar la ecuaciónse determinan a través de pruebas de correlación. El parámetro (ϕI) se determinaa través de la ecuación de estado de Van der Waals.

- (38)

En donde (a y b) son las constantes de Van der Waals. La ecuación para calcularla fugacidad del líquido y del gas es:

(39)

Si se estuviese hablando de sustancias químicas puras el coeficiente de fugacidadse puede relacionar con el potencial químico

dG= dP(40)

90

(G) es el potencial químico, que comúnmente es llamado Energía Libre de Gibbs

( ) es el volumen molar y (P) es la presión del sistema. Pero elvolumen se puede determinar a través de la siguiente ecuación:

=

(41)

Luego para un gas puro queda : dG= ZRTd(lnP) (42)

dG=RTd(lnf) (43)

Constante de Equilibrio Sobre la base de Gráficos . La constante líquido- Vaporse pueden determinar sobre la fase de gráficas:

Modelos de J. M Campbell La principal características de estas gráficas es que elautor obvia el requerimiento de las presiones de convergencia, esto provoca quela exactitud de los datos no tengan mucha precisión, pero son de fácil uso.

La Constante de Equilibrio en Base a Ecuaciones de Estado .Las Ecuacionesde Estado han sido utilizadas en muchos trabajos de ingeniería en general; en laingeniería petrolera se han aceptado como una herramienta bastante útil paradiagnosticar el comportamiento de fases de los fluidos. Una ecuación de estado sepuede definir muy fácilmente, como una ecuación que relaciona; Presión;Temperatura, Volumen y Composición La ecuación cúbica se puede escribir de lasiguiente forma:

3+B12+B2 +B3=0

(44)

91

Donde :( ) es el volumen molar y (B1;B2 yB3) son constantes quedependen de la presión (P), temperatura (T), composición (X)) y de la cantidad demoles del fluidoUna ecuación cúbica, puede tener una o tres soluciones reales. Al encontrar lasraíces de la ecuación (44), el volumen mayor corresponde al vapor y el volumenmenor al líquido; si existe una tercera solución simplemente se desprecia, ya quecarece de significado físico. Las ecuaciones cúbicas de estado se fundamentan enla teoría Van der Waals y producen expresiones de fácil uso en cálculos deequilibrio de las fases .Luego se puede señalar que para poder estudiar elcomportamiento de las pruebas (PVT) de determinados fluidos en un ampliointervalo de temperaturas y presiones, se requiere de una ecuación, que sea losuficientemente general, de tal forma que se pueda aplicar, tanto a líquidoscomo a vapores y/o gases, y que además no sea tan compleja a la hora de suutilización. Las ecuaciones polinomiales, que son cúbicas respecto del volumenmolar, son las más simples y las que mejor representan el comportamiento delíquidos y vapores. Luego para determinar la constante de equilibrio de las faseslíquida- vapor en hidrocarburos se tienen las siguientes ecuaciones:

a.-Ecuación de Van del Waals , fue propuesta 1873

(45)

(46)

b.- Ecuación de Redlich- Kwong . El desarrollo moderno de las ecuacionesCúbicas de estado se inicio con la publicación de la ecuación de Redlich- Kwongde la forma:

(47)

92

c.- Ecuación de Soave- Redlich- Kwong

0 (48)

α=[1+m(1-TR0,5]2 (49)

m=0,48509+1,55171ω-0,15613 ω2 (50)

(51)

La ecuación (51) representa muy bien la fase de vapor y aceptadamente la faselíquida

d.- Ecuación de Peng- Robinson. Esta ecuación Estado es cúbica con respectoal Volumen de tipo de Van del Waals

(52)

donde: (53)

(54)

93

(55)

Si la ecuación (55) se acomoda en función del volumen queda

(56)

La ecuación correspondiente al factor de compresibilidad es de la forma

(57)Donde:

y

(58)

El coeficiente de fugacidad para cada fase es:

ƒP= (59)

Si se aplican la Regla de Mezclados para las mezclas queda:

y (60)

94

y

(61)

Una vez encontradas las raíces de la ecuación cúbica, las cuales fácilmente sepueden determinar utilizando modelos de simulación. Una vez obtenido los valoresde las raíces, se asigna el mayor valor de factor (Z) a la fracción de loshidrocarburos que se encuentra en forma de vapor y el menor a la fase líquida, ycon ellos se calcula el coeficiente de fugacidad de cada fase basándose en esteprincipio sé dando origen a la ecuación (62)

lnƒP=

Constantes de Equilibrio de la Fracción Más Pesada . El análisis decondensados y gas, por lo general se determina un número dado de componentespuros y de allí en adelante se expresa con una fracción más pesada (C5

+) ;(C6+) o

(C7+), luego se tiene por ejemplo una serie de métodos matemáticos válidos

para determinar presión de convergencia y con ello la constante de equilibriocorrespondientes. En la literatura científica existen una serie de gráficos, paralos valores de(K) a de PK ) de 5000 lpca, y cuando la PK ) es diferente de 5000lpca existen gráficos que permiten hacer las correcciones para los valores de K.

a.- Método de White y Brown Para determinar (K): Este método se fundamentaen la elaboración de curvas aproximadas de la constante de equilibrio para unsistema dado, a temperatura constante, para ello se requiere conocer la presiónde convergencia (PK ).La presión a la que ocurre el valor mínimo de K y este valorde K se ha correlacionado con (PK) y la presión de vapor ,con la cual se puededeterminar una constante de equilibrio(K) hasta una presión de convergencia (PK)de 10000 lpca.

b.- Constante de Equilibrio de la Fracción Pesada ( C7+): Existen varios

métodos para determinar las constantes de equilibrio de la fracción (C7+), cada

uno de ellos cumple una determinada función. En la actualidad con la ayuda de losmodelos computacionales, se hace un poco más fácil determinar un método dealta eficiencia y precisión, para ello se establece lo siguiente:

1.- Se obtiene (M) (γ) para (C7+), con este valor se puede hacer una interpolación

en las curvas de constantes de equilibrio fundamentadas en el peso molecular.

95

2.- Si sé gráfica logK contra (TC2) se obtiene una línea recta para un sistema de

hidrocarburos a condiciones de T y P dadas. Luego conociendo (TC )para la

fracción más pesada y, se puede obtener el valor de (K)

3.- Se gráfica log de KP como función de una relación:

(63)

Los valores de la temperatura de evaporación (Tb) del hidrocarburo en cuestión, sepueden determinar a través de ecuaciones matemática, como también se puedecuantificar a través de gráficos o se pueden encontrar tabulados, aunque tambiénse pueden encontrar tabulados, como es el caso siguiente, donde se puedeobtener a través de parámetros. Aquí a través del parámetro (bi) puede serdefinido también a través de la siguiente ecuación:

(64)

Cuadro 11 Los valores de (b)

comp b Comp b Comp b comp BC1 805 N C5 2480 n C11 4055 N C17 5290C2 1412 N C6 2780 n C12 4291 N C18 5470C3 1799 N C7 3068 n C13 4500 n C19 5630iC4 2037 N C8 3335 n C14 4715n C4 2153 n C9 3590 n C15 4919i C5 2368 n C10 3828 n C16 5105

4.- Se grafica log K como función de 1/Tb para valores conocidos de K seextrapola la línea resultante y se determina la constante de equilibrio.

c.- Método de Winn . Este método permite obtener constante de equilibrio de lafracción más pesada, hidrocarburos e impurezas Se utiliza una temperatura entre -10 a 800 F y presiones de convergencia y del sistema de hasta 10000 lpca.

1.- Con el peso molecular y la gravedad API de la fracción(C7+) se determina el

factor de caracterización y el punto de ebullición normal, y con esto de determinaK para diferentes compuestos.

96

d.- Método de Canfield. Este autor ajusto las curvas de la GPSA a través de lassiguientes correlaciones:

(65)

(66)

(67)

(68)

Bi =6,3816-29,002ZCi +35,3443(ZCi )2 (69)

ZCi = Factor de compresibilidad crítico de la especie (i), el cual esta tabulado en launidad II de este mismo texto:

e.-Método de Correlación de Standing : Standing ajusto las (KI) experimentalesde Katz y Hachmauth fundamentándose en el hecho, que cuando P<1000 lpca lacomposición del sistema tiene poco efecto sobre las (KI) El rango de P y T usadoen la correlación fue 14≤ P≤1000 lpca y 40≤T≤200 F: La correlación tiene la formasiguiente:

(70)

a= 1,2+4,5x10-4P+15x10-8P2 (71)

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c =0,89 -1,7x10-4P-3,5x10-8P2 (72)

Fi =bi (73)

Donde: (T) = Temperatura absoluta en (R); (P)= Presión absoluta en (lpca); (Tbi)=Temperatura de ebullición del componente (i) a P=14,7 lpca y temperatura en R.;(TCi)= Temperatura crítica del componente (i) en (R) y (PCi) =Presión crítica delcomponente (i) en lpca. La correlación de Standing presenta un error de 3% conrespecto a valores experimentales y presenta mejores resultados en el diseño deseparadores que las constantes de equilibrios obtenidas en forma gráfica. Estemétodo de correlación tiene una gran aplicabilidad en los Modelos de Simulación,utilizados para determinar la constante de equilibrio.

f.-Método de Correlación de Wilson : Wilson desarrollo una ecuación paraestimar la constante de equilibrio a presiones moderadas, a las cuales el efecto dela composición del sistema es despreciable:

(74)

Donde: (PRi)= presión reducida del componente ( i ); (TRi) = temperatura reducidadel componente (i) y (ωi)= factor acéntrico del componente (i).La ecuación deWilson ha sido ampliamente usada en simuladores composicionales para tener unestimado inicial de las constantes de equilibrio en el proceso iterativo del cálculode fases.

Procesos Criogénicos: La tecnología de los procesos criogénicos es la másutilizada para extraer los líquidos del gas natural. Se basa en llevar el gas acondiciones de temperatura sumamente bajas con la finalidad de lograr condensarla mayor cantidad de hidrocarburos pesados posibles. Estos procesos manejantemperaturas muy bajas, ya que el proceso criogénico tiene que ser llevado a caboa temperaturas menores que la temperatura crítica. En términos generales sepuede señalar que los procesos criogénicos se refieren a la utilización de bajastemperatura. Un proceso criogénico se refiere a la poco usual e inesperadavariación en propiedades que suceden a bajas temperaturas y surgen comoextrapolaciones a temperaturas ambiente. Una definición más limitada adscribe losprocesos criogénicos a temperaturas por debajo de 125 K

Las plantas de almacenamiento criogénico surgieron como una respuesta a lanecesidad de garantizar con importantes reservas de gas natural licuado (GNL) elabastecimiento de redes de gas natural. Actualmente son 77 en todo el mundo Lasplantas de gas natural licuado fueron concebidas para afrontar con éxito los picos

98

de consumo en aquellos sistemas con alta incidencia de clientes residenciales ycomerciales, una situación que genera curvas de consumo con marcadasdiferencias entre los máximos y mínimos, dependiendo de la temperaturaambiente. Contar con una Planta de este tipo reduce la necesidad de disponer decapacidad de transporte desde las zonas de producción de gas, y con ello lasdimensiones de los gasoductos involucrados, que son utilizados en formaestacional. La existencia de estas plantas es una alternativa eficaz para disminuirel costo total de ese transporte desde la producción hasta los centros de consumo,con alta demanda en la temporada invernal. Estas plantas están situadasestratégicamente cercanas a dichos centros de consumo, y generalmente lejanasde las zonas de producción gasífera.

Procesos Criogénicos : En las plantas criogénicas. Cuando el gas es enfriado lamayor parte del etano y prácticamente todo el propano y el resto de loshidrocarburos más pesados contenidos en el gas se licuan. Los líquidos formados(etano, propano, butano y gasolina) pueden ser separados por una serie de torresde fraccionamiento. Los líquidos separados de la corriente de gas son enviados aun sistema de fraccionamiento donde son procesados para ser usados comocombustible y como alimentación de plantas petroquímicas. El gas residual, el cualesta compuesto de metano y etano es usualmente comercializado comocombustible. Las principales ventajas de las plantas criogénicas son: Simplicidadmecánica; Simplicidad de proceso, menor mantenimiento, baja necesidad deservicios, mayor seguridad, menos costo de operación y menores suministros paraoperación y menor cantidad de afluentes. En general los procesos criogénicos sefundamentan en lo siguiente:

1.- Un expansor enfría el gas al bajar de su presión y remover energía del gas. Laenergía removida se usa para accionar un compresor acoplado al expansor. Elmáximo enfriamiento del gas en un expansor ocurrirá a la máxima reducción depresión del gas (presión mínima del gas a la salida del expansor) y cuando elcompresor acoplado al expansor esta lleno.

2.- La energía calorífica removida del gas en un expansor y/o un sistema derefrigeración es aproximadamente igual al calor latente removido del productolíquido que abandona el deetanizador. Para obtener más producto líquido se deberemover más energía en el expansor. Los expansores actuales pueden recobrarhasta un 85% de la energía dada por el gas a medida que su presión se reduce.

En las plantas criogénicas un compresor es acoplado el eje del expansor. Elcompresor tiene un impeler, o etapa, que rota a la misma velocidad del expansor

Importancia de los procesos Criogénicos : En los sistemas criogénicos, paraobtener temperaturas tan bajas se utilizan sistemas frigoríficos en cascada En elsistema en cascada se emplean distintos refrigerantes en cada etapa, de maneraque la temperatura del evaporador en el paso de temperatura más baja será laadecuada al propósito deseado; por ejemplo para la licuación o licuefacción de ungas. Se usan distintos refrigerante, y la presión a la entrada del compresor se

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mantiene siempre arriba de la presión atmosférica; esto evita la infiltración del aireexterno y significa también que el volumen específico en la entrada no serásuficientemente grande, como para que ocasione un aumento importante en eltrabajo necesario para llevar acabo la compresión. Los gases se encuentran muysobrecalentados, lo cuál explica porque se puede utilizar la ecuación de estado delgas ideal.

Efecto de Joule y Thompson : Un fenómeno termodinámico importante, el efectode Joule y Thompson se emplea con frecuencia en operaciones criogénicas o delicuefacción de gases. Un proceso de estrangulación no produce cambio deentalpía y por tanto, en el caso de un gas ideal, la temperatura permanececonstante, dando origen a la siguiente ecuación:

(75)

Pero la ecuación (75) sé no se puede aplicar a gases reales, en vista que elproceso de estrangulamiento produce un cambio de temperatura ascendente o

descendente. En este caso el coeficiente de Joule y Thompson sedefine a través de la siguiente ecuación:

(76)

En la ecuación (76) un valor positivo de (µ) indica que la temperatura disminuyeconforme desciende la presión, y de esta manera se observa un efecto deenfriamiento. Esto es válido para casi todos los gases a presiones y temperaturasordinarias.

Un proceso de expansión, se conoce como aquel en el cual un fluido pasa demayor a menor presión. Esta disminución de presión trae asociado una reducciónde temperatura. En los procesos criogénicos, se expande gas rico, el proceso seconsidera un elemento rotativo, ya que esta extrayendo así energía del gas, por loque se reduce la temperatura y causa licuefacción de los componentes menosvolátiles. La forma típica de aplicación de una planta criogénica es mostrada en lafigura 17.

100

En la figura 17 se muestra como se extraen los componentes del gas natural, locual se fundamenta en proporcionar enfriamiento al gas de proceso, mediante laFigura 17 Esquema Típico de una Planta de Extracció n

expansión en el turboexpandor. En este tipo de proceso el gas debe de serpreviamente deshidratado para prevenir la formación de hielo o hidratos dentro dela porción de la planta en que el proceso es a baja temperatura. Luego el gas esenfriado en un intercambiado con el gas residual que queda del proceso deexpansión, pudiendo condensar parte del gas, por lo que hace falta un separadorde alta presión para evitar el ingreso de líquido al rotor. Es en ese momentocuando el gas se expande, donde se alcanzan caídas de temperaturas bastantesgrandes y una sustancial formación de líquidos. Los gases residuales sonentonces utilizados por un intercambiador para enfriar los gases de entrada alexpansor, para luego pasar a la próxima etapa de compresión donde es llevado alos sistemas de distribución

Propiedades de Materiales de Ingeniería a Bajas Tem peraturas Paraestablecer las consideraciones de diseño adecuadas es necesario conocer laspropiedades y comportamiento de las materiales empleados en cualquier sistemacriogénico, ya que para el diseño de equipos criogénicos, no solo importan laspropiedades mecánicas, sino también la conductividad térmica (transferencia decalor a lo largo de una estructura, la expansión térmica (expansión y contraccióndurante el ciclo entre las temperatura ambiente y bajas, todo estasconsideraciones son importantes, en vista que las propiedades a temperaturasbajas son diferentes que a la temperatura ambiente, por ejemplo cuando setrabaja con metales, estos pueden contener aleaciones, que pueden provocar elfenómeno de superconductividad a temperatura muy bajas, que viene a afectar elcalor específico, la conductividad térmica, la resistencia eléctrica, la permeabilidadmagnética y el efecto termoeléctrico, todo esto indica que se debe de tener muchocuidado de utilizar el diseño de equipo para el proceso criogénico a materialessuperconductivos, sobre todo cuando se requieren temperaturas muy bajas Losmetales, como Aluminio (Al), Cobre (Cu), Níquel (Ni ) y sus aleaciones son los demayor utilidad para ser utilizados en los procesos criogénicos. Por regla general,las propiedades mecánicas de esos componentes mejoran al disminuir latemperatura

Propiedades de los Fluidos Criogénicos : Existen diversos tipos de informaciónreferente a los datos de propiedades termodinámicas para fluidos asociados conlos procesos criogénicos. También el rápido crecimiento de la industria del gas de

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los líquidos del gas natural (LGN) ha provocado mucha actividad en la búsquedade datos termodinámico confiable, para el Metano, por ejemplo se han encontradomuchos datos en la literatura.

Principios de Refrigeración y Licuefacción: Un equipo para la creación derefrigeración a temperaturas criogénicas incluye por lo general equipos atemperatura ambiente en los cuales el fluido del proceso se comprime y el calor esrechazado hacia un enfriante. Durante el proceso de compresión a temperaturaambiente disminuye la entalpía y la entropía del fluido del proceso. A latemperatura criogénica en la cual se absorbe calor hay un aumento en estaspropiedades. La disminución de la temperatura en el proceso de fluido se logracasi siempre mediante intercambio de calor entre el fluido que se calienta y el quese enfría, seguido de una expansión. Esta expansión puede tener lugar a travésde un dispositivo de estrangulamiento (expansión iseltápica), mediante laconsiguiente reducción de la temperatura o mediante un dispositivo productor detrabajo (expansión isentrópica), donde hay reducción de temperatura y entalpía.

Se sabe que si una corriente fluida que pasa por un tubo, se encuentra con unobstáculo que motiva un estrechamiento brusco de la sección transversal delmismo. El efecto de caída de presión de la corriente fluida a través del obstáculose denomina estrangulamiento

Expansión Iseltálpica: Este corresponde a un proceso termodinámico que serealiza sin cambios en la Entalpía, un proceso como este que utiliza la formaisentálpica para lograr temperaturas criogénicas es conocido como Ciclo de Linde.

En un proceso de refrigeración continua no se tiene acumulación de refrigerantesen ninguna parte del sistema, esto es contrario al proceso de licuefacción del gas,donde se acumula líquido, que después tiene que ser retirado, por lo que elsistema de licuefacción experimenta un desequilibrio en el flujo en losintercambiadores de calor, mientras que el sistema de refrigeración opera por logeneral con un flujo equilibrado en los intercambiadores de calor, excepto cuandouna parte del flujo se desvía hacia un expansor productor de trabajo

Proceso de Refrigeración En el sentido técnico, refrigeración significa mantenerun sistema a temperatura menor que la de sus alrededores. Esto no puedesuceder de forma natural, de modo que debe emplearse un dispositivo quepermita lograr lo anterior. Refrigeración es el proceso por el que se reduce latemperatura de un espacio determinado y se mantiene esta temperatura baja Larefrigeración evita el crecimiento de bacterias e impide algunas reaccionesquímicas no deseadas que pueden tener lugar temperatura ambiente. La eficaciadel hielo como refrigerante es debida a que tiene una temperatura de fusión de 0C y para fundirse tiene que absorber una cantidad de calor equivalente a 333,1(KJ/kg) El dióxido de carbono sólido, conocido como hielo seco o nieve carbónica,también se usa como refrigerante. A la presión atmosférica normal no tiene faselíquida, y sublima directamente de la fase sólida a la gaseosa a una temperatura

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de -78,5C. La nieve carbónica es eficaz para conservar productos a bajastemperaturas mientras dura su sublimación

En la refrigeración mecánica se obtiene un enfriamiento constante mediante lacirculación de un refrigerante en un circuito cerrado, donde se evapora y se vuelvea condensar en un ciclo continuo. Si no existen pérdidas, el refrigerante sirve paratoda la vida útil del sistema. Todo lo que se necesita para mantener el enfriamientoes un suministro continuo de energía y un método para disipar el calor. Los dostipos principales de sistemas mecánicos de refrigeración son el sistema decompresión, empleado en los refrigeradores domésticos grandes y en la mayoríade los aparatos de aire acondicionado, y el sistema de absorción, que en laactualidad se usa sobre todo en los acondicionadores de aire por calor, aunque enel pasado también se empleaba en refrigeradores domésticos por calor .Larefrigeración se puede obtener por comprensión y por absorción

1.- Sistema de Refrigeración por Compresión . Este es uno de sistema derefrigeración que más se emplea En las máquinas de este tipo constituye la partecentral del sistema la bomba o compresor, que recibe vapor a baja presión y locomprime. Con esta operación se elevan considerablemente la presión y latemperatura del vapor. Luego, este vapor comprimido y calentado fluye por el tubode salida del condensador térmico, donde el vapor cede su calor al agua o aire fríoque rodea al condensador. En esta forma su temperatura desciende hasta el puntode condensación, y se convierte en líquido con la correspondiente liberación decalor que ocurre en estos casos. El agente frigorífico, en estado líquido, pasa delcondensador hasta un receptáculo y de allí fluye por un conducto o válvula, o eltubo reductor, disminuye la presión del líquido a medida que fluye dentro delvaporizador para enfriarlo. Este vaporizador se haya en el espacio que desearefrigerar. El aire tibio de este recinto le transmite, por contacto, al vaporizadorparte de su calor, y hace que el líquido se evapore. Como se ve este nuevocambio de estado, de líquido a vapor, se efectúa aumentando la temperatura. Acontinuación, aspira el compresor, por el tubo de succión, el vapor caliente delevaporador, y, después de volverlo a comprimir, lo impulsa al condensador.

2.- Sistema de Refrigeración por Absorción Aquí se consigue el enfriamientomediante la energía térmica de una llama de gas, de resistencias eléctricas, o dela condensación del vapor de agua a baja presión. La instalación tiene una seriede tubos de diversos diámetros, dispuestos en circuito cerrado, los cuales estánllenos de amoniaco y agua. El amoniaco gaseoso que hay en la instalación sedisuelve fácilmente en el agua, formando una fuerte solución de amoniaco. Alcalentarse ésta en la llama de gas, o por otro medio, se consigue que el amoniacose desprenda en forma de gas caliente, lo cual aumenta la presión cuando estegas se enfría en el condensador, bajo la acción de agua o aire frío, se produce lacondensación y se convierte en amoniaco líquido. Fluye así por una válvula dentrode evaporador, donde enfría el aire circundante absorbiendo el calor de éste, locual produce nuevamente su evaporación. A continuación, entra el amoniaco, enestado gaseoso, en contacto con el agua, en la cual se disuelve. Tanto el sistemade enfriamiento por absorción como el de compresión, están basados en los

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cambios de estado del agente frigorífico. Ambos sistemas tienen condensador,vaporizador y el medio adecuado para crear la presión necesaria que motive lacondensación

Las plantas de refrigeración por absorción también pueden ser utilizadas pararecuperar etano y otros componentes más pesados del gas. Las plantas deabsorción con una alta eficiencia pueden recuperar 40% de etano y 90% depropano y todos los hidrocarburos más pesados del gas. Como conclusión paralos productos refrigerados se puede indicar lo siguiente:

1.- El manejo de productos refrigerados es una técnica, que debido al auge delgas natural tiene que desarrollarse en el país.

2.- Para almacenar grandes volúmenes de gas licuado se requiere de una plantade refrigeración y un sistema de recobro de vapores que haga la operación seguray económica.

3.- El almacenaje de productos refrigerados ha provisto a la industria del métodomás económico y seguro par almacenar grandes cantidades de gas en estadolíquido.

4.-El tanque refrigerado es el elemento clave de una planta de refrigeración

5.- En la operación de un tanque refrigerado es muy importante poner especialatención al control de presión dentro del recipiente al de temperatura en el fondopara prevenir daños mayores al equipo.

6.- La mezcla de productos refrigerados con gran diferencia en sus respectivospuntos de ebullición puede ser una actividad riesgosa y en muchos casos hacausado graves accidentes.

7.- A diferencia del manejo de líquidos estables a temperatura ambiente, en elcaso de productos refrigerados el sistema va estar afectado por la condiciónestática o dinámica del fluido.

8.- Los buques que transportan productos refrigerados, poseen instalacionessimilares a las existentes en las plantas de almacenaje.

El refrigerante gaseoso se comprime a la temperatura ambiente al tiempo querechaza literalmente el calor de manera isotérmica hacia un fluido enfriante. Elrefrigerante comprimido se enfría en un intercambiador de calor mediante lacorriente retorna a la entrada del compresor hasta que alcanza la válvula deestrangulamiento. En el enfriamiento Joule- Thompson, una expansión adicionalreduce la temperatura, hasta que, el régimen permanente, como una parte delrefrigerante pasa ala fase líquida, a la temperatura ambiente.

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Cuando se trata de un sistema de licuefacción de Linde, la porción licuada seretira de manera constante del depósito, y solo se calienta la porción no licuadadel fluido en el intercambiador de calor a contracorriente, regresando después alcompresor. La fracción que se licua se obtiene por aplicación de la primera lye alintercambiador de calor, la válvula Joule- Thompson y el depósito del líquido, conlo que se obtiene lo siguiente:

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Aquí (hf) es la entalpía específica del líquido que se extrae. Es necesario tener encuenta que el licuefacción máxima se obtiene cuando (h1 y h2) se refieren a lamisma temperatura, además el refrigerante utilizado en el proceso debe de teneruna temperatura crítica por debajo de la temperatura ambiente; en consecuencia,no es posible tener licuefacción por compresión directa, además, la temperaturade inversión del refrigerante debe encontrarse por encima de la temperaturaambiente.

Expansión Isentrópica . Cuando en un proceso se tiene una expansiónproductora de trabajo, siempre se reduce la temperatura del fluido, luego se puedededucir que el enfriamiento no depende de que haya disminución de la temperarade inversión anterior a la expansión, este proceso se denomina expansiónisentrópica

Proceso de Licuefacción del Gas Natural Todos los gases pueden pasar alestado líquido, siempre que lo permitan la temperatura a la que esta sometido y lapresión que soporte. Los gases denominados permanentes se caracterizan portener una temperatura crítica baja, lo que obliga a utilizar procedimientosespeciales para alcanzar el estado líquido; además a causa de las temperaturasque hay que alcanzar, no se puede contar con una fuente fría exterior al sistema,que pueda extraerle el calor necesario para llevar el cambio de estado. Lalicuefacción de los gases de los gases se sustenta en lo siguiente:

a.- Efecto de Joule /Kelvin , que aprovecha el descenso de temperaturaproducido por la expansión de los gases reales, debido a que el trabajo en dichoproceso se efectúa a costa de la energía del sistema, por lo que se conocetambién con el nombre de licuación del aire a expensas del trabajo interno, bas delprocedimiento de Linde

El Método de Linde que se basa en el enfriamiento que produce el fenómeno deestrangulación de una vena fluida, a expensar de la energía del sistema, efectoJoule /Kelvin.

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b.- La Expansión en un cilindro para producir un trabajo exterior que recuperaparcialmente el consumido en la compresión se conoce como Licuación del airerealización de trabajo exterior, base del procedimiento de Claude.

El Método de Claude , que es una modificación del método de Linde, en el que elenfriamiento se logra mediante una expansión adiabática lo más isentrópicaposible, con producción de trabajo exterior del mismo gas a licuar, que recuperaparcialmente el consumido en la compresión.

La técnica del proceso de licuación de gases consiste en enfriarlos a unatemperatura inferior a la crítica y someterlos a una compresión isoterma quedependerá del grado de enfriamiento logrado, aunque siempre superior al valor dela presión crítica. El enfriamiento es más intenso que el producido por unamáquina frigorífica lo que hace inútil su empleo en estos procesos, no quedandootro recurso que acudir a la expansión del propio gas, bien sea a través de unaválvula que impida la transformación de la pérdida de presión en energía cinética,efecto de Joule- Thompson, o expansión a entalpía constante, o bien aquella paraproducir un trabajo externo que permita recuperar en parte a la energía gastada enla compresión

El proceso de licuefacción de gas natural requiere de la construcción de unaplanta especial. Esta planta utiliza tecnología criogénica para enfriar el gas naturala temperaturas bajo cero (menos 163 C) para convertirlo en líquido, almacenarlo yembarcarlo. El (GNL) ocupa un volumen de aproximadamente 1/600 del volumenequivalente de gas natural (donde con gas natural entra 1 unidad, con gas naturallicuado entran 600 unidades). Ésta es la principal razón por la que el GNL) es lafuente de energía preferida en términos de almacenamiento y transporte. Undiseño de una planta como esta debe de incluir lo siguiente:

a.-Recepción del Gas de Alimentación; Separación de líquido del Gas yReducción de Presión: Esta unidad tiene que ser diseñada de forma tal que estéen capacidad de separar y almacenar cualquier líquido que pudiera permaneceren la tubería de suministro de gas luego de las pruebas hidrostáticas iniciales. UnTanque Reductor de Presión de Entrada removerá cualquier líquido libre quepudiera quedar en la tubería. En la figura 18 se presenta un equipo que debe decumplir las funciones señaladas, para hacer operativo el procedimiento y diseñode la planta.

b.- Remoción de Dióxido de Carbono y Agua del Gas d e Alimentación LaUnidad de Remoción del Gas Ácido removerá el dióxido de carbono del gasnatural a su llegada de la Unidad de Recepción del Gas de Alimentación El dióxidode carbono, de no ser retirado, se congelaría en el proceso criogénico de convertirel metano gaseoso en metano líquido, bloqueando el flujo del proceso. Latecnología para la remoción del gas ácido del gas natural utiliza MetiloDietanolamina Activado (MDEA), una amina terciaria.Figura 18: Equipo de Recepción del Gas de Alimentac ión

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.

c.-Unidades de Deshidratación del Gas y Absorción d e Carbono Esta eliminael agua del gas natural, la unidad utiliza una configuración de tamizado molecularde 3 capas - dos de ellas operan en el modo absorción, mientras que la terceraestá siendo regenerada. Cada capa del tamiz molecular es regenerada cada 24horas. La Unidad de Deshidratación seca el gas hasta que contenga menos de 1parte por millón (ppm, V) de agua para prevenir que los hidratos de gas secongelen y obstruyan la unidad de licuefacción criogénica. Se incluirá unaSolución de Absorción de Carbón Activado como medida de seguridad, a fin degarantizar la remoción de cualquier metal pesado contenido en el gas dealimentación. Los metales pesados pueden causar problemas de corrosión en loscomponentes de aluminio del equipo de licuefacción.

d.- Instalación de Refrigeración y Licuefacción : En este caso el proceso derefrigeración empleado utiliza dos tipos de ciclos de refrigeración para pre-enfriar ylicuar el gas de alimentación. El gas de alimentación es primero pre-enfriadousando propano refrigerante en cuatro niveles distintos de presión descendente yniveles de temperatura. Luego del pre-enfriamiento, el gas de alimentación ingresaal principal intercambiador de calor criogénico Aquí el gas de alimentación esenfriado aún más y luego es condensado totalmente La presión del (GNL) quesale del tamiz es reducida por una válvula de control y es luego enviada a lostanques de almacenamiento de (GNL), el cual ingresa a los tanques dealmacenamiento a una presión de 15,7 (lpca) y una temperatura de (-163,1C)

e.- Almacenamiento de LNG y refrigerantes - Cada uno de los dos tanques dealmacenamiento de (LGN) de contención simple tiene una capacidad de 130000

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Los tanques tendrán un área de contención secundaria común, deacuerdo a lo requerido por el estándar El propano y el etileno a ser utilizados parala preparación de los refrigerantes serán almacenados por separado en tanquesde almacenamiento horizontales tipo bala. Habrá dos tanques bala presurizadospara el almacenamiento de propano, con una capacidad de almacenamiento de

602 cada uno, y dos tanques bala presurizados para elalmacenamiento de etileno, aislados con camisa exterior de vacío, con una

capacidad de almacenamiento de 200 cada uno.

f.- Servicios Públicos e Infraestructura La planta será autosuficiente en cuantoa servicios de agua y electricidad se refiere. Los turbogeneradores accionados congas natural proporcionarán energía eléctrica. Habrá una planta desalinadora deagua de mar para suministrar agua requerida para el proceso y agua potable.Durante el primer año de construcción (Fase 1), mientras que la plantadesalinadora esté siendo construida, se utilizará el agua de la parte baja del RíoCañete u otra fuente para controlar el polvo que podría generarse durante lostrabajos de preparación del terreno. Para beber, se utilizará agua embotellada.Todos los desechos líquidos o sólidos generados serán tratados adecuadamenteantes de su disposición final. Adicionalmente, se contará con sistemascontraincendios y sistemas de antorchas y venteo para brindar la protecciónnecesaria en caso que se produzca algún problema o emergencia en la plantadurante el arranque y las operaciones.

Análisis Termodinámico de Sistema de Refrigeración y Licuefacción : En unequipo o un proceso complejo a baja temperatura la medición de la calidadtermodinámica es su reversibilidad. La segunda ley de la termodinámica, o másprecisamente, el incremento de la entropía, es una guía adecuada para conocer elgrado de irreversibilidad asociado con tal equipo o proceso. Aunque, para tener unpanorama más claro y preciso de lo que significa ese incremento de entropía, hallegado a ser conveniente relacionar este análisis con el trabajo adicional, que serequiere para superar estas irreversibilidades. La ecuación para este análisis es:

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En este caso el trabajo total es la suma del trabajo irreversible más la suma de laspérdidas en las diferentes etapas del análisis.

La importancia del fraccionamiento y extracción de líquidos del gas natural, cadadía toma más importancia, en nuestra República Bolivariana de Venezuela, lasplantas de fraccionamiento y extracción realizan mejoras para incrementar no solola cantidad de volumen, sino también su calidad, en una entrevista uno de losvoceros de PDVSA, indicaba a la prensa:

Las operaciones en el circuito de procesamiento de gas del Oriente del país hanalcanzado un ritmo estable, con la vuelta a la normalidad en las plantas deextracción de líquidos de Jusepín y Santa Bárbara (Monagas) y de San Joaquín(Anzoátegui), así como en la Planta de Fraccionamiento ubicada en el ComplejoIndustrial de Jose, todas ellas indispensables para el abastecimiento del mercadointerno y la colocación de líquidos de gas natural en los mercados internacionales.

Señala también el vocero que entre las inmediatas consecuencias positivas delretorno de las operaciones en Pdvsa Gas, destaca la reconquista de los mercadosinternacionales con las exportaciones hechas desde el Terminal Marítimo de Jose,al cierre del mes de marzo. Según el gerente de fraccionamiento del Criogénico, elbalance no puede ser mejor, “por cuanto los clientes internacionales regresaron enbreve tiempo. Señaló que en marzo se despacharon 33 buques gasíferos yactualmente se cubre, sin problemas, la demanda de clientes de Ecuador (33,4%);de Perú (1,2%); de Estados Unidos (38,9%); del Caribe (12,8%); de Europa(1,9%); de Asia (2,4%) y de Centro América (9,4%).. Si se compara esta cifra dedespacho de buques con noviembre de 2002, que alcanzó un total de 34tanqueros gasíferos atendidos, se apracia rápidamente que la normalidad haregresado.

También, se informó que los rangos de producción de líquidos de gas natural seubican en niveles aproximados al mes de noviembre de 2002, al alcanzar enmarzo una producción de 132 mil barriles diarios (132 MBND) En total, laproducción del primer trimestre de este año alcanzó los 8,4 millones de barriles delíquidos de gas natural, fraccionados en la planta criogénica de Jose, con lasiguiente distribución porcentual: 48,00% de propano; 17,7% de normal-butano;11,9% de iso-butano; 5,4% de pentano; 15,0% de gasolina natural y 2% deresidual.

El vocero indico que el fraccionamiento igualmente, que en marzo sedespacharon 1.458 gándolas cargadas con propano para atender, por víaterrestre, la demanda interna. Se trata de un verdadero record porque en

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noviembre de 2002, cuando la situación registraba normalidad se despacharondesde el llenadero de camiones de Jose un total de 1.132 gandolas”.

Como se sabe, el fraccionamiento de los líquidos de gas natural (propano,pentano, isobutano y normal-butano), indispensables para ayudar almantenimiento de operaciones en industrias y empresas petroquímicas a escalanacional e internacional, descendió bruscamente cuando las plantas de extracciónde gas del circuito Anzoátegui y Monagas también se vieron afectadas con la bajaen la producción de crudo.

En el caso concreto de las plantas de extracción de líquidos de gas natural deJusepín y Santa Bárbara, éstas fueron forzadas a llevar al mínimo la capacidad desus trenes, cuando la producción de crudo en el Oriente alcanzó niveles bajoshistóricos en diciembre pasado, por tratarse de gas asociado presente en losyacimientos de crudo. Similar situación afectó la operatividad en la planta de SanJoaquín, enclavada a doce kilómetros de distancia de Anaco, en Anzoátegui. Peroel hecho fue subsanado en tiempo record, por lo que hoy día este circuito deplantas opera con total normalidad para producir los líquidos de gas natural queposteriormente son enviados para su fraccionamiento en el Complejo Criogénicode Jose, a través de un poliducto de 164 kilómetros de longitud. También seabastece la demanda de gas de la refinería de Puerto la Cruz, a fin de garantizarla producción de combustible para todo Oriente. Como conclusión es posibleseñalar que:

Los líquidos del gas natural (LGN), formados por etano, propano, butano y otroscomponentes hidrocarburos más pesados, son utilizados en el mercado internocomo combustible y materia prima (industria petroquímica entre ellas). Entre losclientes nacionales de la industria del Líquidos del Gas Natural (LGN) seencuentran: mercado interno de propano, Pequiven, Refinería de Puerto La Cruz,Refinería El Palito, las plantas de Carenero, Guamache, Punta Cardón y SuperOctanos; así como el mercado doméstico, en especial las zonas populares.

Por otro lado 31% de la producción de este hidrocarburo abastece los mercadosinternacionales: Cuba, países del CARICOM, EEUU., México, Chile, Brasil,Curazao, Puerto Rico y Europa. La capacidad total de procesamiento de (LGN) enel país es de 2.660 (MMPCND), estimándose la demanda para el año 2005 en 35mil barriles normales diarios (35 MBND) siendo el consumo promedio 36kg./persona.

Infraestructura de LGN:3 plantas de fraccionamiento: Jose, Ulé y Bajo Grande.3 plantas de extracción: San Joaquín, Santa Bárbara y Jusepín.3 muelles de embarque: Jose, La Salinas y Bajo Grande.Existen 85 plantas de llenado que cubren casi todo el país y que surten a 230empresas privadas distribuidoras y comercializadoras de gas.

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