planta de tratamiento de gas natural original

PLANTA DE TRATAMIENTO

DE GAS NATURAL

CAPITULO I

1. RESUMEN EJECUTIVO

Este proyecto tiene como principal objetivo el tratamiento del gas natural proveniente del subsuelo boliviano mediante el establecimiento de una planta, que cuente con todos los insumos y toda la tecnología para hacer realidad el mismo.

Esta planta debe responder a la elevada demanda que presenta el gas natural actualmente en Bolivia, tanto como la exportación que se realiza del mismo hacia Brasil y Argentina como para el consumo nacional en los hogares bolivianos, ya que nos encontramos en una etapa en la cual el GLP está en escasez debido al contrabando que existe hacia los vecinos países.

El gas natural no estabilizado o no tratado proveniente del subsuelo boliviano, específicamente de los pozos de los Campos Santa Rosa, Santa Rosa Oeste, Palometas y Junín, será sometido a un proceso de purificación para que así puedan cumplir con estándares internacionales de calidad, para que de esta manera pueda ser exportada o utilizada dentro de los hogares Bolivianos.

Este proceso de tratamiento seguirá muchos pasos pero los 4 pasos más importantes dentro del proceso serán los siguientes:

Unidad de Separación Primaria Unida de Aminas Unidad de Dew Point Unidad de Compresión Residual

La planta de tratamiento de gas, tendrá una capacidad estimada de 60 MMSCFD (Millones de pies cúbicos por día), operando a diferentes temperaturas según la unidad en la que se encuentre el proceso de tratamiento del gas.

El gas natural será transportado al exterior del país y dentro del país mediante gasoductos que cumplan normas y estándares de seguridad, ya que las distancias a recorrer serán extensas.

Para terminar este pequeño resumen, citamos algunos importantes usos del gas natural estabilizado en la planta:

Producción de Formaldehido Producción de Hidrógeno Producción de Urea Producción de Amoniaco

o Ureao Acido Nítricoo Nitrato de Amonio

Gas de Síntesis

2. INTRODUCCION

El gas natural es una mezcla de gases compuesta principalmente por metano. Se trata de un gas combustible que proviene de formaciones geológicas, por lo que constituye una fuente de energía no renovable.

Además de metano, el gas natural puede contener dióxido de carbono, etano, propano, butano y nitrógeno, entre otros gases. Estos componentes hacen que el uso del gas natural sea contaminante.

Además de su presencia en yacimientos fósiles, el gas natural puede obtenerse a partir de la descomposición de los restos orgánicos. Este proceso es promovido en plantas de tratamiento especializadas que producen el denominado biogás.

El Gas Natural es una fuente de energía no renovable, ya que se trata de un gas combustible que proviene de formaciones ecológicas que se encuentra conformado por una mezcla de gases que mayormente suelen encontrarse en yacimientos de petróleo, solo, disuelto o asociado con el mismo petróleo y en depósitos de carbón.

Aunque también se utiliza como materia prima en la industria química, el principal uso del gas natural es como combustible. De los combustibles fósiles el gas natural es el más limpio, ya que tiene una proporción de hidrógeno/carbono mayor que en el resto de combustibles con lo que las emisiones de CO2 en la combustión son inferiores en un 30 a 45% a las del

http://definicion.de/gas-natural/

http://www.definicionabc.com/general/gas-natural.php

http://definicion.de/gas

petróleo y el carbón. Además, para su utilización final se han desarrollado equipos y nuevas tecnologías con elevados rendimientos. Teniendo en cuenta las altas eficiencias de los procesos de combustión del gas natural y las avanzadas tecnologías de recuperación de calor en los mismos, las proporciones de contaminación emitidas finalmente son aún menores.

El proceso de extracción y procesado no tiene apenas repercusión ambiental. En cuanto al transporte y distribución, se puede transportar como gas natural licuado en buques metaneros, para lo cual el gas sufre un proceso de licuefacción y posterior regasificación que requiere un consumo adicional de energía; o bien mediante gaseoductos en cuya construcción se procura también que el impacto ambiental sea mínimo, quedando estos soterrados.

Utilidades

El gas natural tiene diversos usos en lo social, industrial, comercial y residencial, así como también para el transporte de pasajeros y la generación eléctrica. Ofrece amplias ventajas en el ahorro energético y en procesos industriales que requieren de ambientes limpios, procesos controlados y combustibles altamente eficientes. A continuación se muestra la utilidad del gas natural en cada uno de los sectores:

Sector Social El desarrollo de la industria del gas metano en nuestro país, que en la cuantificación económica de su cadena de valor ha respondido al criterio de lo “justo y razonable” (justo en la medida que su precio promueva la racional recuperación de todas las inversiones efectuadas para su explotación y entrega a consumidores, y razonable, en la medida que su costo de entrega pueda ser asumido por los consumidores sin ocasionar desequilibrios en su perfil económico y financiero) ha generado y genera beneficios fundamentales para el conglomerado social, como ser:

Al representar el gas natural una materia energética con precios internos muy competitivos, su utilización genera ahorros de recursos importantes en los consumidores (cualquiera sea su tipo) que pueden destinarse a otras formas de consumo o inversión, lo cual constituye una verdadera e implícita redistribución del ingreso, que en caso de las personas naturales incrementa su bienestar económico, y en el caso de personas jurídicas, supone la disminución de los costos operacionales.

Sector Industrial

El gas natural puede reemplazar ventajosamente a otros combustibles y puede ser utilizado como materia prima. Es altamente eficiente en la fabricación de la cerámica, el cemento y el vidrio. En la industria siderúrgica el gas natural es usado como reductor en lugar del coque, y en la petroquímica en la producción de fertilizantes, metanol, entre otros.

Fabricación de Vidrio

Plantas Cementeras

Motores de Cogeneración

Fundición de Metales

Horno de Fusión

Combustible que Puede Sustituir

CarbónFuel Oil

ElectricidadDiesel

Gas LicuadoGasolinaKerosene

LeñaAplicación/Proceso

Industria del cementoGeneración de vapor

SecadoIndustria de alimentosTratamientos térmicosSistema de calefacciónGeneración eléctrica

Cocción de productos cerámicos

Temple y recocido de metalesCogeneración

Fundición de metalesProducción de petroquímicos

Hornos de fusión

Sector Comercial

En el sector comercial el gas natural se utiliza como combustible en restaurantes, panaderías, lavanderías, hospitales, entre otros.

Lavanderías Hornos


CarbónFuel Oil

ElectricidadGas Licuado

KeroseneAplicación/Proceso Aire acondicionadoCalefacción central

Cocción/preparación alimentos

Agua caliente


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Sector Doméstico

El gas natural también se utiliza en los hogares para la cocina, el servicio de agua caliente y la calefacción.

SecadoraAire

Acondicionado

Calentador de Agua

KeroseneLeña

ElectricidadGas Licuado

Aplicación/Proceso

CocinaCalefacción

Calentadores de AguaAire Acondicionado

Secadora

Generación Eléctrica

El gas natural se ha convertido en el combustible más económico para la generación de electricidad y ofrece las mejores oportunidades en términos de aumento de rendimiento y reducción del impacto ambiental.


CarbónFuel Oil

Aplicación/Proceso

Cogeneración EléctricaCentrales Térmicas

Sector Automotriz

Generalmente se utiliza el gas natural comprimido (GNC), también conocido con el nombre de gas natural vehicular (GNV) como combustible en vehículos con motores de combustión interna en reemplazo de las gasolinas; tiene bajo costo y menor incidencia en la contaminación ambiental.

Taxis, autobuses


GasolinaDiesel

Aplicación/Proceso

TaxisAutobuses

3. ANTECEDENTES

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http://www.enagas.gob.ve/imagenes/utilidad/g-secadora.png

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Las reservas cuantificadas y certificadas de gas natural de Bolivia ascienden a 19,9 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) y cubren toda la demanda interna y los compromisos de exportación con Brasil y Argentina hasta 2026, con este potencial, el consumo del mercado interno y los compromisos de exportación a Brasil y Argentina están ciento por ciento garantizados.

La cuantificación y certificación de las reservas nacionales, efectuada por la certificadora internacional Ryder Scott, precisa, al 31 de diciembre de 2009, la existencia de 9,94 TCF de Reservas Probadas de gas natural (P1), 13,65 TCF con las Reservas Probadas más Probables y 19,9 TCF, entre Probadas (P1), Probables (P2) y Posibles (P3). El país cuenta además con 487.593,5 miles de barriles de condensado (asociado a la producción de gas natural) y 18.650,56 miles de barriles de petróleo (Mbbl) entre reservas probadas, probables y posibles.

El total de la demanda generada en Bolivia y los mercados de exportación en los próximos 16 años será de 14,8 TCF, de acuerdo a un balance oficial que establece un consumo histórico promedio de 0,5 a poco más de un 1 TCF, por año, en función de la evolución de los requerimientos. Del total de los 19,9 TCF se deduce una oferta de, al menos, 15,5 TCF, de acuerdo con parámetros internacionales que consignan la estimación del 100% de las reservas probadas, más 50% de las reservas probables y 10% de las reservas posibles: 9,94 TCF (100% de reservas probadas), 1,9 TCF (50 % las reservas probables), 0,63 TCF (10% de reservas posibles) 0,53 TCF de recursos contingentes; 0,82 TCF de campos sin certificar en producción y 1,72 de nuevos prospectos exploratorios en ejecución.

Las reservas son dinámicas, no estáticas ya que en los dos últimos años, más de 3 TCF se derivan de campos sin certificar en producción y nuevos prospectos exploratorios en ejecución, como son los campos: Sararenda a cargo de YPFB Andina; Aquio (Total); Carrasco Este (YPFB Chaco), Boa (YPFB Andina); Vuelta Grande Profundo (YPFB Chaco); Ibibobo (BG Bolivia, Tajibo Sur (Pluspetrol) y Timboy (YPFB Petroandina SAM). Hacia 2026, YPFB prevé la expansión del mercado interno y el cambio de la matriz energética requerirá de 3,1 TCF para masificar el uso del gas domiciliario y el Gas Natural Vehicular (GNV).

También, la puesta en marcha de las plantas de extracción de licuables de gas natural en Río Grande y Gran Chaco e impulsar todos los proyectos de industrialización en el país, como la planta de fabricación de urea con 0,4 TCF. Lo mismo, la transformación de gas en diesel (GTL) con 0,6 TCF, y el proyecto de procesamiento de hierro en el Mutún con 0,6 TCF. En ese marco, la estatal petrolera sostiene que Bolivia está en condiciones plenas de suficiencia para satisfacer la exportación de gas natural.

Se calcula que el mercado brasileño, el más potente de Sudamérica, demandará 5,9 TCF, en función al contrato GSA con Petrobras, vigente hasta 2019, asimismo, el mercado argentino requerirá 4,1 TCF hasta 2026, de acuerdo con el contrato establecido con Enarsa en 2004 y la adenda pactada en 2010.

El actual nivel de reservas de propiedad de todo el pueblo boliviano, a partir del proceso de nacionalización de los hidrocarburos (2006), alcanza para al menos 16 años y tres campañas de exploración en el territorio nacional, a fin de sumar nuevas reservas y mayor producción. YPFB ejecuta este año una agresiva política de exploración y explotación con una inversión programada de 1.163 millones de dólares.

YPFB Corporación se ha planteado dos grandes desafíos: implementar el Plan de Inversiones 2011 – 2015 con una inversión de $us. 9.351,4 millones. Sólo este año, se programó una ejecución de $us 1.814 millones, de los cuales $us 1.163 serán destinados por prioridad al desarrollo de una agresiva campaña de exploración y explotación para incrementar reservas y producción nacional.

La mayor inversión está a cargo del Estado y se canaliza a través de YPFB Corporación y sus empresas subsidiarias que participan tanto en el upstream como en el downstream.

Bolivia posee un inmenso potencial hidrocarburífero. El Plan de Exploración de YPFB ha establecido el potencial Gasífero de 54 TCF y el potencial Petrolífero de 1.409 MMBbl. Al presente, el país cuenta con 68 áreas bajo reserva, entre libres y reservadas, en zonas tradicionales y no tradicionales donde se están desarrollando tareas de exploración y explotación de hidrocarburos.

El desarrollo de campos en producción en Bolivia, sobre todo los mega campos que aportan el 83 por ciento de la producción nacional se dinamizará con una

inversión de más de 3.254 millones de dólares hasta 2015. La producción nacional de gas se elevará hasta 71 MMmcd en los próximos tres años.

4. JUSTIFICACION

Se llevará a cabo este proyecto para poder abastecer la elevada demanda de gas que existe actualmente en el país, generado por la escasez de GLP por la que está atravesando Bolivia desde hace ya 8 años, momento en el cual los automóviles empezaron a utilizar el mismo como fuente de combustible.

Luego de este proceso de escasez de GLP en Bolivia, se promovió la conversión de estos vehículos a gas natural comprimido (GNC), lo cual generó una mayor demanda de gas natural en el país, pero alivianó la escasez de GLP. El mismo era utilizado en casi todos los domicilios del pueblo Boliviano, ya que aun no se contaba con el gas natural domiciliario como fuente de combustible, es por este motivo que la escasez de GLP generó muchos problemas en ese entonces.

Con la llegada del gas natural domiciliario, se redujo aun más la demanda del GLP en Bolivia, incluso el primer año se promovió la instalación de gas natural domiciliario y gas natural vehicular, es decir el gobierno puso un costo de instalación 0 en ambos casos, lo que ayudo a que muchos vehículos y hogares hicieran el cambio de combustible respectivo a Gas Natural.

El gas natural es un combustible de alto poder calorífico que no contamina de gran manera al medio ambiente y si lo hace, lo hace en cantidades mucho menores que otros combustibles, como ser:

Leña Carbón Gasolina Diesel Kerosene Otros

Con la conversión de autos y hogares a gas natural, urge un proceso de purificación del gas del subsuelo para cubrir esta nueva demanda generada por ambos casos, además de tener la demanda ya generada por la exportación que viene realizando el país a los vecinos países de Brasil y Argentina.

La implementación de una planta de tratamiento de gas natural podrá contrarrestar la creciente demanda de gas natural en el país, para este propósito se realizarán grandes inversiones que podrán ser justificados con los resultados a ser obtenidos. Para la instalación e implementación de este tipo de plantas de antemano se deberá contar con equipos de última tecnología, los cuales deberán alcanzar una alta eficiencia, para de esta manera

puedan completar el objetivo de tratamiento completo del gas no estabilizado proveniente del subsuelo boliviano.

De igual manera se pretende invertir en la seguridad dentro de la planta, esto debido al peligro que conlleva el contacto con este inflamable combustible, el cual puede causar daños masivos al medio amiente si no es monitoreado y controlado de manera eficiente. El gas natural produce mucho menos CO2 que otros combustibles como los derivados del petróleo, y sobre todo el carbón. Además es un combustible que se quema más limpia y eficazmente.

La razón por la cual produce poco CO2 es que el principal componente, metano, contiene cuatro átomos de hidrógeno y uno de carbono, produciendo 2 moléculas de agua por cada una de CO2, mientras que los hidrocarburos de cadena larga (líquidos) producen sólo 1 molécula de agua por cada 1 de CO2

(recordemos que el calor de formación del agua es muy alto).

El CO2 y los otros hidrocarburos; etano, propano, butano, expulsados a la atmósfera por el gas producen una reacción solar menos energética.

5. OBJETIVOS

Objetivo General

Diseñar una planta que cumpla con todos los estándares, para el tratamiento del gas no estabilizado proveniente del subsuelo boliviano, de manera que el mismo pueda ser utilizado por toda la población y asimismo exportado a los vecinos países de Brasil y Argentina.

Objetivos Específicos

Realizar los cálculos correspondientes para el diseño de los balances de masa y energía.

Estudiar el mercado del gas natural en Bolivia y en el mundo en la actualidad para justificar el diseño de la planta.

Diseñar los equipos más importantes en el proceso de purificación del gas natural proveniente del subsuelo.

Obtener un gas natural que cumpla estándares de calidad mundial para su exportación, generando divisas que ayuden al desarrollo de nuestro país, además de llevar el mismo a todos los hogares bolivianos a precios accesibles para todos.

http://es.wikipedia.org/wiki/Mol%C3%A9cula

http://es.wikipedia.org/wiki/Carbono

http://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%B3geno

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81tomo

http://es.wikipedia.org/wiki/Carb%C3%B3n

CAPITULO II

ESTUDIO DE MERCADO

Para este capítulo requerimos la ayuda de un buen estudio de mercado, el cual fue realizado y certificado por el grupo Index-Mundi en el año 2010, en este estudio podemos apreciar todos los volúmenes exportados, importados, producidos, consumidos, además de las reservas de gas de Bolivia y de todo el mundo hasta el año 2010.

Para poder corroborar los datos proporcionados por este estudio, se realizó la comparación de los mismos con algunos obtenidos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), al verificar los mismos pudimos apreciar que los volúmenes de gas son prácticamente los mismos que los que maneja el grupo Index-Mundi.

El gas natural estabilizado proveniente de la planta, será distribuido para su consumo dentro de los hogares bolivianos como fuente de combustible, también será utilizado como base para producir el GNC (Gas Natural Comprimido) que será utilizado como combustible para los vehículos del parque automotor boliviano. El mismo también será exportado a los países vecinos de Brasil y Argentina en grandes volúmenes, por lo que tenemos una gran demanda de gas natural en estos momentos, es por ese motivo que debemos realizar un buen estudio de mercado para así poder verificar los países a los cuales es factible la exportación del gas natural, así como poder verificar la demanda actual del mercado nacional e internacional del mismo, de manera que podamos calcular si se puede cubrir ambas demandas de manera que no haya escasez de gas dentro de Bolivia como prioridad.

Producción de Gas Natural en Bolivia

Esta cifra es el total de gas natural producido en metros cúbicos. La discrepancia entre la cantidad de gas natural producida y / o importada y la cantidad consumida y / o exportada se debe a la omisión de la variación de las reservas de inventario y otros factores de complicación.

La producción de gas dentro de Bolivia como podemos apreciar esta en ascenso, esto debido a las constantes exploraciones que se está realizando en busca de nuevas reservas de gas natural dentro del país.

Esperemos que estos números sigan en ascenso a lo largo de los años venideros de manera que podamos continuar generando divisas para el país, además de trabajo para la población boliviana.

Cuadro 1: Producción Gas natural en Bolivia en Miles de millones metros cúbicos

AñoGas natural - producción

PosiciónCambio

PorcentualFecha de la

Información

2004

4.050.000.000 46 2001 est.

2005

8.440.000.000 38 108,40 % 2004 est.

2006

6.720.000.000 42 -20,38 % 2003 est.

2007

10.050.000.000 36 49,55 % 2004 est.

2008

14.700.000.000 33 46,27 % 2007 est.

2009

14.700.000.000 34 0,00 % 2007 est.

2010

14.200.000.000 34 -3,40 % 2008 est.

2011

14.200.000.000 34 0,00 % 2008 est.

Fuente: CIA World Factbook

Gráfica 1: Tiempo vs Producción en Miles de millones metros cúbicos

Elaboración: CIA World Factbook

https://www.cia.gov/cia/publications/factbook/


Producción de Gas Natural en el mundo

A continuación mostramos los volúmenes de producción de gas natural de los principales países del mundo:

Cuadro 2 Producción Gas natural en el mundo


Reservas de Gas Natural en Bolivia

Esta variable es la cantidad total de reservas comprobadas de gas natural en metros cúbicos. Reservas comprobadas son las cantidades de gas natural que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, se pueden estimar con un alto grado de confianza que pueden ser recuperables comercialmente a partir de una fecha determinada, de yacimientos explorados, y bajo las condiciones económicas actuales.

A continuación podemos apreciar las reservas de gas de Bolivia desde el año 2003 hasta el presente año.

Cuadro 3: Reservas Gas natural en Bolivia en Miles de millones metros cúbicos

AñoGas natural -

reservas comprobadas

PosiciónCambio


Información

2003 727.200.000.000 27January

2002 est.

2004 727.200.000.000 27 0,00 %1 January

2002

2005 727.200.000.000 27 0,00 %1 January

2002

2006 679.600.000.000 30 -6,55 %1 January

2002

2007 679.600.000.000 30 0,00 %1 January 2005 est.

2008 750.400.000.000 29 10,42 %1 January 2008 est.

2009 750.400.000.000 29 0,00 %1 January 2008 est.

2010 750.400.000.000 29 0,00 % 1 January


2010 est.

2011 750.400.000.000 29 0,00 %1 January 2010

est.Fuente: CIA World Factbook

Gráfica 2: Tiempo vs Reservas de gas en Miles de millones metros cúbicos


Reservas de Gas Natural en el mundo

Cuadro 4: Reservas Gas natural en el mundo




Consumo de Gas Natural en Bolivia

Esta cifra es el total de gas natural consumido en metros cúbicos. La discrepancia entre la cantidad de gas natural producida y / o importada y la cantidad consumida


y / o exportada se debe a la omisión de la variación de las reservas de inventario y otros factores de complicación.

Como podemos apreciar en el cuadro siguiente, los consumos de gas natural en Bolivia ascendieron significativamente hasta el año 2008, de ahí en adelante el consumo tuvo un descenso notorio, debido a la escasez del mismo en el país.

Cuadro 5: Consumo de Gas natural en Bolivia en Miles de millones metros cúbicos

AñoGas natural - consumo

PosiciónCambio Porcentual

Fecha de la Información

2004

1.150.000.000 80 2001 est.

2005

1.150.000.000 80 0,00 % 2001 est.

2006

1.740.000.000 73 51,30 % 2003 est.

2007

2.140.000.000 74 22,99 % 2004 est.

2008

3.000.000.000 70 40,19 % 2007 est.

2009

3.000.000.000 73 0,00 % 2007 est.

2010

2.410.000.000 77 -19,67 % 2008 est.

2011

2.410.000.000 76 0,00 % 2008 est.


Gráfica 3: Tiempo vs Consumo de gas en Miles de millones metros cúbicos



Consumo de Gas Natural en el mundo

A continuación presentamos un detalle resumido del consumo de gas en el mundo, esto de los países con mayor consumo.

Cuadro 6: Consumo Gas natural en el mundo



Exportaciones de Gas Natural de Bolivia

Esta cifra es el total de gas natural exportado en metros cúbicos durante el periodo 2004-2011 a los vecinos países sudamericanos como Brasil y Argentina.

Cuadro 7: Exportaciones de Gas natural en el mundo

AñoGas natural -

exportacionesPosició

nCambio


Información

2004

2.900.000.000 24 2001 est.

2005

2.900.000.000 26 0,00 % 2001 est.

2006

2.900.000.000 26 0,00 % 2001 est.

2007

7.910.000.000 19 172,76 % 2004 est.

2008

11.700.000.000 18 47,91 % 2007 est.

2009

11.700.000.000 18 0,00 % 2007 est.

2010

11.790.000.000 18 0,77 % 2008 est.


2011

11.790.000.000 18 0,00 % 2010 est.


Gráfica 4: Tiempo vs Exportaciones de gas en Miles de millones metros cúbicos


Exportaciones de Gas Natural en el mundo

Para una comparación de las exportaciones realizadas por Bolivia con el resto del mundo, podemos apreciar el siguiente cuadro:





Importaciones de Gas Natural de Bolivia

En esta sección todos sabemos que la República de Bolivia no realiza ningún tipo de importación de gas natural de ningún país del mundo.

Debe ser una de las pocas cosas que Bolivia no importa y al contrario produce en gran cantidad para su exportación y para el abastecimiento nacional.

Importaciones: 0 metros cúbicos (2010 est.)Posición: --

Esta cifra es el total de gas natural importado en metros cúbicos.

Importaciones de Gas Natural en el mundo


Esta cifra es el total de gas natural importado en metros cúbicos.



CAPITULO III

MATERIAS PRIMAS Y SUMINISTROS

La principal materia prima en este proyecto de tratamiento del gas, es el gas no estabilizado proveniente del subsuelo boliviano, este gas puede ser encontrado en diferentes lugares inexplorados de Bolivia, especialmente en la provincia del Chaco perteneciente al departamento de Tarija, como también zonas parecidas al Chaco en el departamento de Santa Cruz.


Existen lugares geológicos similares e inexplorados en toda Bolivia, como el departamento de La Paz, Chuquisaca, al igual que en los departamentos de Santa Cruz y Tarija donde se podrían encontrar yacimientos de gas natural.

Una vez encontrados estos yacimientos, podemos obtener la materia prima tan valiosa como lo es el gas natural, este gas es un gas no estabilizado con contenidos de N2 y CO2, los cuales son contaminantes dañinos para el gas.

El proceso de tratamiento de gas, tiene por uno de sus objetivos el descenso de estos contaminantes a menos del 2% molar.

Como segunda materia prima, tenemos a nuestra Amina, la solución circulante de amina se usa para remover el exceso de dióxido de carbono del gas natural. La amina es excelente para este propósito, dado que absorbe el dióxido de carbono en altas presiones y moderadas temperaturas (en la torre contactora), y libera el dióxido de carbono en baja presión y alta temperatura (en la torre regeneradora). El carácter reversible del proceso hace posible regenerar de una manera continua la solución de amina y reutilizar la misma.

Varios tipos de amina se utilizan en la industria de proceso. Esta unidad ha sido diseñada para utilizar Gas/Spec CS-2010, amina formulada por Ineos Oxide con base de MDEA. Esta amina se diluye con agua tratada para formar una solución al 50% al peso.

El proceso de absorción del CO2 mediante la solución de la Amina Gas-Spec CS-2010 esta explicado en detalle más adelante.

A seguir tenemos como materia prima para el proceso de tratamiento de gas al agua en su estado de vapor, la cual será utilizada en la Torre Regeneradora de Amina, la misma tiene la principal función de regenerar a la solución de amina mediante el contacto con la misma absorbiendo el CO2 contenido en la solución de amina proveniente de la Torre Contactora.

También necesitaremos de una solución antiespumante para evitar cualquier formación de espuma durante la etapa de endulza miento del gas, es decir en la unidad de aminas.

Esta solución antiespumante puede ser inyectada antes del ingreso del gas a la Torre Contactora, en el separador Flash y antes del ingreso a la Torre Regeneradora de Amina.

Seguidamente precisaremos inyectar una solución denominada MEG (Monoetilenglicol), la cual tiene como objetivo principal, evitar la formación de

hidratos de carbono durante la etapa de Dew Point, o también denominado descenso de la temperatura de rocío del gas.

Precio Gas Natural Estabilizado o tratado Boliviano

CAPITULO IV

INGENIERIA DEL PROYECTO

DIAGRAMA DE BLOQUES

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

Unidad de Separación Primaria

El gas recolectado en los pozos de campo es enviado al Separador de Alta presión V-1000, en el cual se realiza una separación primaria entre el gas y los líquidos que pudieran traer las líneas de conducción de los pozos.

El gas de pozos separador es enviado al Filtro Separador de Entrada F-1003 previa regulación de presión a 950 / 900 psig. En este equipo se realiza una separación más fina del gas, donde se eliminan las gotas más pequeñas de líquidos que son

Unidad de Separación

Unidad de Aminas

Unidad de Dew Point

Unidad de Compresión

arrastradas en la corriente de gas a la salida del Separador de Alta presión V-1000. El gas filtrado ingresa en la Unidad de Aminas para proseguir con su tratamiento.

El líquido separado en el V-1000 es enviado al Separador de Baja Presión V-1001. Previo al ingreso al separador se produce un flasheo que reduce la presión de operación y genera la separación de los componentes más livianos de los más pesados. El separador V-1001 es trifásico por lo que se obtienen por separado el gas de flasheo, el condensado y el agua de formación.

El gas de flasheo es enviado al sistema de gas combustible mientras que los líquidos son separados y luego medidos para posteriormente juntarse con la gasolina producida en la Unidad de Dew Point y ser enviados al tanque de almacenamiento de crudo de la Batería Humberto Suárez Roca.

Unidad de Aminas

Antes que la corriente de gas de entrada, sea tratada con solución de amina, deberá ser filtrada, para remover cualquier niebla de líquido o partículas sólidas que puedan ser arrastradas. Este pre tratamiento ayuda a evitar problemas de formación de espuma, corrosión y contaminación de amina.

Para este propósito, el gas se filtra en el filtro coalescedor de entrada (F-2000), para remover las pequeñas gotas de líquido arrastrado, tales como aerosol o niebla, y partículas sólidas superiores a 0,3 micrones. El filtro coalescedor tiene dos cámaras. El gas entra a la cámara inferior, y fluye hacia arriba a través de los elementos filtrantes que están en la cámara superior. Cualquier partícula grande de líquido, será recogida en la base de la cámara inferior. Como el gas fluye a través de los elementos filtrantes, el líquido residual coalesce y forma gotas más grandes que caen hacia el fondo de la cámara superior. El líquido sale de la cámara superior e inferior a través de sendos controladores de nivel y fluye hacia el sistema de drenajes cerrados.

Las partículas sólidas, son capturadas y retenidas por los elementos filtrantes. A medida que las partículas sólidas se acumulan, los elementos filtrantes, comienzan a taponarse y la pérdida de carga a través del equipo se incrementa. Cuando la pérdida de carga alcanza los límites recomendados por el fabricante, los elementos filtrantes deben reemplazarse. El recipiente, puede ser bloqueado, ya que está provisto de una válvula de shut down a la entrada (SDV-20139), y una válvula de bloqueo a la salida. Además, cuenta con un by-pass, de manera que los elementos filtrantes pueden ser reemplazados, mientras que la unidad está en operación.

El gas de entrada adecuadamente filtrado ingresa a la base de la torre contactora T-2001. Dentro de la torre el gas fluye en dirección vertical ascendente, a través de una serie de 21 platos contactores, y entra en contacto con un caudal de 755 GPM de

solución de amina que fluye en dirección vertical descendente. La torre contactora opera a alta presión y a temperatura moderada.

Estos platos están diseñados de la siguiente manera:

La solución de amina fluye a través de cada plato, por sobre ambos vertederos en los bordes de salida (los platos son de dos pasos). Los vertederos, cuyas alturas son regulables, mantienen un nivel de líquido constante en cada plato. La solución fluye hacia el plato inmediato inferior a través del downcomer central en platos pares, y a través de ambos downcomers laterales en platos impares.

El gas se mueve hacia arriba, a través de pequeñas aberturas ubicadas en todo el plato. Estas aberturas están cubiertas con válvulas de tipo flotante, que son elevadas por el gas al fluir. De esta forma se evita el lagrimeo de los platos. Se denomina lagrimeo al descenso del líquido por los orificios destinados al ascenso del gas. Puede suceder en platos perforados simples (sin válvulas), y este fenómeno perjudica la eficiencia de la torre.

El gas y el líquido, entran en contacto íntimo en cada plato y disponen de tiempo de contacto para que la solución de amina absorba el dióxido de carbono que está en el gas de entrada. Este mecanismo de absorción involucra reacciones ácido base, en las cuales el dióxido de carbono es el componente ácido y la solución de amina es el componente básico. Las reacciones generan calor de manera que se observará un perfil de temperaturas en la torre.

La torre contactora de amina T-2001 está equipada con indicadores de temperatura que pueden usarse para monitorear el perfil de temperaturas. La temperatura más alta que se espera es de 177 ºF, y se encontrará en la porción inferior de la torre, donde la mayor parte del dióxido de carbono será absorbida. La torre contactora de amina está también equipada con un indicador de presión diferencial. Una presión diferencial más alta que lo normal usualmente indica problemas de formación de espuma dentro de la torre. La solución de amina que se recoge en el fondo de la torre contactora se denomina "Amina Rica", porque es rica en dióxido de carbono absorbido. Esta amina rica sale de la torre a través de un sistema de control de nivel y fluye al sistema de regeneración de amina que será descrito en la sección siguiente.

El gas que sale por el tope de la torre contactora, se llama “gas tratado”, porque ha sido tratado con solución de amina y el exceso de dióxido de carbono, ha sido removido.

El gas tratado, estará saturado en agua, debido a que estuvo en contacto íntimo con la solución acuosa de amina y podría contener pequeñas cantidades de amina por arrastre.

El gas tratado, entra al scrubber de gas dulce (V-2025) donde el agua condensada y pequeñas cantidades de solución de amina arrastrada, se separan en forma de gotas. El líquido fluye al separador flash (V-2002) a través de un control de nivel. El gas que sale del scrubber de gas dulce V-2025, deja la unidad y va hacia la planta de Dew Point.

El agua condensada y recuperada del gas tratado, es muy importante porque reduce la demanda de agua de reposición en la unidad de amina y los requerimientos de deshidratación en la planta de Dew Point posterior. En el caso que haya una inundación o formación de espuma en la torre contactora, el scrubber de gas tratado, también colabora en remover la amina que pueda arrastrarse en la corriente de gas, y protege los equipos que se encuentran aguas abajo.

La amina rica saliente de la torre contactora, ingresa al sistema de regeneración de amina a una temperatura de 177ºF, el caudal de solución en esas condiciones es de 830 GPM, y la carga de CO2 0.402 moles por mol de amina.

La amina rica sale de la torre contactora, a través de un sistema de control de nivel. Esta válvula de control de nivel marca la transición del sistema de alta presión al sistema de baja presión.

La amina rica contiene algunos hidrocarburos livianos, básicamente metano y etano que son físicamente absorbidos por la solución de amina debido a la alta presión de operación que hay en la torre contactora. La mayoría de estos hidrocarburos y una pequeña porción del dióxido de carbono y algunos contaminantes volátiles saldrán de la solución, cuando la presión operativa se reduce en las válvulas de control de nivel. El vapor que se forma de ésta manera se llama "Gas de Flash".

La amina rica se introduce al separador flash (V-2002), que opera alrededor de 70 psig. Este equipo es un separador trifásico que permite la separación de la amina rica, el gas de flash, y cualquier hidrocarburo líquido que se escapa de la amina rica, pero que es muy pesado para vaporizarse. Una buena separación de hidrocarburos es muy importante porque todos los hidrocarburos pueden producir problemas de formación de espuma en la torre regeneradora. Las fases separadas salen del separador flash de la siguiente manera:

• Los hidrocarburos líquidos formarán una capa sobrenadante de la capa de amina rica debido a que son menos densos que la solución de amina. El líquido acumulado se drena manualmente usando las válvulas skimmer que están localizadas a un costado del separador flash. Durante la operación normal, se espera que se acumulen mínimas cantidades de hidrocarburos líquidos.

• El gas de flash, se ventea a la antorcha, evolucionando a través de una válvula autorreguladora, que controla la presión del separador.

• La amina rica que sale del fondo del separador flash, lo hace a través de un controlador de nivel que opera sobre una válvula ubicada inmediatamente antes del ingreso a la torre regeneradora.

La amina rica fluye a través del filtro canasto de amina rica (F-2013) para remover partículas de mayor tamaño, lo que evita el ensuciamiento y taponamiento en los estrechos pasajes del intercambiador de placas Amina/ Amina posterior. Dentro de dicho intercambiador de placa Amina / Amina (E-2009), la amina rica es calentada hasta 210 °F por la solución regenerada (amina pobre). Este intercambiador sirve a dos propósitos: primero, calentar la amina rica optimiza la operación en la regeneradora y reduce en consecuencia la carga térmica en el reboiler, y segundo, enfriar la amina pobre reduce la carga en el enfriador de amina AC-2008.

La amina rica caliente que sale del intercambiador de placas fluye a través de la válvula de control (LCV-20028) y entra al tercer plato de la torre regeneradora de amina (platos contados desde el tope). La válvula de control de nivel, está localizada aguas abajo del filtro canasto y el intercambiador, de manera de evitar la contra presión debido a la vaporización en dichos equipos. Esto ayuda también, a prevenir bolsillos de vapor en el filtro canasto, y minimiza la corrosión por gas ácido que se genera en el intercambiador y en las cañerías aguas abajo.

• Torre Regeneradora de Amina

Dentro de la torre regeneradora de amina (T-2012), el dióxido de carbono absorbido es desorbido de la solución de amina rica con vapor de agua. El vapor se produce en el reboiler o calentador de fondo, por vaporización de una porción del agua en dicha solución de amina. La amina que ya ha perdido el CO2, denominada “pobre” sale por el fondo de la torre, y el dióxido de carbono húmedo sale por el tope de la torre.

La torre regeneradora de amina opera alrededor de 250ºF, como temperatura de fondo y alrededor de 205ºF como temperatura de tope. El reflujo retorna al tope de la torre a una temperatura de 120°F. La contra presión en la torre se mantiene a aproximadamente 10,3 psig, habiendo un lazo de control de presión aguas abajo del acumulador de reflujo (la presión de este equipo, se mantiene en 5,3 psig). Los platos de la torre funcionan de la misma manera que los platos de la torre contactora, con la salvedad que los primeros dos platos, denominados “de lavado”, son de simple paso.

A medida que el vapor de stripping se mueve hacia arriba de la torre, transfiere suficiente calor a la solución de amina descendente para promover la desorción del dióxido de carbono. La mayor parte de este vapor condensa durante este proceso,

diluye la solución de amina y retorna al reboiler. El vapor que no condensa, actúa como un carrier para remover el dióxido de carbono desorbido de la solución de amina, y lo arrastra hacia el tope de la torre.

• Equipos de Tope de la Torre Regeneradora

El vapor de tope de la torre, fluye hacia el condensador de reflujo de la torre regeneradora (AC-2017) donde es condensado y enfriado hasta una temperatura de 120°F por intercambio de calor con el aire ambiente (flujo forzado por ventiladores). Este intercambio condensa la mayor parte de vapor de agua en la corriente de tope. El efluente de este condensador fluye al acumulador de reflujo de la torre regeneradora (V-2018) para su separación.

El vapor separado, llamado gas ácido, es fundamentalmente dióxido de carbono y vapor de agua. Hidrocarburos livianos, trazas de amina y contaminantes volátiles, pueden también estar presentes. El gas ácido, sale por el tope del acumulador, a través de un lazo del control de presión y es venteado a zona segura.

El líquido recogido del fondo del acumulador de reflujo, llamado simplemente reflujo, es fundamentalmente agua. El dióxido de carbono disuelto, hidrocarburos, aminas y algunos contaminantes tienden a concentrarse en este punto del sistema y podrán estar presentes. El reflujo es bombeado desde este acumulador, a través de las bombas de reflujo de la torre regeneradora (P-2016 A/B, de las cuales una está en servicio y otra en stand by), estas bombas están equipadas con un sistema de control de caudal mínimo a través de un orificio de restricción, RO-21038, que ayuda a proteger las bombas de caudales bajos, debidos a malos funcionamientos o condiciones de cambio de régimen.

La bomba retorna el reflujo al tope de la torre regeneradora, a través de un sistema de control de nivel.El reflujo lava la amina arrastrada en la corriente de vapor de tope a través de los dos prime ros platos (estos platos, de un solo paso, son denominados “de lavado”), y luego se combina con la solución de amina fluyendo hacia abajo a través del resto de la torre.

• Reboiler de Amina

La solución de amina, deberá ser prácticamente desorbida de todo gas ácido antes de que sea recogida en el plato chimenea de la torre regeneradora (localizado por debajo del plato 22), y alimentada por gravedad al reboiler (E-2011). Esto es muy importante porque el gas ácido húmedo y caliente es altamente corrosivo, y en altas concentraciones, pueden dañar al reboiler.

El reboiler está diseñado para vaporizar alrededor del 10% en peso de su alimentación. La temperatura de la ebullición de la amina es mucho más alta que la temperatura de ebullición del agua, de manera que el vapor sólo consistirá primariamente de vapor de agua. Esto se denomina vapor de stripping. El líquido remanente se denomina amina pobre, porque ha sido desorbida del exceso de dióxido de carbono.

El efluente del reboiler, retorna a la base de la torre regeneradora de amina para su separación. La amina se acumula en el fondo de la torre. El vapor de stripping fluye hacia arriba a través de los platos para desorber el dióxido de carbono de la corriente descendente de amina tal como se discutió anteriormente.

La fuente primaria de calor para el reboiler de amina, es el medio calefactor o aceite térmico proveniente del sistema de aceite térmico. Este calentamiento indirecto, protege a la solución de amina de la formación de puntos calientes y la consecuente degradación térmica asociada con los reboilers de fuego directo.

La amina pobre caliente se bombea desde el fondo de la torre regeneradora, y se presuriza hasta 89 psig a través de las bombas booster de amina (P-2010 A/B, una en operación y una en reserva). Las bombas están equipadas con un enfriador de líquido de sello que enfrían el líquido de flushing de sellos a través de circulación forzada de aire e intercambio con el medio ambiente. Enfriar el fluido de sello, ayuda a extender la vida útil de los sellos mecánicos de dichas bombas.

La amina pobre presurizada, fluye a través del filtro canasto de amina pobre (F-2014) para la remoción de partículas de gran tamaño, y luego a través del intercambiador de placas Amina/Amina (E-2009), donde es enfriada hasta 221°F por intercambio térmico con la amina rica, tal como se describió anteriormente. Este intercambiador, está equipado con un bypass en el lado de la amina pobre, y se usa para ajustar la temperatura de alimentación a la torre regeneradora cuando sea necesario. El by pass en el lado de amina rica deberá estar normalmente cerrado durante la operación.

La amina pobre caliente se enfría hasta 120°F por intercambio forzado con aire ambiente en el enfriador de amina pobre (AC-2008). Alrededor del 10% de la amina pobre enfriada se deriva a través de un lazo de filtración, y luego se recombina con la corriente principal:

• El pre filtro de amina pobre (F-2021) es un filtro mecánico que remueve partículas sólidas de tamaño mayor a 5 micrones de la corriente de amina pobre. Esto reduce la tendencia a la formación de espuma, la erosión, la corrosión, el ensuciamiento y el taponamiento. Dentro del filtro, la amina pobre es forzada a través de los elementos filtrantes que atrapan las partículas sólidas. A medida que los elementos filtrantes se

van obstruyendo con partículas, la pérdida de carga a través del filtro aumenta, hasta llegar hasta los límites admitidos por el fabricante.

Cuando la pérdida de carga alcanza el máximo recomendado, los elementos filtrantes deberán ser reemplazados.

• El filtro de carbón activado de amina pobre (F-2006), es un filtro cuyo relleno es carbón activado que remueve los hidrocarburos pesados y las impurezas adsorbibles a través de su superficie activa, y los separa de la solución de amina. Esto reduce la tendencia a la formación de espuma de la amina en el sistema. Dentro del filtro, la amina pobre, es forzada a fluir hacia abajo a través de un lecho de 13 pies de profundidad, formado por gránulos de carbón activado.

Las impurezas son adsorbidas superficialmente en las partículas de carbón activado. A diferencia de los filtros mecánicos, el filtro de carbón activado puede agotarse sin evidenciar ningún aumento en la pérdida de carga a través del lecho. El carbón activado del filtro deberá ser reemplazado en base a las muestras tomadas, aguas arriba y aguas abajo del filtro, analizándose el aumento del color, la tendencia a la formación de espuma y el contenido de hidrocarburos.

• El post filtro de amina pobre (F-2007), es un filtro mecánico que atrapa las partículas finas de carbón activado que pudieran escaparse del filtro de carbón activado. Esto es sumamente importante porque dichas partículas de carbón activado pueden erosionar los internos de las bombas. El post filtro de amina pobre funciona exactamente de la misma manera que el pre filtro de amina pobre.

• La corriente filtrada de amina se recombina con la corriente principal y se acumula en el V-2004, equipo que cumple la función de proveer de un pulmón adecuado para el arranque y paro de las bombas principales. Es importante destacar que el nivel de amina pobre en este equipo es controlado por la dinámica general del sistema, y normalmente reducirá su nivel en el arranque de las bombas y se repondrá cuando se restablezca el circuito de la amina.

• La presión de este equipo es mantenida constante mediante un blanketing de gas, y también es posible efectuar el make up de agua al sistema en él.

• La amina pobre luego es bombeada hasta 950 psig a través de las bombas de circulación de amina (P-2003 A/B/C, dos en servicio y una en stand by), e ingresa al tope de la torre contactora de amina (T-2001). Una vez que la amina pobre ingresa al tope de la torre contactora, el circuito de circulación de amina está completo.

Unidad de Dew Point

El gas proveniente de la Unidad de Aminas es preenfriado en el intercambiador Gas-Gas E-1100 A/B/C en contracorriente con el gas que sale del Separador Frío V-1102. Luego ingresa en el Chiller E-1101 donde se lo enfría mediante la evaporación de propano como fluido refrigerante.

Durante el proceso de enfriamiento se inyecta MEG continuamente en los tubos de los intercambiadores para prevenir la formación de hidratos.

El gas proveniente del Chiller E-1101 se envía al Separador Frío V-1102 donde se separa el gas residual, el condensado y la solución de MEG. El gas residual intercambia calor con la corriente de entrada a la unidad en el Gas-Gas E-1100 A/B/C y luego es enviado a la Unidad de Compresión Residual para luego ser inyectado a gasoducto.

El condensado se envía al Separador Flash de Gasolina V-1103 donde se separa el gas producido en el flasheo y la gasolina. El gas es enviado al sistema de gas combustible y la gasolina se junta con el condensado de la Unidad de Separación para luego ser enviado a la Batería Humberto Suárez Roca.

El MEG separado se envía al sistema de regeneración de MEG.


El gas tratado en las unidades de aminas y de dew point es tomado por los compresores K-1104 A/B/C los cuales comprimen a la corriente gaseosa hasta los 1400 psig, presión requerida para el ingreso a gasoducto. Previo al ingreso al gasoducto el gas residual es medido.

BALANCE DE MASA

Cálculos

Todos los cálculos se realizaron para una producción aproximada de 60 MMSFCD, que equivalen a 137417 Lb/h de gas natural, con los cuales trabaja también la planta de tratamiento de gas natural de Santa Rosa de la Empresa Chaco, de la cual basamos los porcentajes de absorción y otros que se detallan a continuación.


Alimentación al Separador de Alta Presión1

137417LbhGas Acido

Gas a la salida del Separador de Alta Presión

137417LbhGas Acido×

97.48100

=133955LbhGas Acido

Líquidos a la salida del Separador de Alta Presión


2.52100

=3462LbhLíquidos

Descenso de la Presión para el ingreso al Separador de Baja Presión

3462LbhLíquidos

Salida del Separador de Baja Presión

3462LbhLíquidos×

0.015100

=0.5LbhSistemade FuelGas


3462LbhLíquidos×

99.985100

=3461.5LbhCondensado


3462LbhLíquidos×

0100

=0LbhAgua Formación

Llave de paso

0LbhAguaFormación

Llave de paso

3461.5LbhCondensado

Descenso de la presión previo al ingreso al Filtro de Salida

133955LbhGas Acido

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Salida del Filtro de Salida


99.98100

=133925LbhGas Acido

Salida del Filtro de Salida


0.02100

=30LbhLíquidos

Unidad de Aminas

Alimentación al Filtro Coalescedor previo pérdidas generales en planta


97.046100

=129969.3LbhGas Acido

Salida del Filtro Coalescedor y/o Ingreso a la Torre Contactora

129969.3LbhGas Acido

Salida de la Amina + CO2 del Gas por Absorción

Flujo de Amina que ingresa por la relación de Absorción

393370.6LbhAmina×

107.8100

=424051LbhAmina+CO2del gas

Descenso de la Presión para el ingreso al Separador Flash

424051LbhAmina+CO2del gas

Salida del Separador Flash (Líquido)

424051LbhAmina+CO2del gas×

0.13100

=547.6LbhVenteo

Salida del Separador Flash (Vapor o Gas)

11

12

1

2

3

4

5

6

424051LbhAmina+CO2del gas×

99.87100

=423503.3LbhAmina+CO2

Salida del Intercambiador Amina-Amina

423503.3LbhAmina+CO2

Descenso de la Presión para el ingreso a la Torre Regeneradora de Amina

423503.3LbhAmina+CO2

Salida de la Torre Regeneradora CO2 + Vapor de Agua

Flujo de Vapor de Agua que ingresa por la eficiencia de Absorción de CO2

51061.79LbhVapor de Agua×

85.475100

=43645.24LbhCO2+Vapor de Agua

Salida del Condensador de la Regeneradora

43645.24LbhCO2+Vapor de Agua

Salida del Acumulador de Reflujo (Vapor)

43645.24LbhCO2+Vapor de Agua× 71.98

100=31414

LbhCO2

Salida del Acumulador de Reflujo (Líquido)

43645.24LbhCO2+Vapor de Agua× 28.02

100=12231.24

LbhAgua

Ascenso de la presión para ingreso a la Torre Regeneradora del Agua Reflujo

12231.24LbhAgua

Salida de Agua Líquida de la Torre Regeneradora

443151.2LbhAgua

Ingreso de Vapor de Agua para la Absorción del CO2

7

8

9

10

11

12

13

14

15

51061.8LbhVapor de Agua

Salida de Amina Pobre de la Torre Regeneradora

423503.3LbhAmina+CO2×

92.58100

=392089.4LbhAminaPobre

Ascenso de la presión para el ingreso al Intercambiador Amina-Amina

392089.4LbhAminaPobre

Salida del Intercambiador Amina-Amina


Descenso de la temperatura mediante un Enfriador de Amina Pobre


Paso por Filtros del 10 % del Total de de la Amina pobre

392089.4LbhAminaPobre×

10100

=39208.9LbhAmina Pobre

Salida del Acumulador de Amina

Flujo de Amina proveniente de la Torre Regeneradora + Amina de los Filtros

Amina de los filtros

39208.9LbhAmina Pobre×

3.3100

=1281.2LbhAminaPobre

392089.4LbhAminaPobre+1281.2

LbhAmina Pobre=393370.6

LbhAminaPobre

Ascenso de la Presión para el ingreso de la Amina Pobre a la Torre Contactora


16

17

18

19

20

21

22

23

Salida del Gas Dulce de la Torre Contactora

Flujo de gas que ingresa a la Torre por la eficiencia de Absorción de la Amina

129969.3LbhGas Acido×

76.4100

=99289.9LbhGas Dulce

Salida del Scrubber de Gas Dulce

99289.9LbhGas Dulce

Unidad de Dew Point

Gas Dulce de Unidad de Aminas

99289.9LbhGas Dulce

Alimentación al Intercambiador Gas-Gas

99289.9LbhGas Dulce

Salida del Gas del Intercambiador Gas-Gas

99289.9LbhGas Dulce

Ingreso del Gas al Chiller

99289.9LbhGas Dulce

Salida del gas del Chiller e Ingreso al Separador Frío

99289.9LbhGas Dulce

Salida del Gas del Separador Frío e ingreso al Intercambiador Gas-Gas

24

1

2

3

4

5

6

99289.9LbhGas Dulce×

99100

=98302.477LbhGas Dulce

Salida del Intercambiador Gas-Gas a Unidad de Compresión

98302.477LbhGas Dulce

Salida del Gas del Separador Frío

99289.9LbhGas Dulce×

0.30100

=299.985LbhLíquidos

Descenso de la Presión para el ingreso al Separador Flash de Gasolina

299.985LbhLíquidos

Salida del Separador Flash de Gasolina a Sistema Fuel Gas

299.985LbhLíquidos×

11.68100

=35LbhFuelGas

Salida del Separador Flash de Gasolina a Batería Humberto Suarez Roca

299.985LbhLíquidos×

88.32100

=264.985LbhGasolina


Alimentación al Compresor de Gas

98302.477LbhGas Residual

Salida del Compresor de Gas

98302.477LbhGas Residual

7

8

9

10

11

1

2

A continuación presentamos los resúmenes de todos los Balances de Masa y Energía, es decir de cada Unidad estudiada hasta el momento.

Además, ponemos en conocimiento que en los mismos se hallan presentes las composiciones del gas en las diferentes Unidades de Tratamiento.

Previamente mostramos a continuación un cuadro con el resumen de las Composiciones del gas natural tratado en cada etapa por al cual atraviesa en este proyecto.

Estas composiciones nos permiten apreciar la eliminación de algunos contaminantes y el descenso molar del Nitrógeno, requisitos indispensables de un buen gas para su exportación y uso.

Además se podrá apreciar el cambio en porcentaje molar de los diferentes componentes del gas natural.

UNIDAD DE SEPARACIÓN PRIMARIA

Análisis Gas

COMPONENTE % MOLARNitrógeno 1.072Dióxido de Carbono 7.748Metano 88.186Etano 1.047Propano 0.827i-Butano 0.324n-Butano 0.492i-Pentano 0.067n-Pentano 0.090Hexano 0.063Heptano y Superiores 0.085Total 100

UNIDAD DE AMINAS

Análisis Gas


UNIDAD DE DEW POINT

Análisis Gas


UNIDAD DE COMPRESION

Análisis Gas


BALANCE DE ENERGIA

Cálculos


En esta Unidad, no tenemos variaciones en la Temperatura solo tenemos descensos en la Presión, por lo cual no existen balances de Energía.

Unidad de Aminas

Intercambiador Amina – Amina

Amina Rica

Cp (180 )=0.994Btu

Lb×° F

Cp (210 )=1.025Btu

Lb×°F

Cp (Promedio )=[0.994

BtuLb×°F

+1.025Btu

Lb×° F ]2

Cp (Promedio )=1.0095Btu

Lb×° F

∆ Hv=m×Cp( promedio)×∆T

∆ Hv=423503.3Lbh×1.0095

BtuLb×° F

× (210−180 )° F

∆ Hv=12825797.44Btuh

Amina Pobre

Cp (250 )=0.894Btu

Lb×° F

Cp (220 )=0.873Btu

Lb×°F


BtuLb×°F

+0.873Btu

Lb×° F ]2


Lb×° F


∆ Hv=392089.4Lbh×0.8835

BtuLb×° F

× (220−250 ) ° F

∆ Hv=−10392329.55Btuh

Enfriador de Amina Pobre

Cp (220 )=0.873Btu

Lb×°F

Cp (120 )=0.803Btu

Lb×°F


BtuLb×° F

+0.873Btu

Lb×° F ]2


Lb×° F


∆ Hv=392089.4Lbh×0.838

BtuLb×° F

× (120−220 ) ° F

∆ Hv=−32857091.72Btuh

Unidad de Dew Point

Intercambiador Gas-Gas

Gas preenfriado antes del ingreso al Chiller

Cp (100 )=0.6305Btu

Lb×°F

Cp (20 )=0.3305Btu

Lb×°F


BtuLb×° F

+0.3305Btu

Lb×°F ]2


Lb×° F


∆ Hv=99289.9Lbh×0.4805

BtuLb×° F

× (20−100 )° F

∆ Hv=−3816703.756Btuh

Gas precalentado para el ingreso a la Unidad de Compresión

Cp (100 )=0.6305Btu

Lb×°F

Cp (20 )=0.3305Btu

Lb×°F


BtuLb×° F

+0.3305Btu

Lb×°F ]2


Lb×° F

∆ Hv=m×Cp( promed io)×∆T

∆ Hv=99289.9Lbh×0.4805

BtuLb×° F

× (100−20 )° F

∆ Hv=3816703.756Btuh

CUADRO BALANCE DE MASA Y ENERGIA UNIDAD DE SEPARACION

N° 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Caudal MásicoLb/h

137417 133955 3462 3462 0.5 3461.5 0 0 3461.5 33955 133925 30

PresiónPsig.

1200 1200 1200 75 75 75 75 75 75 950 950 950

Temperatura°F

100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

Fase L/V V L L/V V L L L L L/V V L

CUADRO BALANCE DE MASA Y ENERGIA UNIDAD DE AMINAS

100.00100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00120.00180.00 180.00 180.00 180.00 210.00 210.00 210.00 250.00250.00

250.00 250.00 220.00

CUADRO BALANCE DE MASA Y ENERGIA UNIDAD DE DEW POINT

N° 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

CaudalMásicoLb/h

99289.9 99289.9 99289.9 99289.9 99289.9 99289.9 98302.477 299.985 299.985 35 264.985

PresiónPsig.

945 945 945 945 945 945 945 945 78 78 78

Temperatura°F

100 100 20 20 20 20 100 20 -10 -10 -10

Fase V L/V L/V L/V L/V V V L L/V V L

∆ HvBtu/h −3816703.756 −3816703.756 −3816703.756 −3816703.756

CUADRO BALANCE DE MASA Y ENERGIA UNIDAD COMPRESION

100 100

98302.477 98302.477

98302.477 98302.477Al terminar esta etapa el gas tratado está listo para ser transportado por las diferentes unidades de distribución de gas natural residual, es decir gas libre de contaminantes.

Este gas será distribuido en todo el País, además de estar listo para su exportación hacia los vecinos países de Brasil y Argentina.

1 2N° CORRIENTE

945

CAPITULO V

DISEÑO DE EQUIPOS

En el proceso que se llevará a cabo para el tratamiento gas natural, tenemos distintas secciones con diferentes equipos, pero la unidad con los equipos más importantes dentro de este proceso es la Unidad de Aminas, en la cual se realiza el proceso más importante del tratamiento de gas, en esta etapa eliminamos los ácidos que envenenan al combustible, adecuándolo a las exigencias internacionales.

A continuación presentamos los cálculos necesarios para el diseño de los principales equipos de esta unidad:

Diseño de la Bomba Booster P-2010

Este equipo está instalada a la salida de la Torre Regeneradora de Amina y sirve para alimentar la misma al intercambiador de Calor E-2009, además de comprimir a la Amina hasta los 89 psig.

Todas las bombas que trabajan en esta unidad son especiales, pues comprimen de manera amplia la presión del flujo que circula, este tipo de bombas es denominado Booster Type.

Datos

Pb

Pa

Pa=10.3 psig×0.987atm

14.5038 psig×

10333Kg

m2

1atm

Pa=7242.123Kg

m2

Pb=89 psig×0.987atm

14.5038 psig×

10333Kg

m2

1atm

Pb=62577.7584Kg

m2

m=392989,4Lbh×

0.4536Kg1Lb

×1h

3600 s

m=49.4024Kgs

ρ=61.5Lb

pie3=985.1354

Kg

m3

T=205 ° F

Cálculo de la Carga Desarrollada por la Bomba

Pb−Pa

ρ+ ggC

(Zb−Za )+ 12 gC

(αb v b2−α a va2 )+h f=ηW p=∆ H

Donde: va=vb=0 ;Z a=Zb=0 ;α b=1 ;hf=0

Pb−Pa

ρ=56.17 [ Kgf−mKg ]

∆ H=56.17[ Kgf−mKg ]

Cálculo de la Potencia de la Bomba

P=ṁ×∆Hc×η

Asumiendo una eficiencia del 80%: η=0.80

Donde c=76.04Kg×ms

P=45.62≅ 50 [HP ]

Cálculo de la Carga Neta de Succión

NPSH=Pa−Pv

ρ− ggCZ a−

hfaρ

La presión de la Amina: Pv=0.00306[ Kgfm2 ]

Pa−Pv

ρ=60.15 [ Kgf−mKg ]ggCZ a=0

hfaρ

=0

NPSH=60.15[ Kgf−mKg ]

Diseño de la Bomba Booster P-2003

Esta bomba es la más costosa pues eleva la presión de 89 psig hasta el orden de los 950 psig, el trabajo de este equipo se realiza antes del ingreso a la Torre Contactora.

Pb

Pa

Pa=89 psig×0.987atm

14.5038 psig×

10333Kg

m2

1atm

Pa=62577.7584Kg

m2

Pb=950 psig×0.987atm

14.5038 psig×

10333Kg

m2

1atm

Pb=667964.8373Kg

m2

m=393370,6Lbh×

0.4536Kg1 Lb

×1h

3600 s

m=49.5639Kgs

ρ=64.95Lb

pie3=1040.4

Kg

m3

T=120 ° F

Cálculo de la Carga Desarrollada por la Bomba

Pb−Pa

ρ+ ggC

(Zb−Za )+ 12 gC

(αb v b2−α a va2 )+h f=ηW p=∆ H

Donde: va=vb=0 ;Z a=Zb=0 ;α b=1 ;hf=0

Pb−Pa

ρ=581.8792[ Kgf−mKg ]

∆ H=581.8792[ Kgf−mKg ]

Cálculo de la Potencia de la Bomba

P=ṁ×∆Hc×η

Asumiendo una eficiencia del 80%: η=0.80

Donde c=76.04Kg×ms

P=581.8792≅ 600 [HP ]

Cálculo de la Carga Neta de Succión

NPSH=Pa−Pv

ρ− ggCZ a−

hfaρ

La presión de la Amina: Pv=0.00306[ Kgfm2 ]

Pa−Pv

ρ=60.15 [ Kgf−mKg ]

ggCZ a=0

hfaρ

=0

NPSH=60.15[ Kgf−mKg ]

Diseño del Intercambiador de Calor Amina-Amina E-2009

T 1=250 ° F T 2=221 ° F

t 1=177 ° F

t 2=210 ° F

Como nuestros flujos superan los 150000 Lb/h utilizaremos un intercambiado de Tubos y Coraza, el cual deberá cumplir con las especificaciones de este equipo, como tener una caída presión menor a 10 Lb/pulg 2, además de un coeficiente total de obstrucción menor a 0.002

Intercambiador de Tubos y Coraza

Datos

Amina Pobre

Amina Rica

Diámetro Intercambiador D . I .=2514pulg=2.104 pies

NúmerodeTubos N=200 tubos

Diámetro de los tubosD i=34pulg BWG=2.104 pies

Longitud de lostubos L=16 pies

Arreglo Triangular de los Tubos

PasodeTubos P t=1516

pulg

N ° de Pasos=2

B=24 pulg

T 1=250 ° F

T 2=221 ° F

t 1=177 ° F

t 2=210 ° F

˙mA. P .=392089,4Lbh

Previamente verificamos la viscosidad de las terminales frías de ambas corrientes, para así poder determinar si utilizaremos Temperaturas promedio o de lo contrario Temperaturas Calóricas, las mismas serán utilizadas para determinar las propiedades físicas de cada corriente.

Para la terminal fría:

T (F) (cp)μ

Amina Rica 177 0,95

Amina Pobre 221 0.70

cp<1 ; trabajamos con las temperaturas promedios:

tm=117+210

2=193.5˚ F

T m=250+221

2=235.5 ˚ F

Propiedades de la Amina Rica y Amina Pobre a las correspondientes temperaturas promedio de cada corriente:

T (F) (Lb/pie-h)μ Cp (Btu/Lb-˚F) K (Btu/h-pie-˚F)

Amina Pobre 235.5 1.7908 0.895 0.10

Amina Rica 193.5 2.4587 1.016 0.15

Cálculo del Flujo Másico de Amina Rica requerida

ṁA. P .CpA .P . (T1−T 2 )=ṁA . R .CpA. R .(t 2−t1)

˙mA. P .=301745,8453Lbh

Cálculo del Coeficiente de Película para los Tubos (hi)

Para el diseño se ha considerado un diámetro de tubería de 3/4 pulg BWG 18

Di=0.652 pulg=0.054 pies

a f=0.334 pulg2=0.00232 pie2

hid ik

=0.027(DGμ )0.8

(Cμk )1/3

G=ṁA. R .

af=1.300628∗106[ Lb

h× pie2 ]

Número de Reynolds:

ℜ=(DiG

μ )=28565.248

Número de Prandt:

Pr=(Cpμk )=16.752

hid ik

=0.027(DGμ )0.8

(Cμk )1/3

hi=704.30[ Btu

h× pie2×˚ F ]

Cálculos en la Coraza

C '=Pt−D i=0.015625 pies

B=2 pies

Pt=0.078125 pies

D . I .=2.104 pies

Deq=4 (1

2×Pt×0.86×Pt−

12×π×

d i2

4 )12×π×

34

=0.0444 pies

as=D . I .×C ' ×B

Pt

=0.8417 pie2

G=ṁA. P .

af=4.65848∗105[ Lb

h× pie2 ]

Número de Reynolds

ℜ=(DeqG

μ )=206836,8637

Número de Prandt

Pr=(Cpμk )=16.02766

hodeqk

=0.36 (DGμ )0.55

(Cμk )1 /3

hi=761.222[ Btu

h× pie2×˚ F ]

Cálculo del Coeficiente de Transferencia Limpio (Uc)

UC=hi∗hoh i+ho

UC=365.828[ Btu

h× pie2×˚ F ]

Cálculo de la Media Logarítmica de la Temperatura

MLDT=(T1−t 2 )−(T2−t 1 )

ln(T1−t 2 )(T2−t 1 )

MLDT=41.968 ° F

Cálculo del Calor requerido

Q=ṁA . P .CpA. P . (T 1−T 2)

Q=1.01766∗107 [ Btuh ]

Cálculo del Factor de corrección

R=T 1−T 2

t 2−t 1

=0.879

S=t2−t1T 1−t 1

=0.452

Con estos valores nos dirigimos a la Tabla del Factor de corrección, en la cual leemos el siguiente valor:

f c=0.92

Cálculo de la Temperatura Real

∆T=f c×MLDT

∆T=38.61 ° F

Cálculo del Área Total del Intercambiador

Para la tubería de ¾ pulg

a ´=0.1963 [ pie2

pie ]AT=N ×a´× L

AT=628.16 pie2

Cálculo del Coeficiente de Transferencia de Diseño (UD)

Q=U D× AT×∆T

U D=314.62Btu

h× pie2×˚ F

Cálculo del factor de Obstrucción

1UD

= 1UC

+Rd

Rd=0.000445h× pie2×˚ F

Btu

Rd<0.002√

Cálculo de la Caída de Presión en la Coraza

(N+1 )=12×LB

(N+1 )=8

g=4.17∗108 pie

h2

∆ P s=f ×G2

A .P .×D . I .× (N+1 )2×g× ρ× Deq×∅ s

∆ P s=3.744Lb

pulg2

∆ P s<10Lb

pulg2√

Determinación del Diámetro y Altura de la Torre Contactora

Asumimos los siguientes datos

Altura entre platos = 2.5 pies Kv = 0.0564 (Manual del Ingeniero Químico “Perry” 3 Edición Pág 917) Cierre Hidráulico = 1 pulgada

Cálculo de la densidad media del gas (ρG)

Gas de Cabeza ρ1 = 7.7374 Kg/m3

Gas de entrada ρ2 = 14.0059 Kg/m3

ρG = 10.8716 Kg/m3

Cálculo de la densidad media del líquido (ρL)

Entrada ρ1 = 1001.3818 Kg/m3

Fondo ρ2 = 1292.9828 Kg/m3

ρL = 1147.1823 Kg/m3

V=Kv ×√ ρL−ρGρG

V=0.5766m /s

Cálculo del flujo promedio de gas

Flujo en la Cabeza 393370.6Lbh

Flujo en el Fondo 424051Lbh

m=408710.8Lbh

=51.5Kgs

Cálculo de la Sección transversal de la torre

S= mρG×V

S=8.22m2

Cálculo del Diámetro de la Torre

D=√ 4×Sπ

D=3.534m≅ 4m

Cálculo de la Altura de la Torre

N° Platos Reales = 21

H=N ×2.5 pies

H=52.5 pies=16m

CAPITULO 7

ESTIMACION DE COSTOS DE LOS EQUIPOS

Debido a que los equipos necesarios para el tratamiento de gas son especiales y no pueden ser encontrados fácilmente, además de no ser fabricados en nuestro país, sino que vienen del exterior, fue costoso encontrar los precios exactos.

Es por eso que realizamos una investigación de los costos de la mayoría de los equipos que componen este proceso de tratamiento de gas natural.

A continuación se presenta un listado con los costos aproximados de los principales equipos que participan en el proceso de purificación del gas natural.

Codigo NombreUnidade

sValor ($us)

V-1001 Separador de Baja presión 1 2000V-1000 Separador de Alta presión 1 2500T-2001 Torre de Absorción 1 35000

E-2009Intercambiador de calor de tubos y coraza Amina - Amina 1 5000

AC-2017 Condensador en la cabeza de la Torre Regeneradora 1 2000AC-2008 Enfriador de la salida de la Torre Contactora 1 2500

P-2010 Bomba Booster a la salida de la Torre Regeneradora 1 3000P-2003 Bomba Booster de alimentación a la Torre Contactora 1 3000P-2016 Bomba Booster de inyección de reflujo de agua 1 2000F-2000 Filtro Coalescedor de Entrada 1 500S-410 Filtro de Carbón Activado 1 400S-420 Pre-filtro de Amina 1 300S-500 Post-filtro de Amina 1 300

T-2012 Torre Contactora de recuperación de Amina 1 30000K-1104 Compresor del gas residual 1 8000E-1100 Intercambiador de calor Gas-Gas Dew Point 1 4000E-1101 Chiller Dew Point 1 5000

TOTAL 17 105500

CAPITULO 8

COSTOS DEL PROYECTO

PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS NATURAL

El presente estudio económico se realiza para el primer año de tratamiento de gas natural, por eso asumimos que la planta trabaja al 100% de su capacidad desde el primer año.

Cuadro N° 1 de Producción

Cantidad Unidad

Capacidad de Producción 60 MMSCFD / DIA

Tiempo de Operación 365 DIAS/AÑO

MMSCFD = Millones de pies cúbicos por día

60×365=21900Millonesde pies cúbicosanuales

Cuadro N°2

Programa de Producción y Ventas

Años Capacidad Producción Ventas Total Ventas

2012 100% 60 MMSCFD 60 MMSCFD

Precio del Producto = 10 $/MPC

21900000Miles de pies cubicos×9$

Mil pies cubicos=219millonesde Dólares

Inversiones en Activos Fijos.

En la tabla 1, se presenta el detalle del total del capital invertido en la implementación de la planta:

TABLA 1. Inversiones en activos para el primer año ($us).

Descripción Cantidad Precio Unitario Total

Terreno 500 0 0

Construcción 1 5000000 5000000

Turbo Expander 1 50000 50000

Horno Reformador 1 25000 25000

Compresor 2 300 600

Intercambiadores 2 1000 2000

Torre de Almacenaje

1 15000 15000

Torre de Almacenaje

1 20000 20000

Secador de Tambor 1 1500 1500

Enfriador 1 5000 5000

Deshidratador 1 20000 20000

Caldero 1 10000 10000

Recipientes 20 150 3000

Bombas 6 500 3000

Ventiladores 3 300 900

Filtros 4 250 1000

Vehiculos 3 10000 30000

Computadoras 5 400 2000

Otros Equipos 105500

TOTAL 5294500

Una planta de gas natural requiere la concesión del terreno, es por este motivo que el terreno no es un valor de compra.

Depreciaciones y Castigos.

Para el desarrollo del proyecto se cuenta con un capital de 1000000 $.

TABLA 2. Depreciaciones y castigos para el primer año ($us).

Descripción Vida Útil 0 1 Valor Residual

A. Inversiones Fijas

Terreno 0 0 0

Construcción 10 5000000 500000 4500000

Turbo Expander 10 50000 5000 45000

Horno reformador 10 25000 2500 22500

Compresor 5 600 120 480

Intercambiadores 5 2000 400 1600

Torre de Almacenaje

10 15000 1500 13500

Torre de almacenaje

10 20000 2000 18000

Secador de Tambor 5 1500 300 1200

Enfriador 10 5000 500 4500

Deshidratador 10 20000 2000 18000

Caldero 10 10000 1000 9000

Recipientes 7 3000 428,57 2571.43

Bombas 5 3000 600 2400

Ventiladores 5 900 180 720

Filtros 5 1000 200 800

Vehiculos 5 30000 6000 24000

Computadoras 5 2000 400 1600

Otros equipos 10 105500 10550 94950

B. Gastos KPP 1 1000000 1000000 0

Total Depreciación 1533678,57

4760821.43

Servicio a la Deuda.

TABLA 3. Servicio a la deuda para el primer año ($us).

n 0 1

Capital 10000000 0

Amortización 1000000

Interés (15%) 0

Cuota de Pago 1000000

Inversiones y Reposiciones.

Como el balance económico solo se realiza para el primer año, no tenemos ninguna reposición de equipos a lo largo de este, pues los equipos tienen una depreciación por encima de los 5 años.

Costos de Fabricación.

TABLA 4. Costos de fabricación para el primer año.

Descripción Cantidad Unidad Precio Unit ($) Costo ($)

1. Costo Materia Prima. 43800000

Gas Natural 21900000 MPC 2 43800000

2. Costo de Insumos. 156368725

Amina 156307224 Kg 1 156307224

Agua 1000000 m3 0,0015 1500

Electricidad 10000000 Kw 0,006 60000

3, Mano de Obra Directa 52000

Operarios 8 3250 26000

Ingeniero Químico 2 13000 26000

4. Gastos Generales 5200

Control de Calidad 28 150 4200

Gastos de Mantenimiento

1 Global 1000 1000

TOTAL 200225924

Costo de Producción.

TABLA 5. Costo de producción para el primer año ($us).

Descripción Tipo de Costo

1

1. Costo Materia Prima.

43800000

2. Costo de Insumos. 156368725

3. Mano de Obra Directa

52000

4. Gastos Generales 52000

5. Depreciación. 4760821.43

6. Interés. 0

Costo de Producción. 205033546,4

Cantidad Producida (MPC)

21900000

Costo Unitario 9,3623

Ingresos por Ventas.

TABLA 6 Ingresos por ventas del producto para el primer año (Millones $us).

Descripción 0 1

Gas Natural 219

Ingreso por Ventas

219

Estado de Resultados.

TABLA 7 Estado de resultados para el primer año ($us).

Descripción 1

INGRESOS 219000000

EGRESOS 205033546,4

UTILIDAD BRUTA 13966453,6

Impuestos (IT) 3% 17692,3965

IVA 1815638,968

UTILIDAD

IUE 25%

UTILIDAD NETA

12132852.24

3033213,059

9099639,181

IT = Impuesto a la transacción

IUE = Impuesto útil para la empresa

Flujo de Caja para Cálculos Financieros.

Cálculo del TIR y VAN.

TABLA 9 Capital de retorno y tasa de interés para el primer año.

VAN (10%)

909963,9

TIR 12.543%

Podemos apreciar que el flujo resultante a la tasa de inversión es regular, esto porque es el primer año de resultados además de tener maquinaria muy cara para el proceso de tratamiento de gas natural, que entra en el primer año de inversión.

planta de tratamiento de gas natural original

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