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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON.
Trabajo Especial de Grado para optar al Título de
Ingeniero Químico.
REALIZADO POR:
Br. PERNÍA M. ERIK Y.
C.I: 15.989.835
Br. URDANETA G. MARÍA L.
C.I: 17.736.459
MARACAIBO, MAYO DE 2005
DERECHOS RESERVADOS
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON.
Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero Químico.
PRESENTADO POR:
Br. Pernía M. Erik Y. Br. Urdaneta G. María L.
C.I: 15.989.835 C.I: 17.736.459
MARACAIBO, MAYO DE 2005
DERECHOS RESERVADOS
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON.
Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero Químico.
TUTOR ACADÉMICO:
Ing. Alcántara, Edinson.
C.I: 3.453.064.
MARACAIBO, MAYO DE 2005
DERECHOS RESERVADOS
ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON.
DERECHOS RESERVADOS
ESTE JURADO APRUEBA EL TRABAJO ESPECIAL DE GRADO “ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON”, PRESENTADO POR
LAS BACHILLERES: PERNÍA MEDINA, ERIK YECENIA Y URDANETA
GONZÁLEZ, MARÍA LAURA, PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO
QUÍMICO. FACULTAD DE INGENIERÍA. ESCUELA DE INGENIERÍA
QUÍMICA. UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA.
Maracaibo, Mayo de 2005
JURADO EXAMINADOR
Ing. Msc. Edinson Alcántara A.
C.I: 3.453.064
Tutor Académico
Ing. Humberto Martínez Ing. Wilberto Hernández
C.I: 3.112.555 C.I: 4.525.723
JURADO JURADO
Ing. Oscar Urdaneta
C.I: 4.520.200
Director de la Escuela de Ingeniería Química
Ing. José Bohórquez
C.I: 3.379.454
Decano de la Facultad de Ingeniería
V
DERECHOS RESERVADOS
DEDICATORIA
A Dios todopoderoso por darme el don de la inteligencia y guiarme con
su luz divina siempre en el buen camino...
A mis padres Irineo y Evalina: Los pilares fundamentales de mi vida, que
con su amor y comprensión me han llenado de mucha fuerza y perseverancia
para la culminación de mi carrera, se que sin el apoyo de ustedes se me
hubiera dificultado lograr esta gran meta. Mami, de corazón este triunfo es tuyo,
por apoyarme en las difíciles y buscarle solución a todo, sabes que eres mi
mejor amiga… SON LOS MEJORES!!! A mis hermanos Renny y Fernando: Porque a pesar de la distancia han
sido fortaleza para salir adelante, Renny sabes que eres mi ejemplo, Fernando
espero que esta meta sea un ejemplo para tu formación…Los Adoro!!! A mi hermana Nathalie: por todo el cariño y apoyo, quiero que esto te
sirva de ejemplo y te llenes de fuerzas, sigue adelante…La Adoro!!! A mis abuelos Francisco y Rafael: Aunque no estén presente, se que
desde el cielo comparten este triunfo conmigo y su recuerdo estará siempre en
mi corazón… Los Extraño!!! A mis abuelas Abigail y Martina: Por darme la dicha de tenerlas a mi
lado, apoyándome y orientándome en todo momento…Las Quiero!!! A mis ahijados Angélica y Joan: Por ser mis angelitos, quiero que este
logro sea un ejemplo de constancia y dedicación…Dios los Bendiga!!! A mis amigos Dexarenis, Ma.gabriela, Angélica, Ma.Eugenia, Carlos
Román, Juanfer, Carlos S, Danny, Sorbe, Eulises, Anaquima, miguel, ángel y
Héctor: De corazón quiero que sepan que su amistad es de incalculable valor
para mí, mil gracias por estar en las fáciles y difíciles en el transcurso de mi
carrera. Gracias por confiar en mi y cuentan con una gochita que los quiere
mucho…Los quiero!!! A mi amiga María Alexandra: por ese apoyo incondicional, eres mi
consejera y sabes que eres como mi hermana, mil gracias…Te Quiero Mucho
A mi compañera de tesis Maria laura: por la paciencia y compañía en el
transcurso de la carrera, sabes que cuentas conmigo en todo momento como lo
has hecho hasta ahora…Quiero!!! Erik Pernía…….Mil Gracias!!!
VI
DERECHOS RESERVADOS
DEDICATORIA
A ti Dios por estar siempre cerca de mi y mis seres queridos, iluminándonos el
camino a seguir , a ti que siempre me guiaste para tomar las decisiones más
acertadas, Gracias infinitas…………….
A ti mami Laura por ser tan comprensiva y tenerme tanta paciencia, se que no
es tarea fácil, eres la mejor y lo sabes, nunca lo olvides; a mi papi lindo
Douglas, siempre apoyándome en todo, gracias por darme la vida, para
ustedes va dedicado uno de mis mayores esfuerzos, mi tesis.
A mi hermana Massiel, eres simplemente un gran orgullo y mi ejemplo a seguir,
hoy cumplo mi gran sueño de ser Ingeniero, créeme que sin ti hubiera sido
imposible lograrlo, nunca olvides que esta loquita te adora.
A mi abuela Isaura eres mi gran consentida, sabes me estas dando un gran
ejemplo de fortaleza y tenacidad, espero estés orgullosa de tu futura Ingeniero,
y a mis angelitos Nena y Adalberto gracias por cuidarme desde el cielo,
siempre los llevo cerca de mi corazón, no los olvidare.
A mi tía Marlene además de mi madrina eres mi segunda madre, esta tesis es
tuya gracias por los miles de favores y recuerda que eres mi compinche, a mi
beba bella Mariave, eres mi vida, te amo cada segundo más eres la niña mas
inteligente del mundo, recuerda que Mary te protegerá de todos siempre…..
A mis amigas Virginia, Bianca, Marialeonor, Maria de los Angeles, Mariale,
Edyanne, Kathy, Andrea son mis mejores confidentes y se que este triunfo lo
tomaran como propios por que así es, gracias por saber que cuento con
ustedes incondicionalmente, de la uni a Dexa, Marialex, Maria Gabriela, Miguel,
Juanfer y Nathalie, son unos loquitos muy especiales que me ayudaron y
acompañaron en el recorrido de toda mi carrera, son únicos y especiales, los
quiero, Eulise, Carlos, Danny, gracias por los momentos bonitos compartidos
juntos; NO ME OLVIDEN…
A mi familia por ser pilar fundamental de mi vida y mis sueños.
A Erika por aguantar tantas locuras, fuiste un ejemplo de lucha constantes, te
admiro y te agradezco por los regaños y los momentos compartidos juntas,
nunca olvidare a la gocha que se convirtió en mi cómplice en esta locura de la
Ingeniería, gracias amiga. Los quiere Mary…….
VII
DERECHOS RESERVADOS
AGRADECIMIENTOS
A Dios y a la Virgen María por brindarnos la salud e inteligencia para culminar
este proyecto, que consolida una de nuestras metas.
A la Universidad Rafael Urdaneta por otorgarnos la oportunidad de formarnos
como profesionales de la Ingeniería Química.
A los profesores que conforman la universidad, gracias por ser nuestros guías y
compartir sus conocimientos con nosotras, gracias por la paciencia demostrada
a lo largo de nuestra carrera.
A todo el personal que labora en la URU, especialmente a los departamentos
de Control de Estudio, Orientación y a la Dirección de la Escuela de Ingeniería
Química por estar dispuestos a ayudarnos y atendernos de la mejor manera
posible.
Al Ingeniero Edinson Alcántara por aceptar el compromiso de ser nuestro tutor
académico, por su apoyo en todo momento, por toda la orientación que nos
proporciono hasta lograr nuestra meta, estaremos eternamente agradecidas
con usted.
A la profesora Betilia Ramos gracias por ser más que una guía y convertirse en
una AMIGA, que siempre estuvo dispuesta a orientarnos en todas las fases
metodológicas de este Trabajo Especial de Grado, gracias por tanta paciencia,
La queremos.
Fuera de la Universidad a los Ing. Jaxon Romero, Ing. Pablo Lameda, Lic.
Anaquima Fereira, Ing. Henry Linares, por brindarnos el apoyo para terminar
satisfactoriamente nuestra investigación.
A nuestros padres, hermanos, primos, tíos y abuelos por estar siempre
presentes en todos aquellos momentos difíciles con que nos pone a prueba la
vida, gracias por su apoyo incondicional.
A nuestros amigos las personas más especiales en cada momento de nuestras
vidas, gracias por estar allí cuando mas los necesitábamos.
Al Ing. Wilberto Hernández y el Ing. Humberto Martínez, por ser los mejores
guías a lo largo de la investigación, miles de gracias por compartir sus
conocimientos con nosotras.
María Laura y Erika.
VIII
DERECHOS RESERVADOS
Pernía Medina, Erik Yecenia. C.I: 15.989.835, Urdaneta González, María laura.
C.I: 17.736.459.” ESTUDIO COMPARATIVO DE LA RIQUEZA DEL GAS NATURAL VENEZOLANO, SIMULANDO CON LA VÁVULA JOULE-THOMSON.”.Trabajo Especial de Grado. Maracaibo. Universidad Rafael
Urdaneta, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Química. Mayo de
2005.
RESUMEN
El propósito de la investigación fue el comparar la posible recuperación
de líquidos a partir del gas natural venezolano, con la finalidad de recuperar
las fracciones de C3+ y más pesados, a partir de las simulaciones realizadas
con el gas de varias regiones del país, tales como Occidente (PEQUIVEN),
Oriente libre, Oriente asociado, Guárico libre y Costa Afuera. La investigación
es de tipo descriptiva y el diseño de la misma es de campo, también llamada no
experimental. La población en estudio esta conformada por el gas natural de
varias regiones del país y la técnica de recolección de datos empleada es fue la
observación directa, visitas, e contacto con ingenieros en planta. El estudio se
llevo a cabo a través de la simulación del proceso en el simulador de procesos
HYSYS abarcando toda la planta de Refrigeración Mecánica con la válvula
Joule- Thomson, este proceso estuvo antecedido por una unidad de
deshidratación mediante la utilización de un Tamiz molecular. Se recuperaron
varias fracciones de líquidos en cada una de las corrientes estudiadas y
simuladas obteniendo un porcentaje bastante alto en el gas de Guárico
asociado y como el gas mas pobre el de Guárico libre.
Palabras claves: gas natural, simulación, extracción de líquidos, compresión, LGN, deshidratación.
IX
DERECHOS RESERVADOS
Pernía Medina, Erik Yecenia. C.I: 15.989.835, Urdaneta González, María laura.
C.I: 17.736.459. “STUDY COMPARATIVE OF THE WEALTH OF THE GAS NATURAL VENEZUELAN, SIMULATING WITH THE VALVE JOULE-THOMSON”. Special work of degree. Maracaibo. University Rafael Urdaneta,
Faculty of Engineering, School of Chemical Engineering. May 2005.
ABSTRACT The purpose of the investigation was comparing the possible recovery of liquids
starting from the gas natural Venezuelan, with the purpose of recovering the
fractions of (C3+ ) and heavier components, taking into account the process
simulations made with the gas from several regions from the country, ( West
(PEQUIVEN), Free East and Associate, Guárico and Outside Coast). The
investigation is of descriptive type and the design of the same one is of field,
also not called experimental. The population in study this conformed by the
natural gas of several regions of the country and the technique of data
collection used was the direct observation, visits, bibliographic investigation and
contact with plant engineers. The study was made through the simulation of
processes HYSYS version 3.2, including all the Mechanical Refrigeration plant
with the use of a Joule – Thomson valve, this process was preceded
dehydration unit by means of the use of a molecular Sieve. They recovered
several fractions of liquids in each one of the studied currents and feigned
obtaining a quite high percentage in the gas of associate Guárico and as the
gas but poor that of free Guárico.
Key Words: Natural gas, Simulation, Liquids Extraction, Compression, LGN,
Dehydration, Joule-Thomson Expansion
X
DERECHOS RESERVADOS
Índice general
ÍNDICE GENERAL
VEREDICTO ......................................................................................................VDEDICATORIA .................................................................................................VIAGRADECIMIENTOS.....................................................................................VIIIRESUMEN ........................................................................................................IXABSTRACT .......................................................................................................XINTRODUCCIÓN. .............................................................................................. 1
CAPÍTULO I....................................................................................................... 4PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA. .............................. 4OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN............................................................. 5Objetivo general ............................................................................................... 5Objetivos específicos ...................................................................................... 5JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA. ................................................................ 6DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÒN ........................................................ 7
CAPÍTULO II...................................................................................................... 9 MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 9 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN..................................................... 9 FUNDAMENTOS TEÓRICOS ........................................................................ 12 Gas natural ..................................................................................................... 12 Nomenclatura del gas natural....................................................................... 12 Composición del gas ..................................................................................... 13 Volumen del gas ............................................................................................ 17 Riqueza del gas.............................................................................................. 17 El gas natural como materia prima............................................................... 18 Generalidades del gas natural ...................................................................... 19 Características ............................................................................................... 19 Tratamiento del gas natural .......................................................................... 20 Deshidratación ............................................................................................... 21 Importancia de la deshidratación del gas.................................................... 21
XI
DERECHOS RESERVADOS
Índice general
Proceso de unidad de deshidratación ......................................................... 21 Endulzamiento ............................................................................................22 Procesamiento del gas natural..................................................................22 Extracción de líquidos................................................................................22 Fraccionamiento de líquidos .....................................................................23 Almacenamiento de líquidos .....................................................................24
Propiedades y comportamiento del gas natural ......................................... 24 Medición de gas ............................................................................................. 25 Tuberías de gas.............................................................................................. 26 Hidratos .......................................................................................................... 27 Las principales características de los hidratos ......................................... 28 Condiciones primarias .................................................................................. 29 Condiciones secundarias: ............................................................................ 29 Técnicas utilizadas para predecir la presencia de agua libre y/o formación de hidratos...................................................................................................... 31 Técnicas utilizadas para determinar el contenido de agua en el gas natural. ............................................................................................................31 Corrosión........................................................................................................ 32 Los costos asociados a la corrosión ........................................................... 34 Inundación...................................................................................................... 35 Simulación...................................................................................................... 35 Programa de simulación utilizado................................................................ 37 Hysys process................................................................................................ 37 Proceso de refrigeración............................................................................... 39 Efecto joule-thomson .................................................................................... 39 Especificaciones de diseño. ......................................................................... 42 Síntesis de cálculos....................................................................................... 42 Equipos de refrigeración............................................................................... 43 Tipos de compresores................................................................................... 43
Compresores de refrigeración...................................................................43 Compresores centrífugos ..........................................................................44 Compresores reciprocantes. .....................................................................44 Compresores rotatorios. ............................................................................45
Tipos de enfriadores...................................................................................... 46 Enfriador tipo caldera (kettle type chiller) ................................................46 Enfriador de placa (plate-fin chiller)..........................................................47
Proceso de fraccionamiento ......................................................................... 47
XII
DERECHOS RESERVADOS
Índice general
Conceptos fundamentales ............................................................................ 47 Equipo de fraccionamiento. .......................................................................... 48 LISTA DE SÍMBOLOS..................................................................................... 50 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS. ........................................................ 52
CAPÍTULO III................................................................................................... 56 MARCO METODOLÓGICO............................................................................. 56 TIPO DE INVESTIGACIÓN ............................................................................. 56 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN .................................................................. 57 POBLACIÓN Y MUESTRA. ............................................................................ 58 FUENTES E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS. ................. 59 PROCESO DE LA INVESTIGACIÓN .............................................................. 60
CAPITULO IV. ................................................................................................. 64 ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS. ............................................... 64
CONCLUSIONES. ........................................................................................... 82 RECOMENDACIONES.................................................................................... 83 BIBLIOGRAFÍA. .............................................................................................. 84 ANEXOS.......................................................................................................... 86
XIII
DERECHOS RESERVADOS
Índice general
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1. Componentes del gas natural...................................................... 15 TABLA 2. Composiciones del gas natural venezolano............................... 16 TABLA 3. Fases de la investigación............................................................. 60 TABLA 4: Composición de la alimentación ................................................. 67 TABLA 5:Composición del gas de pequiven “complejo petroquímico el tablazo- occidente”, después de pasar a través de la válvula J-T .............70 TABLA 6:Porcentajes de recuperación de propano en el gas de varias regiones del país. ...........................................................................................71 TABLA 7: Composición del gas de occidente pequiven ............................ 75 TABLA 8: Composición del gas de guárico libre ........................................ 76 TABLA 9: Composición del gas de costa afuera libre ............................... 77 TABLA 10: Composición del gas de oriente libre ....................................... 78 TABLA 11: Composición del gas de oriente asociado ............................... 79 TABLA 12: Temperaturas de la válvula joule - thomson ............................ 80 TABLA 13: Producción de propano en cada región del país. .................... 80
XIV
DERECHOS RESERVADOS
Índice general
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1. Molécula de hidrato..................................................................... 28 FIGURA 2.Curva de inversión ...................................................................... 40 FIGURA 3.Columna fraccionadora. (fuente pernía-urdaneta.2005) ........... 48 FIGURA 4. Planta de refrigeración mecánica con la válvula j-t ................. 69 FIGURA 5. Recuperación de lgn en distintas regiones del país ................ 74 FIGURA 6. Composición del gas de occidente (pequiven) ........................ 75 FIGURA 7. Composición del gas en guárico libre....................................... 76 FIGURA 8. Composición del gas costa afuera libre................................... 77 FIGURA 9. Composición del gas de oriente libre........................................ 78 FIGURA 10.Composición del gas de oriente asociado............................... 79
XV
DERECHOS RESERVADOS
Introducción
INTRODUCCIÓN.
En la industria petrolera es imprescindible tener una planta donde se
deshidrate el gas húmedo proveniente de pozos así como también la utilización
de una planta de refrigeración mecánica donde se hace la extracción de
líquidos del gas natural (LGN) al gas que va a ser alimentado posteriormente a
otras plantas. Esta extracción puede realizarse por varios métodos como:
Expansión isoentálpica (efecto Joule-Thomson), Refrigeración externa (ciclo de
propano), Expansión con turbina, en esta investigación se estudiara más de
una manera mas profunda el proceso de refrigeración mecánica con la válvula
Joule-Thomson.
Al realizar las simulaciones con varias muestras de gas del país, se
conocerá el porcentaje de recuperación de LGN en cada corriente dando una
idea de que región del país cuenta con el gas mas rico en LGN, de esta
manera se comparan los distintos porcentajes con los costos de fabricación de
la planta para conocer si en todas las regiones seria factible la fabricación de
dicha planta de refrigeración.
Este trabajo de investigación esta estructurados en cuatro Capítulos,
El Capitulo I, El Problema, plantea el problema a analizar, los objetivos tanto
general como específicos a lograr, también justificación y la importancia de este
trabajo tanto para la industria petrolera como para la práctica profesional del
tesista.
En el Capitulo II, El Marco Teórico, se enmarca teóricamente toda la
información necesaria para el estudio del problema y el mejor entendimiento
para el desarrollo de este análisis, como lo son las diferentes partes que
pueden conformar una planta de refrigeración, simulador HYSYS Process,
comportamiento, volumen, composición del gas natural como otros tópicos.
En el Capitulo III, El Marco Metodológico hace referencia al tipo y
diseño de la investigación, la metodología utilizada y las fases a seguir durante
la investigación.
Análisis de Resultados donde desarrollado en el Capitulo IV, donde se
logran los objetivos planteados al inicia de la investigación.
1
DERECHOS RESERVADOS
Introducción
Finalmente se realizaran conclusiones y recomendaciones referentes a
los resultados obtenidos en la investigación, están enmarcadas en la utilización
del mejor gas del país para las plantas de refrigeración mecánicas con los
mejores porcentajes de extracción de LGN.
2
DERECHOS RESERVADOS
El Problema
CAPÍTULO I.
PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.
Actualmente, la mayor parte de la producción de gas en Venezuela se
encuentra asociada a la producción de crudo, así los volúmenes disponibles
dependen de los planes y programas de desarrollo de petróleo.
El mayor gas producido en Venezuela es del tipo asociado con el petróleo
y la mayor parte en la zona occidental, aportando el mayor volumen de gas a
la producción nacional.
Debido a la creciente demanda del gas natural a nivel mundial, lo ha
situado como el gas combustible más utilizado para el uso doméstico, como
generador de electricidad y para las industrias, en especial la petroquímica
donde se utiliza como materia prima están obligadas a tratar de eliminar las
impurezas presentes en él. El gas natural está compuesto por varios
hidrocarburos entre ellos: metano, etano, propano, butano, n-butano,
gasolinas naturales; el propano y los otros compuestos mas pesados por ser
fácilmente licuables, reciben el nombre de líquidos del gas natural (LGN). El
gas natural también contiene vapor de agua, dióxido de carbono, azufre,
nitrógeno y helio.
Para la eliminación de las impurezas se puede recurrir a varios procesos
como absorción, adsorción y refrigeración mecánica por expansión con
turbina, evitando así incidentes negativos sobre los procesos posteriores y
la calidad de los productos. Los líquidos de hidrocarburos y el agua suelen
ser problemáticos, bajando la calidad del gas. Si el agua presente en la
mayor parte del gas no se elimina, se tendrá, una alta tasa de corrosión en
4
DERECHOS RESERVADOS
El Problema
las líneas de transmisión y también puede haber problemas por formación
de hidratos.
El alto valor alcanzado por los líquidos del gas natural, las necesidades
de la industria petroquímica y la refinación venezolana, se convierte en el
mayor incentivo para el mejoramiento a la hora de aprovechar el gas rico
asociado a los yacimientos de la región occidente.
En este sentido se ve en la necesidad de comparar con cual gas natural
es más efectiva la recuperación de líquidos dependiendo de la región donde
sea extraído.
OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN.
Objetivo General
Comparar el porcentaje de recuperación de líquidos del gas natural
venezolano por medio de la simulación del proceso de refrigeración
mecánica con la válvula Joule-Thomson.
Objetivos Específicos
• Simular la alimentación del gas natural de la planta de refrigeración
mecánica utilizando HYSYS, tratando de lograr optimización del
proceso.
• Comparar los resultados obtenidos de la simulación de la planta en
occidente con los resultados de las simulaciones del gas de Oriente
libre, Oriente asociado, Costa afuera y Guárico libre.
5
DERECHOS RESERVADOS
El Problema
JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA.
En la industria petroquímica no cabe la menor duda, es el gas natural
indispensable como materia prima para llevar a cabo procesos posteriores,
así como también para generar electricidad, consumo doméstico, no obstante
mayor valor agregado está en su transformación como producto químico y
petroquímico.
El proceso de extracción de líquidos del gas natural se llevará a cabo
mediante refrigeración por expansión a través de una válvula Joule-Thomson
(refrigeración mecánica), motivada al alto precio y a la creciente demanda en
la producción de líquidos del gas natural (LGN), cuyo uso se incrementa cada
día, Para este fin se empleará una corriente de gas, llamada gas húmedo o
previamente comprimido y luego dichos procesos tienden a minimizar los
costos en la industria debido al no requerir el cambio de los compresores,
evitando sustituir los equipos de alto costo, por lo tanto es necesario cumplir
con dicha extracción antes del contacto con los compresores.
La intención de utilizar la válvula Joule-Thomson en esta investigación es
el de analizar y estudiar el proceso de refrigeración mecánica, aplicada la
recuperación de líquidos del gas natural, produciendo GLP y una corriente de
gas seco, el cual se tiene un uso diferente al inicialmente propuesto.
Por lo tanto, se debe lograr extraer la mayor cantidad de líquido en una
corriente de gas natural, para una mejor comercialización de dichos líquidos
y optimizar el uso del gas natural seco o residual, el cual pasará a través de
las tuberías, listo para ir a gas a ventas.
6
DERECHOS RESERVADOS
El Problema
La finalidad de la investigación es el comparar con que gas natural
dependiendo de la región de Venezuela se puede lograr la mayor
recuperación de fracciones de C3+, y mas pesados, usando diferentes fuentes
de suministro, cuanto gas residual se produce.
DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÒN
La investigación se llevó a cabo en la Universidad Rafael Urdaneta (URU),
ubicada en Maracaibo, Estado Zulia, con la data del gas de varias regiones
del país, para la muestra de occidente se tomó gas de las plantas de
tratamiento de gas natural pertenecientes al Complejo Petroquímico El
Tablazo (PEQUIVEN); El periodo de evaluación se estimo en
aproximadamente seis meses, desde Octubre de 2004 hasta Abril de 2005.
7
DERECHOS RESERVADOS
Marco Teórico
CAPÍTULO II. Marco Teórico
ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
En 1994, Rojas M. realizó una investigación llamada “Evaluación
técnico-económica de mezcla etano-propano como refrigerante en el sistema
de refrigeración mecánica de la planta LGN I (El Tablazo)”. El propano posee
ciertas limitaciones como refrigerante entre ellos su temperatura de
vaporización a la presión atmosférica y a una temperatura de -43ºF
representando esta su temperatura limite de enfriamiento del propano. La
adición de etano produce disminución de la temperatura de refrigeración y un
incremento de la entalpía de vaporización, lo que mejora la capacidad de
refrigeración. Estudios internacionales establecen que con mezclas
optimizadas de etano-propano se pueden lograr mayores capacidades de
refrigeración que con el propeno para nuevos sistemas de refrigeración. Para
determinar si en El Tablazo era posible sustituir el propano, se utilizaron los
simuladores comerciales HYSIM de HYPROTECH, LTD. y PROCESS de
SINSCI, INC por medio de los cuales se simularon el sistema de refrigeración
de la planta y la planta de extracción de líquidos LGN I (El Tablazo), a
condiciones de diseño y a los diferentes condiciones establecidos según la
composición de cada mezcla refrigerante. El sistema de refrigeración
mecánica esta diseñado para operar con propano refrigerante y el uso de
mezclas etano-propano no produce un aumento significativo en la producción
de LGN y requiere una alta inversión en modificaciones de tipo mecánico en
el sistema actual bajo las condiciones evaluadas, el incremento en la
capacidad neta de refrigeración no satisface la posible inversión y los
posibles costos de operación generados por la modificación.
9
DERECHOS RESERVADOS
Marco Teórico
En 2003 Ewing C. y Salazar J., llevaron a cabo un proyecto de
investigación donde evalúan el impacto producido por la presencia de
líquidos en líneas de distribución de gas de levantamiento de la unidad de
explotación LAGOTRECO, con la finalidad de encontrar la causa del
problema de taponamiento ubicado en las tuberías de aguas debajo de la
válvula reguladora, producida por la formación de líquido e hidratos, y
optimizar la producción así la producción de los pozos. Este estudio se
realizo mediante la utilización del simulador PIPEPHASE, abarcando los
tramos de descarga de las plantas compresoras hasta los múltiples de gas
de levantamiento. Se obtuvieron las curvas envolventes de fases y de
formación de hidratos en cada múltiple, el 85 % de los múltiples el punto de
operación ubicado en la zona de mezcla liquido- vapor, indicando la
presencia de fracciones de líquido en el gas distribuido en las tuberías. Las
opciones propuestas para optimizar el sistema fueron la colocación de un
depurador a nivel de descarga de la planta compresora y la inyección de
Trietilénglicol como inhibidor de hidratos a diversas concentraciones evitando
la formación de hidratos durante el proceso de expansión del gas a través de
la válvula reguladora (Merla),el depurador a nivel de descarga de la planta de
compresión no resuelve los problemas de formación de hidratos, en
conclusión los taponamientos de las líneas aguas debajo de la Merla, por la
formación de liquido e hidratos de deben a problemas asociados a los pozos.
10
DERECHOS RESERVADOS
Marco Teórico
En el año 2004 Morillo, M, diseñó una planta de extracción de GLP en
un sistema existente de compresión y transmisión de gas asociado, donde
estudió los diferentes procesos de extracción de líquidos como: proceso de
refrigeración por expansión con válvula Joule- Thomson, proceso de
refrigeración mecánica con ciclo externo y el proceso de refrigeración por
expansión con Turbina; en donde se determinó la producción de líquidos del
gas natural con cada proceso dando como resultado al utilizar la válvula
Joule-Thomson 1951 Bbl/ día de GLP, con ciclo externo 2296 Bbl/ día y
refrigeración por expansión con turbina fue capaz de producir 2320 Bbl/ día,
en esta investigación se tomó en cuenta al seleccionar la nueva planta de
extracción debe ser lo mas simplificado posible con la menor cantidad de
equipos de proceso y auxiliares, el proceso de extracción por refrigeración
mecánica fue el mas atractivo para dicho estudio, debido a la alta eficiencia y
bajos requerimientos de potencia, por la factibilidad técnica y alta
recuperación de GLP de 2296 Bbl/ día, muy rica en propano (31 %).
11
DERECHOS RESERVADOS
Marco Teórico
FUNDAMENTOS TEÓRICOS
Gas Natural
Es una mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente por gas
metano y en proporciones menores de otros hidrocarburos, como etano,
propano, butanos, pentanos, y otros; también contiene impurezas como
vapor de agua, azufre, dióxido de carbono, nitrógeno e inclusive helio.
El gas se acumula en yacimientos subterráneos en regiones
geológicas conocidas como "cuencas sedimentarias de hidrocarburos" y
puede existir en ellas en forma aislada o mezclado con el petróleo.
Nomenclatura del Gas Natural
La diversidad de elementos hidrocarburos y de otros componentes
químicos gaseosos donde se forma el gas natural contenido en los
yacimientos origina una nomenclatura propia del sector gas. Esta
nomenclatura está asociada con los procesos industriales, donde se derivan
del aprovechamiento económico de las sustancias y están contenidas en el
gas natural.
La fracción más liviana del gas natural es el metano, también llamado
simplemente gas natural o gas seco.
Como GLP, o gases licuados de petróleo, se denomina al gas propano
o las mezclas de éste con gas butano en forma líquida a temperaturas de
12
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(-43) grados centígrados y presión atmosférica. Esta fracción del gas natural
se comercializa en bombonas o en camiones, cilindros, o a granel en
gandolas o barcos refrigerados.
Como líquidos del gas natural (LGN), se conoce la fracción licuable del
gas natural, mas pesada al metano. Incluye al GLP y las gasolinas naturales.
El etano se separa en el proceso previo y es altamente apreciado en la
industria petroquímica por su conversión final en plásticos
Gas Natural Licuado (GNL), se denomina al metano licuado, esto
ocurre cuando el gas es enfriado a temperaturas de aproximadamente
(-127) ºC (temperaturas criogénicas) a presión atmosférica se condensa a
un líquido y se reduce su volumen en 600 veces para transportarlo en
buques dedicados y especializados llamados "metaneros" hacia los centros
de consumo.
La Gasolina Natural, es una mezcla de pentanos, hexano y otros
hidrocarburos más pesados. Se usa en las refinerías para la preparación de
gasolinas de uso automotor y como materia prima para la petroquímica.
El Gas Natural Comprimido (GNC), es el gas natural seco comprimido
a 200 bar (2900.75psi). Se almacena en cilindros a alta presión y se usa
como combustible alternativo en reemplazo de las gasolinas.
Composición del Gas
Su composición puede variar dependiendo de si el gas es asociado o
no con el petróleo, o de la región de Venezuela de donde proviene; oriente,
centro y occidente. Si ha sido procesado o no en plantas industriales.
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La composición básica abarca metano, etano, propano e
hidrocarburos de alto peso molecular (en pequeñas proporciones).
Normalmente tiene un bajo contenido de contaminantes, tales como:
nitrógeno, dióxido de carbono, agua y sulfuros.
Al gas natural proveniente de la actividad de producción del crudo se
le denomina gas natural asociado, si el gas se produce de un yacimiento
donde no hay petróleo, se le conoce como gas natural no asociado. El gas
natural asociado contiene mayores cantidades de componentes pesados, el
no asociado (propano, butano, pentano, hexano y otros).
Se denomina gas rico aquel cuyo contenido es en mayor proporción
de componentes pesados y, por lo tanto, se le pueden extraer mayores
volúmenes de líquidos del gas natural. Se llama gas pobre aquel compuesto
conformado principalmente por metano y cantidades insignificantes de los
otros hidrocarburos.
La composición del gas tiene un impacto principal en la economía de
la recuperación de LGN y la selección del proceso. En general, el gas con
cantidades mayores de productos de hidrocarburos licuables produce mayor
cantidad de productos y por consiguiente grandes ingresos para las
facilidades de procesamiento de gas.
Si el gas es más rico, tendrá cargas de refrigeración más grandes. Los
gases pobres por lo general requieren condiciones de proceso más severas
(bajas temperaturas) para alcanzar altas eficiencias de recuperación.
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TABLA 1.
Componentes del Gas Natural
Componentes del Gas natural Nomenclatura
Hidrocarburos
Metano CH4
Etano C2H6
Propano C3H8
Butano C4H10
Gases Ácidos
Dióxido de Carbono CO2
Sulfuro de Hidrógeno H2S
Sulfuro de Carbonilo COS
Disulfuro de Carbono CS2
Mercaptanos RSH
Inorgánicos
Agua H2O
Nitrógeno N2
Oxígeno O2
Cloruros NaCl
Ocasionales
Inhibidores, antiespumantes, sólidos. -
Agentes y Ácidos de fracturamientos -
Aceites de compresores -
Fuente: www.gas-training.com. 2004
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COMPOSICIÒN TÌPICA DEL GAS NATURAL EN DISTINTAS ÁREAS DE VENEZUELA
COMPOSICIÒN TÌPICA DEL GAS NATURAL EN DISTINTAS ÁREAS DE VENEZUELA PORCENTAJE MOLARES
Componentes Occidente
(asociado) Guárico (libre)
Oriente (libre)
Oriente (asociada)
Costa Afuera (libre)
Metano 73.10 90.60 76.90 75.10 90.50 Etano 11.00 2.60 5.80 8.00 5.00 Propano 6.00 1.10 2.50 4.60 2.20 i-Butano 1.10 0.40 0.50 0.90 0.40 n-Butano 1.90 0.20 0.60 1.10 0.70 i-Pentano 0.60 0.30 0.30 0.30 0.30 n-Pentano 0.50 0.20 0.20 0.30 0.20 Hexano 0.50 0.30 0.20 0.20 0.20 Heptano 0.40 0.30 0.40 0.20 0.20 Dióxido de Carbono 4.40 4.00 12.50 9.20 0.20 Nitrógeno 0.50 - 0.10 0.10 0.10 Total 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 H2S (6 a 20000) 50 0 0-30 0 Gravedad Específica 0.79848 0.65016 0.76947 0.77780 0.63809 Poder Calorífico (Btu/pie3) 1271.53 1059.07 1029.60 1125.52 1134.27 Poder Calorífico (Kcal/m3) 11314.92 9425.42 9161.75 10015.73 10093.61
TABLA # 2
FUENTE: MARCÍAS J. (1995 PAG.7)
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Volumen del Gas
Para muchos cálculos de ingeniería del gas natural, es conveniente
medir el volumen ocupado por 0.453 Kg/mol de gas a una temperatura y
presión de referencia. Estas condiciones de referencia por lo general son
14,7 lpca y 15.5 ºC conocidas como las condiciones estándar. El volumen
normal se define entonces como el volumen ocupado por 1 lb-mol de un gas
ideal a condiciones estándar, donde se calcula de la siguiente manera:
( )CE
CECE P
T*R*1V = Ec. (1)
Sustituyendo por la presión y la temperatura, produce
VCE = 379,4 pcn/lb-mole
Donde:
VCE= volumen a condiciones estándar, pcf/lb-mole
TCE= temperatura a condiciones estándar, ºR
PCE = presión a condiciones estándar, lpca
Riqueza del Gas
La riqueza del gas natural producido se mide en GPM, unidad definida
como el contenido de líquidos de componentes C3+ presentes en el gas
natural.
El GPM significa cantidad de galones de líquidos obtenidos por el
contenido de propano y más pesados (C3+), por cada mil pies cúbicos de gas
natural a condiciones estándar. Mientras mayor sea el GPM del gas, éste se
considera más rico, por contener mayor proporción de componentes
pesados, lo cual permite extraer mayores volúmenes de LGN.
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En la práctica es común recuperar en estado líquido, únicamente el
propano y compuestos mas pesados de un gas, no es común considerar el
metano y etano al calcular el contenido de líquido GPM, de un gas, a pesar
de ello se puede incluir en las muestras comerciales de gas natural, el valor
de C2+ el cual puede ser un indicador útil en algunas ocasiones. En teoría es
posible recuperar el propano y elementos más pesados como líquido, aunque
en la práctica, solo se recupera un porcentaje de esta cantidad. Los sistemas
criogénicos (a muy bajas temperaturas) han mejorado tecnológicamente, el
porcentaje de recuperación profunda de los líquidos del gas natural han
aumentado a más del 98 %.
En el cálculo de GPM se debe conocer el número de pies cúbicos
normales de un componente dado e estado gaseoso, requeridos para
producir en galón de líquido. Este factor se determina fácilmente a partir de la
densidad liquida y el peso molecular de cada componente puro.
El Gas Natural Como Materia Prima
El gas natural húmedo tiene gran importancia como fuente de
aprovechamiento de gasolina, para lo cual se suele transportar el gas a las
unidades de extracción, en donde se le separa de los hidrocarburos líquidos
formadores de la llamada gasolina natural o gasolina rectificada. Los
hidrocarburos gaseosos más fácilmente condensables, tales como propano y
butano se pueden extraer también en estas condiciones, quedando un gas
residual «pobre» con casi las mismas propiedades del gas seco.
Al considerar las reacciones del gas seco natural procedente de los
pozos o del gas residual pobre de las plantas de extracción, se puede
suponer con seguridad su composición formada principalmente de metano.
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La descomposición de estos gases suministra, por tanto, una fuente de
carbón e hidrogeno que son, en si mismo, los elementos básicos de todo
compuesto orgánico. (EL INSTITUTO DEL PETRÓLEO, 1963).
Generalidades del Gas Natural Características:
• El gas natural extraído de los yacimientos, es un producto
incoloro e inodoro, no tóxico tan ligero como el aire. Procede de la
descomposición de los sedimentos de materia orgánica atrapada entre
estratos rocosos y es una mezcla de hidrocarburos ligeros, en donde
el metano (CH4) se encuentra en grandes proporciones, acompañado
de otros hidrocarburos y gases cuya concentración depende de la
localización del yacimiento.
• El gas natural es una energía eficaz, rentable y limpia, y por sus
precios competitivos y su eficiencia como combustible, permite
alcanzar considerables economías a sus utilizadores. Por ser el
combustible más limpio de origen fósil, contribuye decisivamente en la
lucha contra la contaminación atmosférica, y es una alternativa
energética, se destacará en el siglo XXI por su creciente participación
en los mercados mundiales de la energía.
• La explotación a gran escala de esta fuente energética natural
cobró especial relevancia tras los importantes hallazgos registrados en
distintos lugares del mundo a partir de los años cincuenta. Gracias a
los avances tecnológicos desarrollados, sus procesos de producción,
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transporte, distribución y utilización no presentan riesgos ni causan
impacto ambiental apreciable.
• La distribución no homogénea de reservas petroleras,
condiciona el crecimiento económico de un país, a la dependencia de
este recurso. "Ningún país del mundo con grandes expectativas en su
crecimiento económico, con reservas de gas natural y que
especialmente no sea un país petrolero, no puede dejar de lado el uso
intensivo del "GNC" como combustible alternativo.
• En corto tiempo, las estrictas normas de emisiones
desarrolladas por las autoridades de control, serán aplicadas más
severamente aún en los países en desarrollo.
• Las emisiones propias de naftas y gasoil, existen limitadas en
los motores a "GNC", la cual permitirá progresar en el desarrollo de los
mismos.
Tratamiento del Gas Natural
Se considera tratamiento del gas natural toda aquella actividad de
índole físico y químico donde se adecua el gas, para poder ser empleado
como combustible ó materia prima para la industria petroquímica, debido a
una alta concentración de H2O, CO2 y H2S; generando en los sistemas de
procesamiento y de transporte, problemas de corrosión, riesgo operacional y
reducción de la eficiencia del gas como combustible y productor de LGN.
Dentro de los procesos de tratamiento para cumplir con las
especificaciones de contenido de H2O, CO2 y H2S se encuentra:
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Deshidratación
Es un proceso mediante el cual se remueve el agua del Gas Natural y
dependiendo de la tecnología empleada el contenido de agua del gas ya
deshidratado puede ir desde 7 lb/MMpce hasta partes por millón. Los
principales procesos empleados son la deshidratación mediante trietilénglicol
(TEG),el cual es un proceso de absorción en donde el TEG se pone en
contacto contracorriente en una columna con el Gas Natural, este sale por el
tope deshidratado y el TEG pasa a un sistema de regeneración donde se le
elimina el agua absorbida, el otro proceso es la deshidratación mediante
Tamices Moleculares, a diferencia del proceso anterior este es un proceso de
adsorción donde a un lecho de sólidos desecantes con amplia afinidad por el
agua y químicamente inertes se les hace fluir el gas natural húmedo, este
sale seco y el sólido desecante es regenerado mediante gas seco caliente.
Importancia de la Deshidratación del Gas
La deshidratación del gas se requiere para prevenir la formación de
hidratos y condensación del agua así mismo para cumplir con requerimientos
de los equipos utilizados en el sistema y por último para evitar la corrosión.
Proceso de Unidad de Deshidratación El gas natural extraído del pozo es mezclado con una corriente de
agua saturada para ser alimentado a un mezclador (MIX- 100) para luego
pasar a un saturador el cual opera a una temperatura y una presión
determinada, en el fondo sale agua libre y en el tope sale gas saturado, el
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cual pasa a través de un enfriador (E-103) encargado de disminuir la
temperatura hasta para introducirlo a un separador (V-103) donde opera a
una presión y temperatura, en el fondo del separador sale liquido y como
producto de tope, vapor alimentado después a un deshidratador encargado
de dejar al gas sin ningún tipo de liquido para poder llevarlo sin ningún
problema a la planta de refrigeración.
• Endulzamiento
Se debe tener presente su uso, el cual, denota la eliminación de los
componentes ácidos del gas natural, por lo general el dióxido de carbono y el
sulfuro de hidrógeno. A los efectos del tema en estudio, otros componentes
ácidos como el COS y el CS2, tienen una gran importancia debido a su
tendencia a dañar las soluciones utilizadas para endulzar el gas y, por lo
general, no se reportan dentro de la composición del gas a tratar, una
costumbre muy costosa para la industria.
• Procesamiento del Gas Natural
El Gas Natural después de haber sido tratado y dependiendo de su
composición, es posible que contenga hidrocarburos de gran valor comercial,
cualquier industria con el fin de maximizar el valor de sus productos, procesa
este gas ya tratado para extraer Etano, Propano, Butanos, Gasolina y
Residual, los cuales, tienen un gran valor en los mercados Nacionales y
Extranjeros. El Procesamiento del Gas Natural esta conformado por las
siguientes etapas:
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• Extracción de Líquidos
La forma más utilizada para la obtención de líquidos del gas natural es
mediante la reducción de la temperatura del mismo. Esto se puede lograr
mediante una refrigeración directa utilizando los principios de refrigeración
mecánica o autorefrigeración por expansión. La selección del método o la
combinación de los mismos, depende de la composición del gas, del
producto a obtener, del nivel de recobro deseado y/o de los parámetros
económicos y de diseño de una situación en particular. El principio
termodinámico, en el cual se basan las diferentes tecnologías de extracción
de líquidos, busca llevar al gas natural a condiciones de saturación para
luego reducir la temperatura ya sea por refrigeración proceso conocido como
Refrigeración Mecánica o expansión del fluido. La expansión puede ser
realizada isentrópica o isentálpicamente, de esta manera se obtiene la mayor
cantidad de líquidos; cuando la expansión es efectuada en forma isoentálpica
el proceso es adiabático y es conocido como expansión Joule Thompson,
mientras la expansión se realiza isoentrópicamente, a través de un sistema
de turbo expansión se obtendrá una menor temperatura y una mayor
cantidad de líquido.
• Fraccionamiento de Líquidos
El proceso de fraccionamiento es aquel mediante el cual se obtiene de
los líquidos del gas natural (LGN) uno o varios productos bajo
especificaciones comerciales, esto se logra mediante una columna de platos
o empaques promoviendo el intercambio de masa entre el líquido y el vapor,
el cual es generado por el calor introducido al sistema. Este vapor al
ascender por la columna se va enfriando, generando la disminución en la
concentración de sus componentes mas pesados. En la fase líquida se
presenta el proceso inverso, a medida que desciende por la columna se
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calienta vaporizando sus componentes más livianos, generando así mediante
este intercambio energético y masico los productos deseados bajo
especificación.
• Almacenamiento de líquidos
La riqueza del gas natural producido se mide en GPM, unidad la cual
se define como el contenido de líquidos de componentes C3+ presentes en el
gas natural.
El GPM significa cantidad de galones de líquidos obtenidos por el
propano y demás pesados (C3+), por cada mil pies cúbicos de gas natural a
condiciones estándar. Mientras mayor sea el GPM del gas, éste se considera
más rico, por contener mayor proporción de componentes pesados, lo cual
permite extraer mayores volúmenes de LGN. (MARTÍNEZ, M. 1995)
Propiedades y Comportamiento del Gas Natural
En la forma más simple, un gas puede considerarse compuesto de
partículas sin volumen entre las cuales no existe fuerza de atracción. Es un
fluido homogéneo, generalmente de baja densidad y viscosidad, sin volumen
definido y llena cualquier volumen donde sea colocado.
La anterior definición de gas, generalmente se cumple a condiciones
de baja presión y temperatura, pero gradualmente se aparta de esta
definición y el comportamiento teórico se aparta del observado. Mientras
aumenta la presión y temperatura, debe incluirse el volumen de las
moléculas y la fuerza entre ellas. Los gases asociados a la definición dada en
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el párrafo anterior se denominan gases perfectos o ideales. Si no cumple
esta definición se denomina gases reales.
Las tres cosas más importantes sobre el gas natural son: el ser
quemado de forma limpia, libera energía y se puede comprimir y transportar
en forma fácil y segura a través de barcos y por tuberías subterráneas. El
mayor componente del gas natural es metano, un compuesto natural
relativamente no tóxico. El gas se empezó a formar hace millones de años, a
raíz de la descomposición de plantas y animales.
Bajo condiciones normales, el gas natural es vapor en vez de un
sólido (como el carbón) o un líquido (como el petróleo). El gas natural se
acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas subterráneas así como el
agua se acumula en la porosidad de una esponja. En ocasiones el gas
natural se queda atrapado debajo de la tierra por rocas sólidas evitando así
el flujo del mismo. El gas atrapado en el subsuelo se conoce con el nombre
de yacimiento de gas.
El gas natural puede estar acompañado de impurezas, es decir, de
sustancias en cuya estructura hay átomos distintos al hidrogeno y al carbono.
Tales impurezas deben ser reducidas o eliminadas, para cumplir con normas
operacionales y ambientales a nivel nacional e internacional (MARTINEZ, M 1995).
Medición de Gas
En la industria petrolera, la medición de gas se realiza en el punto
donde se produce, inyecta o comercializa como combustible y otros usos. Del
análisis y procesamiento de las mediciones de gas en los diferentes puntos
operacionales, obteniendo información para los siguientes usos:
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Para una medición efectiva de la cantidad de gas producido o
procesado, se utiliza el medidor de orificio, con el cual se pueden medir
volúmenes grandes o pequeños, con bastante exactitud. El principio del
medidor de orificio se basa en la caída de presión producida entre dos puntos
de una tubería cuyo diámetro intermedio se reduce. Como resultado de esta
operación se obtiene dos parámetros importantes en la medición de gas:
Presión Diferencial: Es la caída de presión producida al pasar el gas
a través del orificio. Se registra en los discos instalados en los instrumentos
de medición con tinta roja.
Presión Estática: Es la presión del sistema de recolección, y se
registra en los discos instalados en los instrumentos de medición con tinta
azul.
Tuberías de Gas
Corrientemente, en los campos petrolíferos y/o gasíferos se habla del
gas de alta y baja presión. Estas designaciones son importantes porque
determinan la capacidad o fuerza propia (presión) de flujo del gas producido
por los pozos. La presión hace posible la recolección del gas y su transmisión
por tuberías (gasoducto) de determinada longitud y diámetro. El gas de baja
presión difícilmente puede ser aprovechado comercialmente. Las razones
sobre su utilización son técnicas y económicas. Generalmente, el volumen de
gas solo asociado con petróleo producido por los pozos de baja presión es
muy poco. Por tanto, la recolección de todo este gas implica cuantiosas
inversiones en las instalaciones requeridas para manejarlo, como son: red
tuberías, compresión, medición, tratamiento y transmisión a sitios distantes.
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El gas a alta presión, solo si, los volúmenes son técnica y
económicamente suficiente para ventas durante largo tiempo, ofrecen
mayores posibilidades de comercialización siempre y cuando los mercados
hagan factibles el éxito de las inversiones.
El concepto del flujo de gas por gasoducto no difiere del concepto de
petróleo por oleoductos, o sea fluido gaseoso y liquido. Sin embargo, debido
a las características y propiedades físicas de los gases y de los líquidos, es
necesario tomar en cuenta ciertas diferencias al tratar matemáticamente el
comportamiento del flujo de uno y otro por tuberías.
Para el gas natural, se han derivado un buen número de fórmulas
aplicables a las condiciones de flujo. Por tanto, la nomenclatura de las
ecuaciones utilizadas es muy específica en expresar y abarcar determinadas
condiciones para casos generales y especiales.
Hidratos
Los hidratos son cristales formados por hidrocarburos y agua libre bajo
condiciones de presión y temperatura muy particulares según la composición
molecular del gas natural. Son compuestos sólidos en formas de cristales
con apariencia de nieve. Su presencia se debe a una reacción entre el gas
natural y el agua. En esta reacción el solvente es el agua en forma de vapor
y las moléculas de gas más livianas entran en los puentes de hidrógeno de
agua, formando estructuras tridimensionales.
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Figura 1. Molécula de hidrato (fuente: www.geocities.com, 1.999)
Las Principales Características de los Hidratos Son:
• Su composición es aproximadamente un 10% de hidrocarburos
y un 90% de agua.
• Su gravedad específica es de 0.98, flotan en el agua, pero se
hunden en los hidrocarburos.
• Su formación ocurre si existe vapor de agua o se enfría el gas
por debajo de la temperatura de formación de hidratos.
• Cristaliza en estructura cúbica o en una combinación de dos
estructuras cúbicas en moléculas atrapadas en cavidades. Dicha
estructura es muy débil y puede disgregarse.
• Metano, etano y sulfuro de hidrógeno pueden ocupan pequeñas
cavidades esféricas, el propano y el butano solo pueden ocupar
cavidades largas. Estos últimos dos compuestos forman hidratos
inestables.
• Existen tres tipos de estructuras cristalinas para los hidratos en
un gas. Las moléculas más pequeñas (CH4, C2H6, H2S, CO2) forman
una estructura cúbica centrada y las moléculas más largas (C3H8, n-
C4H10) forman una estructura en forma de diamante con 17 moléculas
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de agua por cada molécula de gas, y un tercero formado por los
gases mezclados originan una estructura de esta última forma.
El gas natural está asociado normalmente con el agua en forma de
vapor, a la temperatura y presión a la cual es transportado por la tubería.
Estos cristales formados por la combinación del agua con hidrocarburos
livianos y/o gases ácidos se forman a las siguientes condiciones.
Condiciones Primarias:
• Presencia de vapor o agua libre en el gas y lograr el
enfriamiento del gas por debajo de la temperatura formadora de
hidrato del mismo.
• Bajas temperaturas.
• Altas presiones.
Condiciones Secundarias:
• Alta velocidad de flujo.
• Variaciones bruscas de presión.
• Cualquier tipo de agitación o turbulencia.
• Introducción de pequeños cristales de hidratos.
• La presencia de termopozos o escamas en la tubería
(MARTINEZ, M,1995)
El agua presente en el gas, reacciona químicamente con los
componentes más volátiles presentes en el mismo, como lo son el metano
(C1), etano (C2), propano (C3), y butano (C4) bajo ciertas condiciones de
presión y temperatura formando estructuras cristalinas sólidas. A partir del
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pentano (C5) en adelante existe riesgo de reacción química con el agua
capaz de originar formación de hidratos.
Cuando los trozos de hidratos sólidos se desprenden, causan una alta
erosión interna en las tuberías y accesorios.
En aquellas situaciones donde los cálculos predicen la formación de
hidratos, estas pueden evitarse removiendo o deshidratando el agua del gas
o del líquido antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la
temperatura a la cual podría aparecer el problema planteado.
La deshidratación del gas natural puede hacerse con cualquiera de los
siguientes procesos: absorción, adsorción, expansión o inyección de algún
inhibidor. Mediante el uso de un inhibidor como el metanol (MeOH), siendo
este uno de los más utilizados, podemos prevenir la formación de hidratos.
También existen otros tipos de inhibidores como el Etilénglicol, Dietilénglicol,
y el Trietilénglicol.
A través de la utilización de una planta de deshidratación, también es
posible prevenir la formación de hidratos, dicha planta puede disminuir el
nivel de agua en forma de vapor presente en el gas. El nivel de
deshidratación requerido dependerá de la temperatura y cantidad de agua
permisible del proceso. En general, un gas puede ser transportado sin
problemas de agua libre y/o formación de hidratos si posee un nivel de
deshidratación de 6 a 7 lbs, de agua por cada millón de pies cúbicos
estándar (CAMPBELL, J, 1978)
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Marco Teórico
Técnicas Utilizadas Para Predecir la Presencia de Agua Libre y/o Formación de Hidratos:
• Mediante la utilización de la envolvente del gas, donde se
señale la curva formadora de hidratos.
• Mediante la utilización del gráfico de Mcketta – Webe. El mismo
posee una línea indicativa de las condiciones de presión y
temperatura, por debajo de las cuales se espera la presencia de
hidratos.(Anexo 1)
• Conociendo la temperatura formadora de hidratos (Tfh) y
comparándola con la temperatura del sistema, podemos predecir la
presencia o no de hidratos. Si la temperatura del sistema está por
debajo de la temperatura formadora de hidrato, entonces se formarán
hidratos. En caso contrario, los hidratos no aparecerán.
• Mediante la utilización del grafico ,ella desglosa la gravedad
especifica del gas en función de la presión y temperatura a la cual
precipitan los sólidos(Anexo 2) (MARTINEZ, M, 1.995)
Técnicas utilizadas para determinar el contenido de agua en el gas natural.
• Las graficas Mcketta y Campbell permiten conocer el contenido
de agua transportado por el gas, siempre y cuando esté
completamente saturado. Se mide en libras por cada millón de pies
cúbicos de gas a condiciones normales (14.7 lpca y 60ºF), a la presión
y temperatura a la cual se encuentra la mezcla de hidrocarburos. Este
contenido de agua se refiere al gas dulce (sin CO2 ni H2S) y puede ser
corregido por efectos de gravedad del gas y el contenido de sales
solamente si se utilizan los gráficos.(Anexo 3 y 4)
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• Mediante la realización de un análisis de cromatografía. A
través de la toma de una muestra del gas natural en algún punto de
interés de la tubería, se puede obtener el contenido de agua en libras
por millones de pies cúbicos normales a la presión y temperatura a la
cual se encuentra la mezcla (MARTINEZ, M, 1.995)
Corrosión
La corrosión se define como la destrucción o deterioro del material y/o
sus propiedades por reacciones electroquímicas o química, con el ambiente
en el cual se encuentra en servicio. Prácticamente todos los ambientes son
corrosivos, pudiéndose enumerar algunos: aire y humedad, agua dulce y
salada, atmósferas industriales y urbanas, gases, ácidos orgánicos e
inorgánicos, álcalis, solventes, aceites, y otros.
El dióxido de carbono (CO2) disuelto en el agua corroe el acero al
carbono. En la industria petrolera, ésta corrosión es controlada con más
frecuencia en pozos de gas, donde el dióxido de carbono está presente. Si el
vapor de agua se condensa en las tuberías o líneas de flujo, el ácido
carbónico formado produce corrosión dulce generalizada en el metal
expuesto.
El gas H2S disuelto en agua, normalmente, en pequeñas cantidades,
puede crear un ambiente sumamente corrosivo. Este tipo de ataque puede
ser identificado dada la formación de una capa negra de sulfuro de hierro
sobre la superficie metálica, la cual es conocida como corrosión por picadura
por H2S. Además se puede producir corrosión bajo tensión en presencia de
sulfuro y agrietamientos producidos por hidrógeno (CEPET, 1.992).
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El sulfuro de hierro forma una capa protectora y evita el progreso de la
corrosión. Pero la capa protectora puede ser eliminada fácilmente debido a
las altas velocidades del fluido. El metal queda de nuevo expuesto a la
acción de los ácidos. El H2S ataca nuevamente y genera mas sulfuro de
hierro. La pared metálica se va desgastando y disminuyendo de manera
progresiva. La ocurrencia simultánea de CO2, H2S y H2O libre forman
soluciones altamente corrosivas. El azufre, a presiones y temperaturas
moderadas, puede desplazar el oxígeno del ácido carbónico, formando acido
sulfocarbónico, el cual es altamente corrosivo.
Cuando el H2S está en el orden de los 4 ppm, y el CO2 es mayor al
2%, el sistema es particularmente corrosivo. La corrosión es función de la
temperatura. Las velocidades altas de los fluidos pueden eliminar la capa
protectora de sulfuro de hierro y generar tasas altas de corrosión.
Los productos de la corrosión pueden obstruir parcial o totalmente
válvulas de control, del tipo choque y tuberías de pequeño diámetro.
El tipo de solución endulzadora y su concentración tiene un gran
impacto sobre la velocidad de corrosión. Cuando se trabaja con soluciones
fuertes y con gran cantidad de gas tratado, el efecto corrosivo es mayor.
Cuando la proporción del gas ácido es alta, la velocidad de corrosión es
también elevada. El sulfuro de hidrógeno se disocia en el agua formando un
ácido débil causante de ataques al hierro y forma un sulfuro de hierro
insoluble.
Fe + H2S ---------- FeS + H2 (ph = 5)
El sulfuro de hierro se adhiere a la base metálica y puede proteger el
metal de una futura corrosión, pero también puede ser erosionado
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exponiendo la superficie del metal del hierro a una posterior corrosión
(MARTINEZ, M, 1.995)
Existen algunos indicadores capaces de determinar la existencia de
corrosión, tales como:
• Demasiado gas ácido en la polución rica o pobre.
• Productos de degradación en la solución.
• La tasa de corrosión se mide en milésimas de pulgadas por año
(mpy). El punto ideal se alcanza cuando el contenido de gas ácido en
la solución se aumenta hasta lograr un mínimo de corrosión tolerable.
Los costos asociados a la corrosión incluyen:
• El reemplazo de los equipos corroídos.
• Paros no programados de la planta.
• Cambios drásticos de las operaciones.
• Corrosión permisible.
• Mantenimiento preventivo innecesario.
• Uso de metales más costosos de lo necesario.
• Aspectos de seguridad.
• Peligro para la salud.
• Impacto ambiental (MARTINEZ, M, 1.995).
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Marco Teórico
Inundación.
La inundación de las tuberías es producto de la condensación de
algunos componentes del gas natural y está muy relacionada con los
cambios de presión y temperatura, a la cual operan los sistemas.
Para el caso de transferencia de gas natural, a presiones por debajo
de la presión crítica, al ser enfriado pueden condensar hidrocarburos y
agua. Para el caso de transferencia de gas natural, sobre la presión
crítica, al ser enfriado puede condensar agua. Obviamente, la presión
crítica se refiere a base seca.
La presencia de líquidos, en tuberías de transferencia de gas, genera
altas perdidas de presión y lecturas erróneas en los elementos para
medición de flujo (MARTINEZ, M, 1995).
Simulación
La simulación de procesos de gas es una técnica la cual permite
predecir en forma rápida y confiable el comportamiento de un proceso o
planta de gas, a partir de una representación matemática y realista del
mismo. En general, los simuladores de procesos son programas de
computación donde modelan cuantitativamente las ecuaciones
características de un proceso químico. Estos programas se basan en los
principios de balances de masa y energía, las relaciones de equilibrio y
correlaciones, como las de reacciones y transferencia de calor entre otras.
Los simuladores generalmente se utilizan como herramientas para facilitar el
trabajo a la hora de predecir condiciones de operación; flujos, composiciones
35
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Marco Teórico
y propiedades de corrientes de proceso, así como también en el caso de
diseño, para el dimensionamiento de equipos.
Las ventajas ofrecidas por los paquetes de simulación son numerosas,
pero entre ellas se destaca la posibilidad de probar varias configuraciones de
planta en el caso de un diseño; en plantas existentes permiten mejorar el
proceso actual prediciendo resultados de modificaciones planteadas,
determinada condiciones óptimas de operación dentro de las restricciones
del proceso; en general con toda la optimización del proceso.
Aunque la simulación tiene versatilidad y flexibilidad, es experimental
por naturaleza, en el sentido de uso en el procesamiento de una “corrida” de
simulación puede considerarse como una observación o una muestra en un
experimento estadístico. Esto naturalmente da lugar a los problemas de
diseñar el experimento (simulación), recolectar observaciones en una forma
compatible con los análisis estadísticos apropiados e implantar las pruebas
adecuadas para examinar la significancía de los resultados de simulación. En
otras condiciones, el diseño de un experimento estadístico puede no ser
complicado, pero en la simulación el trabajo se complica por varios factores
inherentes a los modelos de simulación. Existen tres tipos generales de
simulación:
1. Modelo analógico.
2. Modelo continuo.
3. Modelo discreto.
El modelo analógico reemplaza al sistema original (físico) por un
análogo de manipulación más sencilla. Un ejemplo típico es la representación
de un sistema mecánico con un sistema eléctrico equivalente, donde el
último es más simple de modificar.
36
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Marco Teórico
A diferencia del modelo analógico, las simulaciones tanto continuas
como discretas son, básicamente, modelos matemáticos. Los modelos
continuos representan el sistema capaz de experimentar cambios uniformes
en sus características en el tiempo. El objetivo del modelo es graficar las
variaciones simultáneas (continuas) de las diferentes características con el
tiempo. Por ejemplo, en un sistema de inventario, la producción podría incluir
cambios en el tiempo del nivel de inventario, venta, demanda no surtida y
pedidos pendientes.
En los modelos discretos, se simula un sistema observándolo
únicamente en puntos seleccionados en el tiempo. Estos puntos coinciden
con la ocurrencia de ciertos eventos cruciales para efectuar cambios en el
funcionamiento del sistema. Este es el tipo más común de simulación (TAHA, H, 1.985)
Programa de Simulación Utilizado HYSYS Process.
El paquete de simulación Hysys es una actualización de la empresa
Hyprotech del simulador HYSYM. Posee la capacidad de modelar tanto en
estado estático como en estado dinámico, donde el mismo modelo puede
estar evaluado para una u otra perspectiva, proporcionando una total
participación de la información del proceso.
El modelo en estado incorpora una serie de avances, entre los cuales
se destacan técnicas de optimización de diagramas de flujo, la posibilidad de
integrar unidades de operación propias, es decir, creadas por el usuario, la
capacidad de comunicación con otros programas como Excel, visual Basic,
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Marco Teórico
entre otros, siempre y cuando están operando bajo el ambiente Windows y la
capacidad de acceder directamente hacia la versión dinámica.
El Hysys dinámico proporciona la capacidad de realizar modelos de
procesos de funcionamientos sencillos y rigurosos, eliminando deficiencias
de operación permitiendo la incorporación de controladores PID, bloques con
funciones de transferencias y un acceso directo hacia el estado estático.
A través del Hysys dinámico es posible la simulación en tiempo real de
una planta, mediante el cual pueden conocerse por ejemplo, el
comportamiento de cualquier variable en función del tiempo y/o el tiempo real
para estabilizarse.
Además, es un simulador de procesos, diseñado para el
procesamiento del gas, refinación de crudo y la industria petroquímica,
química y de combustible sintético. Hysys ofrece una amplia selección de
métodos para el cálculo de propiedades, incluyendo ecuaciones de estado y
correlaciones empíricas.
Hysys presenta varias características propias para facilitar al usuario
del mismo, tales como: una estructura modular no-secuencial para permitirle
al usuario alimentar la información en el orden, en al cual, se acomode a sus
necesidades, inteligencia preconstruida para cálculos de diagramas de
procesos, flash y propagación bidireccional de la información.
La principal diferencia entre Hysys y otros simuladores comerciales
disponibles es ser completamente interactivo. El programa interpreta la
información automáticamente y efectúa cualquier relacionado con la
información precalculada.
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Marco Teórico
Proceso de Refrigeración.
En general, se define la refrigeración como cualquier proceso de
eliminación de calor. Refrigerar una corriente de gas natural, es
fundamentalmente reducir notablemente su temperatura para condensar
como líquido en mayor o menor porcentaje los diversos componentes de la
mezcla, de acuerdo al nivel de temperatura alcanzado.
Específicamente en el caso de las plantas de fraccionamiento de gas,
el sistema de refrigeración permite producir hidrocarburos líquidos por
enfriamiento de las corrientes de productos destilados.
La refrigeración del gas puede ser llevada a cabo desde un proceso
relativamente simple de Joule-Thomson (J.T.) o plantas de choque, de
plantas de refrigeración mecánica, hasta procesos muy sofisticados.
Efecto Joule-Thomson Antes de entrar a describir el proceso Joule Thomson, se hace
necesario estudiar el “Efecto Joule Thomson”.
El efecto del cambio en temperatura para un cambio isentálpico está
representado por el coeficiente Joule Thomson, μJT, definido por:
hJT P
T⎟⎠⎞
⎜⎝⎛∂∂
=μ Ec. (13)
La mayoría de los sistemas prácticos de licuefacción utilizan una
válvula de expansión ó válvula Joule Thomson para producir bajas
temperaturas. Si se aplica la primera ley para flujo estable a una válvula de
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Marco Teórico
expansión en la cual no hay transferencia de calor ni se realiza trabajo, y
para cambios despreciables de energía cinética y potencial, se encuentra
que la entalpía a la entrada es igual a la entalpía a la salida, h1 = h2.Aunque
el flujo dentro de la válvula es irreversible y no es un proceso isentálpico, los
estados a la entrada y a la salida permanecen sobre la misma curva de
entalpía.
Es posible graficar una serie de puntos de condiciones de salida para
condiciones de entrada dadas y obtener líneas de entalpía constante. Para
un gas ideal, dicho gráfico muestra una región en la cual, una expansión a
través de la válvula (decrecimiento en presión) produce un aumento en
temperatura, mientras en otras regiones la expansión resulta en un
decrecimiento en temperatura.
Obviamente, se desea operar la válvula de expansión en un sistema
de licuefacción en la región donde resulta un decrecimiento neto de
temperatura. La curva encargada de separar estas dos regiones es llamada
“Curva de Inversión”.
positivo esPT
H⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛∂∂
negativo esPT
H⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛∂∂
T
Figura 2. Curva de Inversión. Fuente:(Treybal, R.1996)
Se observa, el coeficiente Joule-Thomson es la pendiente de las
líneas isentálpicas en la figura 2, el coeficiente Joule Thomson es cero a lo
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largo de la curva de inversión, un punto sobre esta curva es aquel para el
cual la pendiente de la línea isentálpica es cero. Para un aumento de la
temperatura durante la expansión, el coeficiente Joule Thomson es negativo;
para una disminución de temperatura es positivo.
El uso del efecto Joule-Thomson (J-T) para recuperar líquidos
representa una alternativa atractiva en muchas aplicaciones. El concepto
general es enfriar el gas por medio de una expansión adiabática a través de
una válvula Joule-Thomson.
Este proceso requiriere altas presiones de entrada del gas. Con
intercambiadores de calor apropiados y grandes diferenciales de presión a
través de la válvula, se pueden alcanzar temperaturas criogénicas y como
consecuencia altas eficiencias de extracción.
La clave para este proceso es la fuerza impulsora de la presión a
través de la válvula J-T y la cantidad de superficie de intercambio de calor
incluida en la planta de intercambio de calor.
El proceso puede operar por encima de un amplio rango de
condiciones del gas de entrada y productos de especificación producidos. El
proceso es entonces muy simple de operar y es con frecuencia operado
como una instalación desatendida o parcialmente atendida.
En algunos casos el gas alimentado no está a una presión lo
suficientemente alta o el gas es rico en hidrocarburos licuables. La ubicación
de la válvula J-T es dependiente de la presión del gas y la composición
involucrada. Las ventajas de la refrigeración permiten utilizar baja presión de
alimentación o, la columna de fraccionamiento puede operarse a altas
presiones reduciendo la compresión del gas residual.
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Especificaciones de Diseño. Inicialmente se van a establecer al menos las siguientes especificaciones:
• Temperatura, presión, composición y flujo de la alimentación. • Válvula Joule – Thomson
• Temperatura de gas de venta
• La alimentación de temperatura del intercambiador gas-gas
aproximadamente 15ºC.
• % propano (c3) en el producto de recuperación (45-50)%
Síntesis de Cálculos
Los cálculos de esta aplicación son tediosos y consumen mucho
tiempo sobre todo cuando se aplican rigurosamente, por ello es muy raro
realizarlos, casi nunca, a menos de utilizar una computadora digital con un
programa especializado (simulador). Sin embargo, existen algunos métodos
cortos apropiados como regla de cálculo los cuales son extremadamente
útiles.
Los programas de computadora operacionales se encuentran
fácilmente disponibles, pero estos no pueden suplir los análisis cortos.
42
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Marco Teórico
Equipos de Refrigeración Tipos de Compresores
• Compresores de Refrigeración Existen tres tipos principales de compresores utilizados para ciclos
básicos de refrigeración por vapor, empleando los refrigerantes comunes,
incluyendo el compresor centrífugo, el compresor reciprocante y el
compresor húmedo, tipo tornillo rotatorio.
El tipo de refrigerante utilizado, así como la carga de refrigeración
influye en la selección del tipo de compresor. Los sistemas de gran
capacidad se manejan de una manera más económica por medio de
máquinas centrífugas. Los compresores reciprocantes se aplican de un modo
más adecuado en sistemas de 150 toneladas de refrigeración o menos, con
requisitos de acondicionamiento de aire y para trabajos especializados a
bajas temperaturas, cuando los volúmenes del gas de entrada no son muy
grandes.
Los compresores de refrigeración se pueden encontrar de etapa
sencilla o multi-etapa. El número de etapas de compresión se determina de
acuerdo a la relación de compresión. La relación de compresión por etapas
varía en el orden de 1.5 a 3.0 por etapa dependiendo de la carga de
refrigeración y la velocidad del motor.
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• Compresores Centrífugos Los compresores centrífugos están constituidos por una cubierta con
uno o más elementos rotatorios (álabes) encargados de desplazar un
volumen fijo al rotar. A las temperaturas normales encontradas en la industria
de procesamiento de gas, se requieren compresores centrífugos de tres o
cuatro etapas para servicios de refrigeración.
Este tipo de compresores ofrece la posibilidad de utilizar
economizadores flash interetapas y permite múltiples niveles de temperatura
de enfriamiento; lo cual reduce la potencia de compresión. Los compresores
centrífugos usualmente no son económicos por debajo de 373 Kw. (500 hp)
con motores eléctricos, y alrededor de 597 Kw. (800 hp) con motores de
turbina de gas, en cambio, por encima de 746 Kw. (1000 hp) el uso de éstos
compresores es más económico.
La capacidad de un compresor centrífugo se controla variando la
velocidad del motor o reduciendo la presión de succión o descarga. La
reducción de la presión de descarga puede causar oleaje, por lo cual también
es posible recircular los vapores de la descarga del compresor hacia la
succión cuando este se encuentre operando a baja carga; esto con el fin de
evitar paro del equipo o también problemas de oleaje. Sin embargo, esta
recirculación resulta en potencia desperdiciada y también es una de las
principales desventajas de utilizar compresores centrífugos.
• Compresores Reciprocantes. Los compresores reciprocantes consisten de uno o más cilindros con
un pistón moviéndose y desplazando un volumen positivo en su movimiento.
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Marco Teórico
Las temperaturas de proceso generalmente indican dos etapas de
compresión para equipos reciprocantes. Esto da la oportunidad de utilizar un
economizador interetapa y también un nivel adicional de enfriamiento. El
ajuste de la capacidad se realiza mediante variación de la velocidad, espacio
libre variable en los separadores, desmontadores de válvulas y recirculación
del refrigerante hacia la succión.
Al igual con los compresores centrífugos, la recirculación resulta en
potencia desperdiciada. También es posible restringir la presión de succión
del refrigerante entre el enfriador y el compresor para reducir la capacidad
del cilindro. Sin embargo, el control de la presión de succión puede ocasionar
desperdicio de potencia y la posibilidad de presiones de succión inferiores a
la atmosférica, lo cual debe evitarse.
• Compresores Rotatorios. Existe una aplicación limitada para los compresores rotatorios; ésta es
el campo de baja temperatura en el cual el compresor rotatorio sirve con el
propósito de un alto volumen en la etapa inferior o de baja presión
(compresor booster). Estos equipos son aplicables a condiciones de
saturación en la succión desde –87 °C hasta –20.6 °C con (R-12, R-22),
amoníaco y propano.
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Marco Teórico
Tipos de Enfriadores
• Enfriador Tipo Caldera (Kettle Type Chiller) El tipo más común de enfriador empleado en la industria de
procesamiento de gas es el de tipo caldera. El refrigerante se expande dentro
de la carcaza donde el nivel de líquido se mantiene para sumergir
completamente el haz de tubo del proceso. Un control de nivel mantiene la
cantidad apropiada de refrigerante líquido en la carcaza.
Cuando se utiliza un enfriador tipo caldera, debe tomarse la
precaución de proveer un espacio adecuado para la expansión del vapor por
encima del nivel de refrigerante líquido. Este tipo de chiller diseñado u
operado inadecuadamente es probablemente la mayor causa de falla del
compresor debido al arrastre de líquido. La siguiente ecuación permite la
determinación de la carga permisible de refrigeración en lb/hr por pie cúbico
de espacio de vapor:
VL
V
869.0)3980)(.)(F.S(ARL
ρ−ργρ
= Ec. (14)
Donde:
S.F: Factor de seguridad = ½
γ : Tensión superficial (dinas/cm.)
ρV: Densidad del vapor (lb/pie ) 3
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Marco Teórico
ρL: Densidad del líquido (lb/pie ) 3
• Enfriador de Placa (Plate-Fin Chiller) Las plantas criogénicas modernas frecuentemente emplean
intercambiadores de placa para condensación y enfriamiento de gas. Cuando
el diseño requiere de un intercambiador gas-gas, un enfriador de gas y un
intercambiador gas frío-gas, instalados en secuencia, es conveniente poner
estas operaciones en un intercambiador simple de placas. Estos equipos
también ofrecen ahorros significativos para aplicaciones a bajas
temperaturas donde se requiere acero inoxidable para unidades de tubo y
carcaza. También se pueden obtener ahorros importantes en la caída de
presión utilizando unidades simples o múltiples para servicios de
refrigeración.
Proceso de Fraccionamiento Conceptos Fundamentales
• El proceso de fraccionamiento es una operación unitaria
empleada para separar mezclas de componentes en productos
individuales, éste es posible cuando los productos a ser separados
tienen diferentes puntos de ebullición.
• La dificultad del fraccionamiento puede estar relacionada con la
diferencia existente entre los puntos de ebullición de los productos
deseados, usualmente se remueve primero los elementos más livianos
de la mezcla.
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Equipo de Fraccionamiento.
En esencia todas las plantas de procesamiento del gas natural
requieren por lo menos una fraccionadora para producir un producto líquido
el cual reunirá las especificaciones de venta.
Las partes principales de un sistema de fraccionamiento son: la torre
fraccionadora (1), un condensador del producto de tope (2), un tambor de
reflujo (3) un rehervidor de fondo (4). Los diferentes componentes del
sistema se muestran esquemáticamente en la figura
Figura 3.Columna Fraccionadora. (Fuente Pernía-Urdaneta.2005)
Las plantas de fraccionamiento son requeridas generalmente para
obtener productos puros, entonces debe existir contacto entre líquidos y
vapores dentro de la torre. Para conseguir éste contacto, se requiere de un
gran número de platos en la torre, gran cantidad de calor proporcionada por
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Marco Teórico
el rehervidor de fondo y una porción de producto enfriado por el acumulador
de reflujo y el condensador.
Se requiere el contacto íntimo de las fases de vapor y líquido para una
separación eficiente. Los internos tales como platos o empaques estimulan el
contacto entre las corrientes de líquido y vapor en la columna.
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Marco Teórico
LISTA DE SÍMBOLOS
C1: Metano.
C2: Etano.
C2+: Etano y componentes más pesados.
C3: Propano.
C3+: Propano y componentes más pesados.
C4: Butano.
C4+: Butano y componentes más pesados.
C5: Pentano.
C5+: Pentano y componentes más pesados.
CO2: Dióxido de Carbono.
COS: Sulfuro de Carbonilo.
CS2: Disulfuro de Carbono
ºC: Grados Centígrados.
DEG: Dietilénglicol.
Ec: Ecuación.
°F: Grados Fahrenheit.
GNC: Gas Natural Comprimido.
GNL: Gas Natural Licuado.
GLP: Gas Licuado de Petróleo
GPM: Galones de condensable por cada mil pies cúbicos de gas.
H2S: Sulfuro de Hidrógeno.
H2O: Agua
J-T: Joule Thomson
Kg: Kilogramos
KW : Kilo Watios
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lb: libra
LGN: Líquido del Gas Natural.
Lpca: libras por pulgada cuadrada absoluta
MM: Millones
MMpced: Millones de pies cúbicos estándar por día.
Pie3: pié cúbico
Pcn: pies cúbicos normales
Ppm: Partes por millón.
TEG: Trietilénglicol
Tfh: Temperatura Formadora de Hidratos
TMD: Tonelada Métrica por día
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Marco Teórico
DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS.
Corrosión: Es el proceso por el cual los metales son oxidados por oxígeno
en presencia de humedad, y esto ocurre con mayor facilidad en puntos de
tensión.
Cromatografía de gases: Método cromatográfico de separación, en el cual
una mezcla gaseosa de sustancias vaporizadas se separan en sus
componentes, pasando la mezcla a través de una columna de material de
empaque.
Deshidratación: proceso en el cual se emplea para eliminar el agua
presente en un proceso químico.
Fraccionamiento: Separación de una mezcla en etapas sucesivas, en las
cuales, se separa de la mezcla cierta porción de una de las sustancias.
Gas asociado: Gas natural encontrado en asociación con petróleo en un
yacimiento, ya sea disuelto en el aceite o como una capa arriba del petróleo.
Gas húmedo: Gas con contenido de hidrocarburos licuables a temperatura y
presión ambiente. Gas con contenido de vapor de agua.
Gas licuado de petróleo (GLP): Se conoce como GLP a una mezcla en
diferentes proporciones de dos componentes del gas natural, propano y
butanos, los cuales se encuentran en forma gaseosa a temperatura ambiente
y presión atmosférica, pero pueden licuarse si se reduce la temperatura a -43
ºC. El GLP, se transporta y almacena en forma líquida. Debido a su alto
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poder calorífico, es uno de los combustibles de mayor importancia para el
uso industrial y doméstico.
Gas natural: Se denomina gas natural al formado por los miembros mas
volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos, principalmente metano,
cantidades menores de etano, propano y butano, y finalmente puede
contener cantidades muy pequeñas de compuestos mas pesados.
Gas seco: Gas sin contenido de hidrocarburos licuables a temperatura y
presión ambiente.
Hidrato: Los hidratos son cristales formados por hidrocarburos y agua libre
bajo condiciones de presión y temperatura muy particulares según la
composición molecular del gas natural. Son compuestos sólidos en forma de
cristales con apariencia de nieve. Hidrocarburo: Compuesto orgánico consistente exclusivamente en
elementos de carbono e hidrógeno, obtenido principalmente del petróleo,
gas, alquitrán de hulla, carbón y fuentes vegetales. Líquidos del gas natural (LGN): Estos componentes del gas natural son
líquidos a temperatura y presión normal y pueden ser fácilmente extraídos en
su forma liquida. Los líquidos del gas natural pueden ser clasificados acorde
con su presión de vapor como líquidos de presión de vapor baja, intermedia y
alta (condensados, gasolina natural y gas licuado de petróleo
respectivamente). El metano y etano no son clasificados como líquidos del
gas natural y pueden ser licuados a bajas temperaturas, pero el propano,
butano, pentano, hexano y heptanos son licuados fácilmente.
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Planta compresora: Es la unidad encargada de recibir el gas producido en
las estaciones a baja presión, elevándolo a una presión adecuada para lograr
el funcionamiento eficiente del sistema de levantamiento artificial por gas.
Propano (C3): De formula (C3H8), es un componente de cadena parafínica
de peso molecular 44.097 gr/mol. Es el delimitador de los productos, los
cuales, se separan del gas con relativa facilidad. Junto al butano, es el
principal integrante del GLN, el cual, es vendido en bombonas para uso
doméstico o para el movimiento de vehículos, en sustitución de la gasolina.
El término incluye todos los productos cubiertos por las especificaciones de
la GPA para el propano comercial.
Simulación: La simulación trata con el estudio de sistemas (dinámicos) en el
tiempo. Inventarios, colas, programación y pronósticos sirven como buenos
ejemplos. Los modelos de simulación se diseñan para hacer un muestreo de
las características del sistema al cual representan “observando” el sistema de
tiempo y subsecuentemente, recolectando información pertinente.
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CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO
Tipo de investigación El estudio se ubicó dentro de las investigaciones de tipo descriptivo, para
Selltiz y Jahoda citados por Ramírez (1999), define las investigaciones
descriptivas “como la descripción, con mayor precisión, de las características de
un determinado individuo, situación o grupos”. Asimismo, Méndez (1995);
menciona a este tipo de “información ocupada de la descripción de los procesos y
de la descripción de las características que identifica a diferentes elementos y
componentes, cuyo propósito es la delimitación de los hechos”. (pág.125).
En el estudio realizado se analizaron cada una de las variables (producción
de líquidos del gas natural), describiendo las características de operación y
analizando diferentes parámetros para la determinación de la eficiencia
operacional de los diferentes equipos pertenecientes a este proceso, a través, de
la comparación de éstas variables con los parámetros de diseño.
El propósito de esta investigación fue estudiar el proceso d refrigeración
mecánica mediante la utilización de la válvula Joule-Thomson, y comparar los
porcentajes de recuperación de LGN con cada una de las muestras de gas natural
de varias regiones del país.
Hernández Fernández, 1998; expresa a todas las investigaciones
descriptiva aquellas enfocadas en “buscar especificar las propiedades importantes
de personas, grupos, comunidades o cualquier otro fenómeno sometido a
análisis; miden o evalúan diversos aspectos, dimensiones o componentes del
fenómeno por investigar. Desde el punto de vista científico describir es medir, esto
es, en un estudio descriptivo se selecciona una serie de variables y se mide cada
56
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Marco Metodológico
una de ellas independientemente, para así (válgase la redundancia) describir lo
investigado”.
Según lo expuesto anteriormente se define como una investigación
descriptiva debido a la descripción realizada de como se recuperan los líquidos
del gas natural mediante un proceso de refrigeración mecánica con la válvula
Joule-Thomson.
Diseño de la investigación
Los estudios de campo se basan en datos primarios, obtenidos
directamente de la realidad. Según, Sabino (2000) esta investigación “permite
cerciorar al investigador de las verdaderas condiciones para conseguir los datos,
posibilitando su revisión o modificación en el caso de surgir dudas respecto a su
calidad. Estos, en general, garantizan un mayor nivel de confianza para la
información obtenida” (pag.112).
Las investigaciones de campo consisten en la recolección de datos
directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar
variable alguna. Arias (1997, Pág.50).
Hernández, Fernández y Bastida (1998 pág.193), expresan “las
investigaciones no experimentales, son investigaciones sistemáticas y empíricas
en donde las variables no se manipulan porque ya sucedieron, y las diferencias
sobre las relaciones entre variables se realizaron sin intervención o influencia
directa, y dicha relaciones se observan como se ha dado en su contexto natural.
De igual forma, plantean los estudios transaccionales descriptivos tienen como
objeto indagar la incidencia y valores a manifestar en una o mas variables”.
Sabino (1992) define el diseño de la investigación como “métodos a
emplear cuando los datos de interés se recogen en forma directa de la realidad
57
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mediante el trabajo del investigador, y son usualmente llamados primarios al ser
datos de primera mano, originales, producto de la investigación en curso, sin
intermediación de ninguna naturaleza” Sabino,(pág.89)
Para Arias (1999) “una investigación consiste en la caracterización de un
hecho, fenómenos o grupos con el fin de establecer su estructura o
comportamiento”, mientras Babaresco (1994) opina “una investigación descriptiva
cuando va mas a la búsquela de aquellos aspectos a conocer y de los cuales se
puede obtener respuesta, consiste en describir y analizar sistemáticamente
características homogéneas de los fenómenos estudiados sobre la realidad”
Esta investigación fue catalogada del tipo de campo, porque los datos
estudiados del proceso de producción de líquidos de la corriente de gas natural
mediante la refrigeración mecánica, se obtuvieron directamente de la Planta de
tratamiento de gas natural del Complejo Petroquímico El Tablazo.
Población y muestra. A continuación se hace referencia a dos aspectos muy importantes en el
desarrollo de la investigación, tales como: la población y la muestra objeto de
estudio
La población o universo se refiere al conjunto para el cual serán validas las
conclusiones obtenidas al final de la investigación: a los elementos o unidades
(personas, instituciones o cosas).
La muestra es un “subconjunto representativo de un universo o población”.
(Morles, 1994, pág.54).
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Para esta investigación se utilizo como población el gas natural de la región
occidente, utilizado como materia prima en la industria petrolera, la muestra
escogida fue tomada en la alimentación de las plantas de gas natural en el
Complejo Petroquímico El Tablazo.
Fuentes e Instrumentos de recolección de datos.
“Las fuentes son hechos o documentos en donde acude el investigador,
permitiéndole obtener información”, y “las técnicas son los medios empleados para
recolectar la información” (Méndez, 1997.pág.42).
“Los instrumentos son los medios materiales empleados para recoger y
almacenar la información” (Arias, 1997.pág.55).
• Contacto con personas relacionadas al objeto en estudio:
Este fue uno de los recursos técnicos necesarios para emprender un tipo de
investigación, al conocer diferentes opiniones o sugerencias de los ingenieros de
cada área acerca del objeto de estudio es sin duda, indispensable; a través de
ellos, se pudo conocer la naturaleza de los problemas ocasionados por el agua en
el sistema de tratamiento de gas natural y las consecuencias generadas por los
mismos.
• Visitas:
Estas constituyeron una de las técnicas aplicadas, la cual consistió en
observar cuidadosamente, durante visitas programadas a la planta, su
funcionamiento y cada una de sus partes y componentes.
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Marco Metodológico
Proceso de la investigación:
El proceso utilizado para esta investigación se estableció de una manera
flexible para el desarrollo total de la misma y de acuerdo a los objetivos
específicos planteados.
El proceso para la elaboración de esta investigación se definió de la
siguiente manera:
Tabla 3. Fases de la investigación.
Fase I Simular la alimentación del gas natural de la planta de refrigeración mecánica utilizando HYSYS, tratando de lograr optimización del proceso.
Fase II
Comparar los resultados obtenidos de la simulación de la planta en Occidente con los resultados de las simulaciones del gas de Oriente libre, Oriente Asociado y Guárico Libre.
Fuente: Pernía-Urdaneta, 2005
60
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Marco Metodológico
Fase I. Simular la alimentación del gas natural de la planta utilizando
HYSYS, tratando de lograr optimización del proceso.
Esta etapa se desarrolló mediante varias actividades, como las consultas a
fuentes de información:
• Recorrido por la planta donde se recopiló la información necesaria para
llevar a cabo estudios posteriores, obtuvimos la cromatografía del gas y
otros parámetros.
• Adicionalmente se realizó un proceso de deshidratación para eliminar el
agua líquida del gas, de esta manera obtenemos un gas mas adecuado
para llevarlo al proceso de refrigeración mecánica.
• Toda esta información recopilada es necesaria al momento de introducir
los valores para llevar a cabo la simulación del proceso de la planta de
refrigeración.
61
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Marco Metodológico
Fase II. Comparar los resultados obtenidos de la simulación del proceso de la planta en occidente con los resultados de la simulación con el gas de Oriente libre, Oriente asociado y Guarico libre.
• Luego de obtener los resultados de la simulación de la Fase I se
compararán con las simulaciones realizadas con las composiciones del
gas de Oriente libre, Oriente asociado y Guarico libre.
• Mediante estas comparaciones se logrará conocer en que parte del país
de acuerdo a las composiciones del gas es más efectiva la extracción de
líquidos del gas natural.
• Posteriormente se conocerá el porcentaje de recuperación de líquidos
con la utilización de la válvula Joule - Thomson con cada una de las
corrientes de gas del país.
62
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Análisis de Resultados
CAPITULO IV. ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS.
FASE I. Realizar simulaciones y estudio de corrientes en un proceso de refrigeración mecánica.
Información de las Propiedades del Fluido.
Utilizando los análisis cromatográficos del gas más recientes, se obtuvo
la información de las propiedades del fluido en cuanto a las propiedades físicas
y termodinámicas de los mismos.
Dichos análisis son muestras de las mezclas originales obtenidas de las
Estaciones de PEQUIVEN, tomados a la descarga de sus respectivas plantas
de compresión, los cuales fueron realizados en base seca.
Información de las Condiciones Actuales de la Planta.
Esta etapa se basó en la búsqueda de los datos y características de
operación de cada uno de los equipos existentes, para ello se elaboró un
diagrama de flujo de los sistemas, identificando todos los equipos y condiciones
de presión y temperatura; así como las corrientes de proceso.
Bases y Premisas de Diseño.
Se definieron los lineamientos a utilizar en el diseño del proyecto. Esta
información se define en base a las normas y estándares aprobados en el área
y se describe a continuación:
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• El proceso seleccionado para cualquier opción debe ser lo mas
simplificado posible con la menor cantidad de equipos de proceso y
auxiliares.
• El proceso a analizar para la planta de extracción de líquidos es:
Mediante la Válvula Joule-Thomson,
• La fuente de generación deberá usar gas como combustible, en el
caso de no poder ser suplida la carga total requerida por la nueva
planta no pueda ser suplida por ENELVEN.
• Los Inventarios de productos químicos deberán ser mínimos a fin
de evitar pérdidas potenciales al ambiente.
• Se realizará la simulación de la planta para establecer las
caracterizaciones del proceso.
Lista de Equipos.
Se generó la lista de equipos en base a la información obtenida en los
balances de masa y los diagramas de flujo del proceso. En ella se sintetizan las
características más importantes de los equipos pertenecientes a los esquemas
evaluados, los cuales son reportados en un formato elaborado durante la
ejecución de este proyecto.
Equipos de la Planta de Deshidratación
• Enfriador de gas a deshidratación (E-103)
• Separador Trifásico Horizontal (V-103).
• Deshidratador Con Tamiz Molecular.
• Bomba centrifuga un par.
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Equipos de la Planta de Refrigeración
• Bombas Centrífugas 3 pares.
• Separador entrada a planta.(V-100)
• Intercambiador Gas-Gas(E-100)
• Intercambiador Gas-Líquido.(E-101)
• Chiller.(E-102)
• Separador Condensado.(V-101)
• Válvulas Joule-Thomson.(VLV-100)
• Separador Vertical.(V-102)
Desarrollo de las Simulaciones.
Se efectuó la evaluación técnica pertinente en términos de utilizar el
diseño más preciso, por medio de la simulación de los procesos utilizando el
paquete comercial HYSYS versión 3.0.1, el cual incluye los mecanismos de
enfriamiento antes mencionados. A continuación se indica la metodología
seguida para desarrollo la simulación de procesos, y se detallan en los
apartados siguientes
Preparación del Gas de Alimentación a la Planta.
Como primer paso para la definición del proceso en la Planta de
Extracción de Líquidos se llevó a cabo la caracterización de la mezcla de
hidrocarburos, reproduciendo los datos composicionales reportados en los
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análisis cromatográficos revisados. Para tal fin es necesario realiza la
saturación del gas de alimentación con agua, para reproducir las condiciones
reales del yacimiento.
Tabla 4: Composición de la Alimentación.
COMPONENTE % Mol PM
Sulfuro de hidrogeno 0,00000 34,000
Dióxido de carbono 0.13175 44,010
Nitrógeno 0.22122 28,013
Metano 0.77647 16,043
Etano 0.08757 30,070
Propano 0.05060 44,097
iso-Butano 0,00949 58,123
n-Butano 0.01939 58,123
iso-Pentano 0,00623 72,150
n-Pentano 0,00692 72,150
Hexanos 0,00532 84,000
Heptanos 0,00213 96,000
Octanos 0,00051 107,000
Nonanos más 0,00002 121,000
Total………………………….. 1 21,86
Fuente: Complejo Petroquímico El Tablazo. (2005)
Análisis del Proceso de Recuperación de Líquidos del Gas Natural.
El gas que se alimenta a la planta de refrigeración mecánica proviene de
producción a campo, el cual se encuentra disponible a P= 1000 psig y una
temperatura T= 120 °F; este gas se encuentra saturado con agua, como el
proceso requiere el uso de temperatura inferiores al punto de congelación de
estas, es necesario someter el gas a un proceso de deshidratación previo a tal
fin se le da uso a un sistema de absorción mediante tamiz molecular. Este
proceso de separación mediante un tamiz molecular requiere la presencia de
un enfriador (E-103) en el cual se lleva el gas a una temperatura de 15 °C valor
óptimo para el proceso de deshidratación, la fracción de líquido formado
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durante el enfriamiento del gas es removido mediante un separador (E-103) y
los mismos son dirigidos a una sección de estabilización. El gas pasa por el
deshidratador donde se remueve el 99% del agua contenida en el gas.
Una vez deshidratado el gas el mismo es llevado hacia una planta
recuperadora de LGN, se dispone a la entrada un separador (V- 100), cuya
función es retener cualquier arrastre de sólidos y de líquido provenientes de la
sección de deshidratación. El gas proveniente del (V-100) se divide en 2
corrientes principales el 85% del gas es llevado a un intercambiador gas-gas
donde el gas de proceso pasa por los tubos para ser enfriado con el gas frío
proveniente del separador de condensado (V-101).El 15 % del gas restante es
llevado al (E-101) o intercambiador gas –líquido, el cual se enfría al pasar por
los tubos mediante transferencia de calor con corriente bifásica proveniente de
la válvula Joule-Thomson (VLV-100); una vez enfriada las dos corrientes de
gas previamente separadas son unidas para conducirlas hacia el enfriador con
propano Chiller (E-102) donde el gas se enfría mediante un intercambio de
calor con sistema cerrado de refrigeración con propano como refrigerante;
durante este intercambio de calor se condensa una porción importante de los
líquidos contenidos en el gas natural alimentado a planta . La mezcla líquido
vapor es llevada al separador de condensado (V-101), donde la corriente
gaseosa se lleva a un intercambiador gas- gas (E-100) de este modo se
caliente mediante un intercambio de calor con el gas alimentado a planta, en el
cual el gas va a ser calentado hasta una especificación de temperatura de 10°C
de modo así puede ser llevado al sistema de distribución de gas de venta.
La corriente líquida proveniente del condensado (V-101) se lleva a una
válvula Joule-Thomson cuya función es enfriar esta corriente mediante
expansión isoentálpica hasta una presión de 10.7 bar. (155.19psi), presión
requerida para llevar esta corriente de líquido a recuperarlo en la planta hasta
la planta estabilizadora LGN, la cual esta fuera de alcance de este trabajo; esta
corriente la mas fría de todo el proceso en donde se encuentran los líquidos a
recuperar, siendo así conducida hacia el intercambiador gas –líquido para
aprovechar la baja temperatura y preenfriar el gas alimentado a planta.
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Finalmente la corriente bifásica (vapor- líquido) es llevada a un
depurador de líquido para retirar el gas libre y enviar los líquidos hacia la planta
estabilizadora del LGN. El gas obtenido en el separador (V-102) por tener una
presión menor al gas de venta es necesario llevarlo a un sistema de
recomprensión booster (K-101) para luego llevar al gas al sistema de gas de
venta.
Figura 4: Planta de Refrigeración Mecánica con la Válvula J-T
Fuente: Pernía – Urdaneta, (2005)
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Tabla 5: Composición del Gas de PEQUIVEN “Complejo Petroquímico el Tablazo- Occidente”, Después de Pasar a Través de la Válvula J-T COMPONENTES Fracción molar
Sulfuro de hidrogeno 0
Dióxido de carbono 0,015861
Nitrógeno 0,006421
Metano 0,507378
Etano 0,163584
Propano 0,153127
iso-Butano 0,032912
n-Butano 0,067803
iso-Pentano 0,019616
n-Pentano 0,020317
Hexanos 0,010318
Heptanos 0,002358
Octanos 0,000295
Nonanos más 0,000008
Fuente: Pernía-Urdaneta (2005)
Estimación de la Recuperación de C3+ .
Una vez obtenidos los resultados de estas simulaciones, se procedió a
comparar la desviación de estos con respecto a los datos más importantes de
diseño y sobre la base de esto, se seleccionó la ecuación de estado que
presente menores valores de desviación si se da el caso, con respecto a la
ecuación anterior seleccionada.
Se discutieron los resultados obtenidos en las simulaciones y se
seleccionó la opción con mayor recuperación de C , se determinaron los
principales parámetros del proceso y se definió la infraestructura necesaria
para implementar este esquema.
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Adicionalmente para este proceso requiere de los siguientes servicios.
• Vapor de media presión 13 bar.(188.55 psi) para la regeneración del lecho
de secado.
• Sistema cerrado de refrigeración mecánica con propano. para los
requerimientos de enfriamientos del acondicionador de gas a deshidratación
(E-102, E-103).
• Vapor de alta presión 40 bar (580.15 psi) para impulsar el gas mediante las
turbinas compresoras de refrigeración y recompresión de gas.
• Sistema de recompresión booster con su enfriador de gas de descarga
asociados.
Tabla 6: Porcentajes de Recuperación de Propano en el Gas de Varias Regiones del País.
REGIONES DEL PAÍS ALIMENTACIÓN
(Kg/h) LGN
(Kg/h) % RECUPERACIÓN
OCCIDENTE (PEQUIVEN)
14932 6721,6 45
ORIENTE LIBRE 8526 2086,9 24,47
ORIENTE ASOCIADO 15660 7683,1 49
GUARICO LIBRE 3809,6 135,24 3,54
COSTA AFUERA 7695,4 929,34 12,03
Fuente: Pernía- Urdaneta. (2005)
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FASE II. Comparación de los Resultados Obtenidos de la Simulación del Proceso de la Planta en Occidente con los Resultados de la Simulación con el Gas de Oriente Libre, Oriente Asociado, Costa afuera libre y Guarico Libre.
Para la simulación de la planta de refrigeración mecánica con la válvula
Joule-Thomson se tomaron las distintas composiciones de gas natural de
varias regiones del país (Occidente, Oriente Libre, Oriente Asociado, Guárico
Libre y Costa Afuera).
Para simular la zona de occidente se trabajó con un flujo molar total de
7543 Kgmol/hr (equivalente a 160 MMSCFD) de los cuales 6050.57 Kgmol/hr
eran metano (80,22% molar), se alimentó a una temperatura de 17 ºC, por
provenir de un proceso de deshidratación mediante tamiz Molecular, a una
presión de 6826 Kpa, este gas tiene un peso molecular promedio de 21.86.
(Ver Tabla Nº 2)
Del flujo total se obtuvieron los siguientes resultados después del paso
del líquido proveniente del Separador de Condensados (V-101) por la válvula
J - T mediante la cual se alcanzó por expansión iso-entálpica una presión de
1069 kpa y una temperatura de -65,87 ºC. Antes de la válvula el flujo se
encuentra totalmente en fase líquida, debido a la expansión provocada por la
válvula J – T se forman una corriente bifásica donde el 49,5% molar de la
corriente se encuentra como vapor. En estas condiciones en la corriente líquida
hay un total de 169,4 Kgmol/h de propano disponible, sin embargo, como esta
corriente se calienta al pasar por el intercambiador de calor E-101
(Intercambiador Gas - Líquido) parte del propano disponible se evapora
quedando finalmente 152,4 Kgmol/h, cantidad que representa el 45% del
propano disponible en la alimentación al proceso.
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Los LGN recuperados del gas de occidente se encontraron a una
temperatura de -37,40 ºC y una presión de 999,7 Kpa, logrando un 45 % de
recuperación con la válvula J-T. (Tabla 4)
Los requerimientos energéticos del proceso para lograr la recuperación
del 45% del propano son los siguientes:
• Intercambiador…. (E-103)…………………….1, 92e7 KJ/h.
• Intercambiador GAS – GAS (E-100)………...1, 48e7 KJ/h.
• Intercambiador GAS – LÍQUIDO (E-101)……2, 62e6 KJ/h.
• Recompresor de Gas………………………….3, 75e6 kJ/h.
El gas de venta obtenido fué de 7075 Kgmol/hr a una temperatura de
11,92 ºC y una presión de 6688 Kpa, el mismo posee un valor calorífico (LHV)
8,70e5 KJ/Kgmol.
Todas las corrientes restantes de gas natural fueron introducidas a la
misma planta de refrigeración mecánica, bajo las mismas condiciones de
operación y en los mismo equipos que la conforman, lográndose así un
porcentaje de recuperación de propano del 49% en el gas de Oriente Asociado
siendo este el más recomendado para procesos de extracción de líquidos, un
24.80 % de recuperación del propano en el gas natural de Oriente libre, un 12%
en el gas de Costa afuera y por último se estudió el comportamiento del
proceso con el gas de Guarico libre con un 3.54%, resultando ser el menos
indicado para estos procesos de recuperación de propano, debido a que
implicaría elevados costos para la planta debido a la necesidad de llevar a los
equipos a operar a muy bajas temperaturas para lograr así recuperar un
porcentaje mayor de dichos LGN, así como también seria muy difícil y costoso
el procesamiento y almacenamiento de los mismos.
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Figura 5: Recuperación de LGN en Distintas Regiones del País
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
OrienteAsociado
Occidente Orientelibre
CostaAfueralibre
Guaricolibre
Regiones del pais
Porc
enta
je d
e re
cupe
raci
ón
Fuente: Pernía- Urdaneta, (2005)
A parte de los resultados de las simulaciones se realizaron ajustes para
determinar las temperaturas necesarias para recuperar más propano en las
opciones donde el porcentaje era bajo, arrojando como resultado las siguientes
temperaturas:
Para el gas de Costa Afuera -48.9 ºC, Oriente Libre -37.40 ºC, y Guárico
Libre una temperatura de -80ºC, con estas temperaturas se lograría un 45% de
recuperación de propano con la misma planta de refrigeración.
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Figura 6: Composición del Gas de Occidente (PEQUIVEN)
Dióxido de carbonoNitrógenoMetanoEtanoPropanoiso-Butanon-Butanoiso-Pentanon-PentanoHexanosHeptanosOctanosNonanos más
Fuente: Martínez M. (1.995)
Tabla 7: Composición del Gas de Occidente PEQUIVEN
Composición Alimentación
(%Mol) Después de la válvula J-t (%Mol)
LGN (%Mol)
Sulfuro de hidrogeno 0 0 0 Dióxido de carbono 0,013 0,015 0,009
Nitrógeno 0,023 0,006 0 Metano 0,802 0,507 0,092 Etano 0,085 0,163 0,202
Propano 0,044 0,153 0,325 iso-butano 0,007 0,032 0,077 n-butano 0,014 0,067 0,162
iso-pentano 0,003 0,019 0,047 n-pentano 0,003 0,02 0,049 Hexanos 0,001 0,01 0,025 Heptanos 0 0,002 0,005 Octanos 0 0 0
Nonanos más 0 0 0 Total 1 1 1
Fuente: Pernía- Urdaneta (2005)
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Análisis de Resultados
Figura 7: Composición del Gas en Guárico Libre
Dioxido de carbonoMetanoEtanoPropanoiso-Butanon-Butanoiso-Pentanon-PentanoHexanosHeptanos
Fuente: Martínez M. (1.995)
Tabla 8: Composición del Gas de Guárico Libre
Composición Alimentación
(%Mol) Después de la válvula
(%Mol) LGN
(%Mol) Sulfuro de hidrogeno 0 0 0 Dióxido de carbono 0,04 0,05 0,007
Nitrógeno 0 0 0 Metano 0,908 0,456 0,456 Etano 0,026 0,06 0,06
Propano 0,01 0,07 0,07 iso-butano 0,003 0,047 0,047 n-butano 0,001 0,029 0,029
iso-pentano 0,002 0,066 0,066 n-pentano 0,001 0,049 0,049 Hexanos 0,002 0,089 0,089 Heptanos 0,001 0,08 0,08 Octanos 0 0 0
Nonanos más 0 0 0 Total 1 1 1 Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)
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Análisis de Resultados
Figura 8: Composición del Gas Costa Afuera Libre
Dióxido de carbonoNitrógenoMetanoEtanoPropanoiso-Butanon-Butanoiso-Pentanon-PentanoHexanosHeptanos
Fuente: Martínez M. (1.995)
Tabla 9: Composición del Gas de Costa Afuera Libre
Composición Alimentación
(%Mol) Después de la válvula
(%Mol) LGN
(%Mol) Sulfuro de hidrogeno 0 0 0 Bióxido de carbono 0,002 0,002 0
Nitrógeno 0,001 0 0 Metano 0,905 0,494 0,05 Etano 0,05 0,112 0,067
Propano 0,021 0,212 0,185 iso-butano 0,004 0,036 0,08 n-butano 0,006 0,077 0,183
Iso-pentano 0,002 0,045 0,121 n-pentano 0,001 0,032 0,089 Hexanos 0,001 0,038 0,11 Heptanos 0,001 0,038 0,111 Octanos 0 0 0
Nonanos más 0 0 0 Total 1 1 1 Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)
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Análisis de Resultados
Figura 9: Composición del Gas de Oriente Libre Fuente: Martínez M. (1.995)
Dióxido de carbonoNitrógenoMetanoEtanoPropanoiso-Butanon-Butanoiso-Pentanon-PentanoHexanosHeptanos
Tabla 10: Composición del Gas de Oriente Libre
Composición Alimentación
(%Mol) Después de la válvula
(%Mol) LGN
(%Mol) Sulfuro de hidrogeno 0 0 0 Dióxido de carbono 0,125 0,175 0,199
Nitrógeno 0,001 0 0 Metano 0,773 0,554 0,133 Etano 0,057 0,106 0,197
Propano 0,024 0,076 0,211 iso-butano 0,004 0,019 0,056 n-butano 0,005 0,024 0,073
iso-pentano 0,002 0,013 0,04 n-pentano 0,001 0,009 0,026 Hexanos 0,001 0,008 0,024 Heptanos 0,002 0,012 0,037 Octanos 0 0 0
Nonanos más 0 0 0 Total 1 1 1
Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)
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Análisis de Resultados
Figura 10: Composición del Gas de Oriente Asociado Fuente: Martínez M. (1.995)
Tabla 11: Composición del Gas de Oriente Asociado
Dióxido de carbonoNitrógenoMetanoEtanoPropanoiso-Butanon-Butanoiso-Pentanon-PentanoHexanosHeptanos
Composición Alimentación
(% Mol) Después de la válvula
(%Mol) LGN
(%Mol) Sulfuro de hidrogeno 0 0 0 Dióxido de carbono 0,125 0,175 0,199
Nitrógeno 0,001 0 0 Metano 0,773 0,554 0,133 Etano 0,057 0,106 0,197
Propano 0,024 0,076 0,211 iso-butano 0,004 0,019 0,056 n-butano 0,005 0,024 0,073
iso-pentano 0,002 0,013 0,04 n-pentano 0,001 0,009 0,026 Hexanos 0,001 0,008 0,024 Heptanos 0,002 0,012 0,037 Octanos 0 0 0
Nonanos más 0 0 0 Total 1 1 1 Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)
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Análisis de Resultados
Tabla 12: Temperaturas de la Válvula Joule - Thomson
Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)
Se determino la producción en barriles por día a condiciones estándar
del liquido recuperado (C3), para cada región tabla 13, para obtener un
estimado de la producción de propano en cada región del país.
Tabla 13: Producción de Propano en cada Región del País.
PRODUCCÓN DE PROPANO (BBL/d).EN DISTINTAS REGIONES DEL PAÍS REGIÓN FLUJO TOTAL (BBL/d)
OCCIDENTE 2.003 ORIENTE LIBRE 1.143 ORIENTE ASOCIADO 2.289 GUÀRICO LIBRE 71 COSTA AFUERA LIBRE 277 TOTAL 5.783
Fuente: Pernía – Urdaneta (2005)
Área Temp.(ºC)Corriente
11 Temp.(ºC)Corriente
12 Caída de Presión (kpa)
Oriente Libre -37,4 -82,71 5688 Oriente Asociado -29,17 -71,9 5688
-29,17 -65,87 5688 Occidente -29,17 -59,92 Guárico 5688
Costa Afuera -29,17 -56,26 5688
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Conclusiones
CONCLUSIONES.
Se evaluó el sistema de refrigeración mecánica con un flujo máximo de
160.000 MMPCED, de esta manera en base a los resultados se derivan las
siguientes conclusiones:
• La planta de Refrigeración Mecánica con la Válvula Joule-
Thomson fue más eficiente con la alimentación del gas de Oriente Asociado,
con una cantidad de producción de propano en el orden de 2289 BBL/ d, en el
gas de Occidente (PEQUIVEN) produjo unos 2003 BBL/ d, Oriente Libre unos
1143 BBL/ d, alimentando gas de Costa Afuera Libre 277 BBL/ d y por ultimo
con la menor tasa de producción de propano Guárico Libre con 71 BBL/ d.
• La planta de Refrigeración Mecánica con Válvula Joule-Thomson
arrojó los siguientes porcentajes de recuperación de líquidos del gas natural:
En Oriente Asociado con un 49 %, en Occidente Asociado un 45 %, para
Oriente libre 24.47 %, Costa Afuera 12.03 % y por ultimo con el menor
porcentaje se situó Guárico Libre con 3.54 % de LGN recuperados en la
misma planta con diferentes alimentaciones.
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DERECHOS RESERVADOS
Recomendaciones
RECOMENDACIONES.
• Técnicamente se recomienda el uso del proceso de refrigeración
mecánica para la implantación de la planta de extracción de líquidos,
debido a su alta eficiencia, bajos requerimientos de energía y servicios
adicionales, por su factibilidad técnica y alta recuperación de GLP muy
rico en propano (45%).
• Se recomienda el estudio de varios procesos de refrigeración mecánica
tales como: turbo expansión o ciclo externo, sustituyendo la válvula
Joule- Thomson, de manera de hacer un mejor uso de la energía
disponible.
• Realizar un estudio técnico económico de la venta del gas residual con
más detalles, costos donde se evalúen las distintas alternativas del
proceso. una entrada extra representaría una fuente de ingreso hacia
nuestra planta.
83
DERECHOS RESERVADOS
Bibliografia
BIBLIOGRAFÍA.
TEXTOS Y GUIAS:
• ARIAS, F. “El proyecto de investigación”. Tercera Edición. Editorial
Episteme.Caracas. 1995. 95 páginas.
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Campbell Petroleum Series. Norman, Oklahoma. 1978. 348 páginas.
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Fundamentos de Corrosión”. Pto. La Cruz, 1992. 130 páginas.
• GEORGE, A. “Manual de Procesos Químicos en la Industria”. Quinta
Edición. Tomo I. Editorial McGraw- Hill. México. 1990. 128 páginas.
• Manual Básico de Operaciones del Simulador de Procesos.1998. 25-30
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Editorial El Dorado. Caracas. 1994. 120 páginas.
• SABINO, C. “Metodología de la investigación”. México. Primera Edición.
1992.
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PÁGINAS WEB:
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www.goecities.com/collegpark/1306/hidra.htm
• www.gas-training.com
• www.geocoties.com
85
DERECHOS RESERVADOS
COMPLEJO PETROQUÍMICO
EL TABLAZO
Composición de Gas de Entrada a Planta LGN I
(Por Técnica de Cromatografía.)
Componente % Mol GPM PM Dens.
Líq (gm/cc)
Sulfuro de Hidrogeno
0.0000
Condiciones de Muestreo
200 Ipcm 97°F
Dioxido de Carbono 1.3175 44.010 ,8172
Nitrogeno 2.2122 Características de la Muestra This is Core Lab sampfe number 1626 28.013 ,8086
Metano 77.6478 16.043 ,2997 Etano 8.7575 2,337 30.070 ,3558 Propano 5.0600 1,391
Presión Critica (Ipca)................................ Temperatura Critica ºR)...........................................
661,1 401,0 44.097 ,5065
iso-Butano 0.9492 ,310 58.123 ,5623 n-Butano 1.9392 ,610 58.123 ,5834 iso-Pentano 0.6239 ,228
Peso Molecular Promedio 21,86
Gravedad Calculada del Gas (aire = 1.000 0,755
Gas Gravity Factor, Fg...............................................................Super Compressibility Factor, Fpv
72.150 ,6241 n-Pentano 0.6929 ,250 72.150 ,6305 Hexanos 0.5329 ,206 84.000 ,6850 Heptanos 0.2131 ,089 96.000 ,7220 Octanos 0.0511 ,023 107.00 ,7450
Nonanos más 0.0027 ,001
1,1510
121 .00 ,7640 1,0185 at sampling conditions ..........................................Gas Z-Factor
0.964 at sampling conditions...........................................
a 14.7 Ipca y 60°F Propiedades de las Fracciones Pesadas
Valor calorifico Bruto (BTU/pcn de Gas Seco)............................ 1254
ComponentesValor calorifico Neto
1138 (BTU/pcn de Gas Seco)........................................0,7270.2669 98.4 62,9Heptanos más
5,445GPM (C2+)...............................................................
GPM (C3+)............................................................... 3,108
Viscosidad del Gas (cps)......................................... 0, 0111
. From: Standing, M.B., "Volumetric and Phase Behavior of 011 Field Hydrocarbon Systems., SPE (Dalias), 1977, 8th Eártion. Appendix 11.
Fecha de Muestreo: 15/01/05 RFL 03088
DERECHOS RESERVADOS
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