i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1. OBJETIVOS 7

1.1.1. OBJETIVO GENERAL 7

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 7

2. METODOLOGÍA 8

2.1. DESCRIPCIÒN DE METODOLOGÌA 8

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 9

3.1. RESERVAS DE HIDROCARBUROS DEL CAMPO CUYABENO 9

3.2. PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS DEL CAMPO CUYABENO 9

3.3. FACILIDADES DE SUPERFICIE ACTUALES PARA

EL GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL CAMPO CUYABENO 10

3.4. PROPUESTA DE TRATAMIENTO 11

3.4.1. FACILIDADES DE SUPERCIE PROPUESTAS PARA EL

TRATAMIENTO DEL GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL

CAMPO CUYABENO. 11

3.4.2. SELECCIÓN DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS

ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL CAMPO CUYABENO 13

3.5. CÁLCULOS REQUERIDOS PARA LA MEZCLA DE GAS 14

3.5.1. PODER CALÓRICO NORMAL DEL GAS ASOCIADO AL

PETRÓLEO DEL CAMPO CUYABENO 14

ii

3.6. EVALUACIÓN DE RESULTADOS DEL GAS ASOCIADO AL

PETRÓLEO DEL CAMPO CUYABENO ANTES DE SER

ENDULZADO 15

3.6.1. ANÁLISIS DE LA TABLA 6 DEL PODER CALÓRICO NORMAL

DE LA MEZCLA DE GAS ASOCIADO DEL CAMPO CUYABENO. 15

3.6.2. VOLUMEN DE GAS REQUERIDO EN DISTINTAS

APLICACIONES DEL CAMPO CUYABENO 15

3.6.3. CONDICIONES OPERATIVAS PARA EL GAS DE ENTRADA

A LA PLANTA DE ENDULZAMIENTO 16

3.6.4. PLANTEAMIENTO DE DISEÑO PARA EL LECHO DE

ENDULZAMIENTO 20

3.6.5. ETAPA DE COMPRESIÓN PARA INGRESO A GENERADORES 33

3.6.6. POTENCIA MÁXIMA QUE SE PUEDE EMPLEAR PARA

COGENERACIÓN. 33

3.6.7. DEMANDA DE POTENCIA DE LAS BOMBAS BES DEL CAMPO

CUYABENO 34

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 37

4.1. CONCLUSIONES 37

4.2. RECOMENDACIONES 37

5. BIBLIOGRAFÍA 39

iii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Componentes del gas natural 5

Tabla 2. Propiedades del gas natural 5

Tabla 3. Reservas de hidrocarburos del campo Cuyabeno 9

Tabla 4. Potencial por arenas, campo Cuyabeno 9

Tabla 5. Cromatografía de la mezcla de gas del campo Cuyabeno 10

Tabla 6. Cromatografía de la mezcla de gas a la salida de los scrubbers 13

Tabla 7. Poder calórico normal de la mezcla de gas, campo Cuyabeno 14

Tabla 8. Conversión de unidades del poder calórico del campo Cuyabeno 15

Tabla 9. Peso molecular de la mezcla de gas al ingreso de la planta de

tratamiento 16

Tabla 10.Condiciones del gas de ingreso a la planta de tratamiento,

campo Cuyabeno 16

Tabla 11. Variables para estimación del factor de compresibilidad Z al

ingreso de la planta de tratamiento 16

Tabla 12. Factor de compresibilidad del gas de entrada 20

Tabla 13. Datos para conversión de CO2 23

Tabla 14. Variables de diseño a 5 pie de diámetro 25

Tabla 15. Variables de diseño para la construcción de planta de

endulzamiento 32

Tabla 16. Composición del gas combustible al ingreso de los generadores 33

Tabla 17. Cromatografía del gas combustible al ingreso de los

generadores 33

Tabla 18. Requerimiento de potencia de las Bombas BES, campo

Cuyabeno 35

iv

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Requisitos del gas natural. NTE INEN 2 489:2009 6

Figura 2. Clasificación de los procesos de endulzamiento de gas 7

Figura 3. Diagrama actual de procesamiento del gas asociado al

petróleo del campo Cuyabeno 10

Figura 4. Diagrama de facilidades de superficie propuestas para

tratamiento del gas asociado al petróleo 12

Figura 5. Procesos para eliminación de H2S/ CO2 del gas 14

Figura 6. Factor de compresibilidad para el gas natural 18

Figura 7. Diagrama para cálculo de entalpia total 30

1

RESUMEN

El presente trabajo de titulación abarca la factibilidad técnica de incorporar

una planta de tratamiento de gas asociado al petróleo en la estación

Cuyabeno para llevar a su utilización como combustible generador de

energía eléctrica que alimente los motores electrosumergibles de los

sistemas de bombeo operativos en los pozos del mismo campo. Para lo cual

se describen las características físico- químicas principales que debe poseer

el gas combustible para su utilización, así como los requerimientos de la

Norma Técnica Ecuatoriana INEN 2 489:2009 en cuanto a este gas, que en

su estado natural evidencia varios incumplimientos como son el poder

calórico (880.45 BTU/pie3=32.78 MJ/m3) y el contenido de CO2 (68.06

%molar), valores que en un principio no se ajustan a la normativa. El

endulzamiento por tamices moleculares es seleccionado para eliminar el

CO2 de la mezcla de gas proveniente de los pozos del campo Cuyabeno,

debido al alto porcentaje de contaminante que se va a manejar. Así en este

trabajo de titulación se puede observar el detalle técnico del proceso de

endulzamiento del gas ácido mediante dos torres diseñadas específicamente

para mantenerse en adsorción y regeneración de forma alternada, cuyas

dimensiones y caudales serán detallados en la tabla 14. Una vez finalizado

el proceso de endulzamiento, el gas tratado ingresa a una cámara de

combustión donde se combustiona al entrar en contacto con aire a alta

presión con el fin de accionar el elemento rotor o el eje de una turbina y

convertir así la energía térmica en energía mecánica. El sistema propuesto

resulta eficiente puesto que el gas tratado es comprimido previo al ingreso al

combustor con lo cual aumenta su poder calórico, capacidad que se ve

reflejada en la potencia final generada para la alimentación de los motores

electrosumergibles del mismo campo.

Palabras clave: GAS, COGENERACIÒN ELÈCTRICA, ENDULZAMIENTO,

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.

2

ABSTRACT

The current degree work covers the technical feasibility of incorporating an

associated petroleum gas treatment plant in the Cuyabeno station to lead to

its use as electric energy generator fuel that feed the electric submersible

engines of the operating pumping systems in the wells of the same camp.

For which, the main physicochemical characteristics of the fuel gas for its use

are described, as well as the requirements of the Ecuadorian Technical Norm

INEN 2 489: 2009 for this gas, which in its natural state evidences several

breaches such as the calorific power (880.45 BTU /ft3 = 32.78 MJ / m3) and

the CO2 content (68.06 mol%), values that at first do not conform to the

norm. Molecular sieve sweetening is selected to remove CO2 from the gas

mixture incoming from wells of the Cuyabeno field due to the high percentage

of contaminant to be handled. Thus in this degree work the technical detail of

the acid gas sweetening process can be observed through two towers

specifically designed to be maintained in alternating adsorption and

regeneration, whose dimensions and flows will be detailed in Table 14. Once

the sweetening process is completed, the treated gas enters a combustion

chamber where it is burned when it comes in contact with air at high pressure

in order to drive the rotor element or the axis of a turbine and thus convert

the thermal energy into mechanical energy. The proposed system is efficient

since the treated gas is compressed prior to entering the combustor, which

increases its calorific power, a capacity that is reflected in the final power

generated for the supply of electric submersible motors of the same field.

Keywords: GAS, ELECTRIC COGENERATION, SWEETENING, PUMPING,

ELECTROSUBMERSIBLE PUMPING.

1. INTRODUCCIÓN

3

1. INTRODUCCIÓN

El gas natural presente en los campos ecuatorianos pocas veces ha sido

aprovechado a pesar de ser un combustible con un alto poder energético y

poca afectación al ambiente (Guillaume, 2008). Se encuentra en el subsuelo

generalmente asociado a hidrocarburos líquidos, por lo que es liberado de

manera natural en el momento que los mismos son extraídos con fines

comerciales.

En algún momento el gas asociado al petróleo representó un problema

durante los procesos de tratamiento de los hidrocarburos realizados por las

empresas a cargo, o simplemente no cumplía con los requerimientos de

calidad y de volumen que estas empresas requerían, por lo que se utilizaban

mecheros para deshacerse de este bien energético poco apreciado, que

inmediatamente se volvía agresivo para el medio ambiente. (Kozulj, 2004)

Si bien existen campos en el Ecuador donde se presenta poca producción

de gas asociado, y otros donde la producción es casi nula, se puede

encontrar otras áreas como el caso del activo Cuyabeno, donde se estima

una producción de gas asociado aceptable, principalmente proveniente de

los Campos Cuyabeno, Sansahuari y en menor proporción del campo VHR.

El proceso a seguir para implementar una ruta de tratamiento para el gas

asociado al petróleo involucra un análisis técnico, con el fin de conocer las

ventajas y desventajas que este propósito puede acarrear y con lo cual se

busca alimentar el suministro eléctrico de los sistemas de Bombeo

Electrosumergible de pozos técnicamente seleccionados en Cuyabeno.

El estado del arte del presente trabajo hace referencia a una problemática

común en el funcionamiento de las turbinas de gas empleadas en

cogeneración eléctrica. Seleccionar una turbina que se adapte a distintos

ambientes tiene mucho que ver con el diseño de los sistemas de filtración de

aire que se establezcan para proteger los componentes de las condiciones

severas y a su vez puedan mantener el funcionamiento óptimo.

Es así que la empresa japonesa Mitsubishi desarrollo turbinas especialmente

fabricadas para ambientes severos calientes, utilizando bobinas de

enfriamiento debidamente instaladas en la casa del filtro de entrada, y que

permiten reducir la temperatura del aire de entrada e incrementar el

desempeño de las turbinas. (Mitsubishi, 2016)

Otra opción que contempla la compañía es el enfriamiento por evaporación

incluido en la casa del filtro de entrada, que podría ser aplicable en

4

ambientes menos extremos y calientes. La única desventaja sería la poca

eficiencia del enfriamiento evaporativo en áreas con alta humedad.

(Mitsubishi, 2016)

En ambientes más calurosos, el aire que entra en la turbina debe ser filtrado

tanto como sea posible. El uso de pre filtros que pueden ser cambiados

mientras la turbina está en funcionamiento prolonga la vida de los filtros

principales del motor y reduce el mantenimiento.

En ambientes húmedos, se puede aplicar un revestimiento de grasa que

evita que la humedad entre en las conexiones eléctricas y electrónicas.

Así la propuesta presentada en este trabajo de titulación puede ser aplicada

en todo tipo de ambientes, siendo el gas natural una opción para generar

energía eléctrica en cualquier parte del mundo, y bajo cualquier condición.

El problema se enfoca en que la necesidad de energía eléctrica en la

industria petrolera es amplia y siempre depende de la instalación de plantas

de generación eléctrica. Que puedan cubrir la demanda de los sistemas de

levantamiento artificial, así como de las facilidades de superficie con todos

sus componentes, (incluyendo campamentos), la demanda del transporte de

fluidos, y otras necesidades.

El bombeo electrosumergible no es la excepción, y tomando en cuenta que

en el Ecuador es el método de levantamiento artificial con mayor acogida,

demanda una importante dotación de energía para operar, la cual, en su

mayoría es generada utilizando diésel.

Sin embargo, existen campos donde se tiene una importante producción de

gas asociado al petróleo de gran capacidad energética, que no es bien

aprovechado como combustible para cogeneración eléctrica, y por otro lado

es quemado y venteado a la atmosfera debido a su considerable contenido

de contaminantes. (Rivadeneira, 2015)

El gas natural es un combustible fósil, utilizado en la actualidad como una de

las fuentes de energía más limpia y segura. Es una mezcla de hidrocarburos

principalmente compuesta de metano, además de otros hidrocarburos, entre

los cuales se puede encontrar; etano, propano, butano, pentano, y un

porcentaje de impurezas tales como; dióxido de carbono (CO2), sulfuro de

hidrogeno (H2S), agua y nitrógeno.

La composición del gas natural puede ser variable dependiendo de la región

geográfica en que se localice.

5

Para los componentes generales del gas natural se tiene los parámetros

expuestos en la tabla 1:

Tabla 1. Componentes del gas natural

COMPONENTE NOMENCLATURA COMPOSICIÓN (%) ESTADO NATURAL

Metano CH4 95.08 Gas

Etano C2H6 2.14 Gas

Propano C3H8 0.29 Gas licuable (GLP)

Butano C4H10 0.11 Gas licuable (GLP)

Pentano C5H12 0.04 Líquido

Hexano C6H14 0.01 Líquido

Nitrógeno N2 1.94 Gas

Gas carbónico CO2 0.39 Gas

(Arias, 2006)

El gas natural después de un tratamiento apropiado para reducir los

componentes ácidos, odorizarlo, y realizar otros tratamientos podrá ser

comercializado dentro de los límites legales de presión, valor calorífico, e

índice de Wobbe (Valor calorífico dividido para la gravedad específica).

(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2016). Las propiedades

del gas natural y sus valores se muestran en la tabla 2:

Tabla 2. Propiedades del gas natural

(MOKHATAB, POE, & SPEIGHT, 2006)

PROPIEDADES VALORES UNIDAD

Masa molar relativa 17-20

Contenido de carbono 73.3 % Peso

Contenido de hidrogeno 23.9 % Peso

Contenido de oxigeno 0.4 % Peso

Radio atómico Hidrogeno/ Carbono 3.0-4.0

Densidad relativa, 15°C 0.72-0.81

Punto de ebullición -162 °C

Temperatura de auto inflamación 540-560 °C

Número de octano 120-130

Número de metano 69-99

Límites de inflamabilidad de vapor 5-15 % Vol.

Límites de inflamabilidad 0.7-2.1

Valor mínimo calorífico 38-50 MJ/Kg

Concentración de metano 80-99 % Vol.

Concentración de etano 2.7-4.6 % Vol.

Concentración de nitrógeno 0.1- 15 % Vol.

Concentración de dióxido de carbono 1-5 % Vol.

Concentración de sulfuro <5 %Peso ppm

Formación específica de CO2 38-50 g/MJ

6

Los requisitos para el gas natural, de acuerdo con la norma ecuatoriana son

los siguientes (Figura 1):

Figura 1. Requisitos del gas natural. NTE INEN 2 489:2009

(INEN, 2009)

Cada proceso de endulzamiento se clasifica en varios procesos individuales,

detallados a continuación en la figura 2:

7

Figura 2. Clasificación de los procesos de endulzamiento de gas.

(Abdel-Aal, 2014)

1.1. OBJETIVOS

1.1.1. OBJETIVO GENERAL

Evaluar de forma técnica la utilización del gas natural en el campo Cuyabeno

para utilizarlo como combustible en un sistema de cogeneración eléctrica

encargado de suministrar energía al sistema de levantamiento artificial BES.

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

a) Determinar la cantidad de gas asociado al petróleo que produce el

campo Cuyabeno y caracterizarlo.

b) Definir el tratamiento adecuado para el gas proveniente del campo

Cuyabeno.

c) Determinar la cantidad de bombas electrosumergibles capaces de

operar con el gas producido y tratado en el campo Cuyabeno.

2. METODOLOGÍA

8

2. METODOLOGÍA

2.1. DESCRIPCIÓN DE METODOLOGÍA

a) Revisión de reservas de hidrocarburos del campo Cuyabeno.

b) Revisión de reservas de gas del campo Cuyabeno.

c) Elaboración de tabla de cromatografía del gas asociado al petróleo del

campo Cuyabeno.

d) Descripción de facilidades de superficie actuales del campo Cuyabeno.

e) Revisión de demanda de potencia eléctrica de los sistemas de bombeo

electrosumergible del campo Cuyabeno.

f) Selección del proceso de endulzamiento para el gas asociado al petróleo

del campo Cuyabeno.

g) Determinación de la capacidad calorífica del gas endulzado del campo

Cuyabeno

h) Descripción de las facilidades de superficie propuestas mediante

evaluación técnica.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

9

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

3.1. RESERVAS DE HIDROCARBUROS DEL CAMPO

CUYABENO

Se observa la información general de reservas en la tabla 3 a continuación:

Tabla 3. Reservas de hidrocarburos del campo Cuyabeno

YACIMIENTO

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

REMANENTES

(BLS)

POES (BLS)

FR

actual

(%)

B Tena 192 000 6 418 1 200 000 16.00

U Superior 31 833 248 8 870 713 80 331 295 39.63

U medio 11 526 060 9 948 240 22 395 670 51.47

U inferior 60 195 360 19 666 500 211 974 759 28.40

T superior 42 196 704 11 682 748 111 729 824 37.77

T inferior 4 089 681 2 967 398 32 086 102 12.75

TOTAL 150 033 053 53 142 017 459 717 650 32.60

(PETROAMAZONAS, 2015)

3.2. PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS DEL CAMPO

CUYABENO

El potencial productor del campo Cuyabeno al mes de abril del 2016 se

presenta en la tabla 4: Tabla 4. Potencial por arenas, campo Cuyabeno

ARENA POZOS PROD.

POTENCIAL POR ARENAS

BFPD BPPD BAPD BSW

(%)

GAS

(MPCD)

GOR

(PCS/BLS) API

M1+BT 0 0 0 0 0 0 0 0.0

Ui 22 33 667 5 227 28 441 1 830 887 170 23.0

Us 18 24 168 4 196 19 972 1 400 554 132 21.0

Um 10 9 460 3 120 6 339 527 405 130 25.0

Ts 6 7 488 2 127 5 361 429 271 127 25.0

TOTAL 56 74 783 14 670 60 114 80.38 2 117 144 24.0

(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2016)

El gas asociado del campo Cuyabeno tiende a ser acido, como ocurre en los

campos VHR y Sansahuari a su alrededor, con un alto contenido de CO2

cercano al 52%. La composición de la mezcla de gas se detalla en la tabla 5:

10

Tabla 5. Cromatografía de la mezcla de gas del campo Cuyabeno.

GAS UNIDAD VALOR

CO2 %molar 52.12

N2 %molar 2.06

H2O %molar 0.00

CH4 %molar 17.44

C2H6 %molar 4.95

C3H8 %molar 12.18

iC4H10 %molar 2.60

nC4H10 %molar 5.57

iC5H12 %molar 1.60

nC5H12 %molar 1.48

TOTAL % 100

INFORMACIÓN

Gravedad específica Adim. 1.39

Factor volumétrico pie3/scf 0.30

(PETROAMAZONAS, 2015)

3.3. FACILIDADES DE SUPERFICIE ACTUALES PARA EL

GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL CAMPO

CUYABENO

Las principales facilidades de superficie de la estación Cuyabeno para

procesamiento del gas asociado al petróleo se observan en la figura 3:

Figura 3. Diagrama actual de procesamiento del gas asociado al petróleo del campo

Cuyabeno

11

El flujo proveniente de los pozos ingresa a los separadores de producción

donde el gas asociado al petróleo es separado del agua y del petróleo, luego

es conducido hacía los scrubbers para separar los compuestos más pesados

(C3+) de los componentes más livianos (C1, C2, CO2), los scrubbers también

reciben la proporción de gas proveniente de la bota de gas, el gas separado

aun contaminado es conducido hacia un calentador de agua para ser

utilizado como combustible en procesos de deshidratación, mientras que otro

porcentaje es quemado en un mechero.

3.4. PROPUESTA DE TRATAMIENTO

3.4.1. FACILIDADES DE SUPERCIE PROPUESTAS PARA EL

TRATAMIENTO DEL GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL

CAMPO CUYABENO.

12

Figura 4. Diagrama de facilidades de superficie propuestas para tratamiento del gas

asociado al petróleo

13

El proceso que se lleva a cabo en las facilidades de superficie propuestas

inicia en los scrubbers presentes actualmente en el campo Cuyabeno donde

se obtiene principalmente metano (C1), etano (C2), y dióxido de carbono

(CO2) producto de la separación de los componentes más pesado de la

mezcla (C3+), pasando a continuación al sistema de endulzamiento donde la

mezcla gaseosa ingresa a la torre en adsorción seleccionada a 90 psi y

105°F donde se llevará a cabo el proceso de eliminación de CO2 de la

mezcla de gas, luego, el gas endulzado será dispuesto hacia la línea de

salida de gas dulce. Mientras tanto en la torre 2 se llevará a cabo el proceso

de regeneración, de acuerdo a los ciclos propuestos.

El gas contaminado que ha cumplido su ciclo de adsorción será conducido a

través de las válvulas V-10 y V-18 respectivamente para reingresar al

sistema por medio de los scrubbers.

El gas libre de contaminantes será comprimido a 5076 psi lo cual repercutirá

en un incremento importante del poder calórico, así ingresará a un

combustor para combustionar por medio de una reacción con aire, luego una

turbina se encargará de transformar la energía térmica generada en energía

mecánica y a través de un cogenerador eléctrico se alimentará los motores

electrosumergibles de los sistemas BES del campo Cuyabeno.

3.4.2. SELECCIÓN DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS

ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL CAMPO CUYABENO

Para un nuevo caudal de alimentación de 2.0 MMPCSD proveniente de los

scrubbers a 34 psi y 135 °F se tiene la siguiente composición de la mezcla

de gas:

Tabla 6. Cromatografía de la mezcla de gas a la salida de los scrubbers

GAS UNIDAD VALOR

CO2 %molar 68.06

N2 %molar 2.70

CH4 %molar 22.78

C2H6 %molar 6.46

TOTAL % 100

Debido al alto contenido de CO2 se ha decidido utilizar un proceso de

adsorción empleando tamices moleculares al ser un proceso eficaz como se

indica en la figura 5:

14

Figura 5. Procesos para eliminación de H2S/ CO2 del gas

(REPSOL YPF, 2010)

3.5. CÁLCULOS REQUERIDOS PARA LA MEZCLA DE GAS

3.5.1. PODER CALÓRICO NORMAL DEL GAS ASOCIADO AL

PETRÓLEO DEL CAMPO CUYABENO

En la tabla 7 se puede evidenciar los cálculos realizados en Excel para la

determinación del poder calórico normal de la mezcla de gas del campo

Cuyabeno:

Tabla 7. Poder calórico normal de la mezcla de gas, campo Cuyabeno

COMPONENTE FRACIÓN

MOLAR (Yi)

PODER

CALÓRICO

(BTU/pie3)

PODER CALÓRICO

NORMAL (BTU/pie3)

N2 0.02 0.00 0.00

C1 0.17 904.40 158.60

CO2 0.52 0.00 0.00

C2 0.05 1 618.70 80.13

C3 0.12 2 315.00 281.97

i-C4 0.03 3 000.00 78.00

n-C4 0.06 3 011.00 167.71

i-C5 0.02 3 699.00 59.18

n-C5 0.01 3 707.00 54.86

TOTAL 1.00 880.45

15

3.6. EVALUACIÓN DE RESULTADOS DEL GAS ASOCIADO

AL PETRÓLEO DEL CAMPO CUYABENO ANTES DE

SER ENDULZADO

3.6.1. ANÁLISIS DE LA TABLA 6 DEL PODER CALÓRICO NORMAL DE

LA MEZCLA DE GAS ASOCIADO DEL CAMPO CUYABENO.

El poder calórico normal de la mezcla de gas asociado al petróleo del campo

Cuyabeno es de 880.45 BTU/pcs. Tomando en cuenta que:

1 BTU= 1054.35 joules

1 MJ= 1000000 joules

1 m3= 35.3147 pie3

Se tiene los resultados de la conversión y los valores de la norma

presentados en la tabla 8 realizada en Excel:

Tabla 8. Conversión de unidades del poder calórico del campo Cuyabeno

PODER CALÓRICO

880.45 BTU/pie3 CUYABENO

32.78 MJ/m3

35.42 MJ/m3 Min. NTE INEN 2 489:2009

43.12 MJ/m3 Max.

Como se puede observar el poder calórico normal del campo Cuyabeno no

cumple con los requisitos mínimos de la norma técnica ecuatoriana, por lo

que se espera que posterior al tratamiento su calidad como combustible se

optimice.

3.6.2. VOLUMEN DE GAS REQUERIDO EN DISTINTAS APLICACIONES

DEL CAMPO CUYABENO

La corriente de gas se ve afectada por una pequeña proporción que es

requerida en distintas aplicaciones, para lo cual se ha determinado un valor

aproximado de 68 MPCD de gas que son descartados y que no pueden

tomarse en cuenta para su endulzamiento y posterior aplicación como

combustible. Por lo tanto, de los 2 MMPCD de gas que se obtienen de la

descarga de los scrubbers en la estación Cuyabeno, el 3.4% es descartado

para el ingreso a la planta de tratamiento. Con lo cual se tendría a

16

disponibilidad un caudal de 1.93 MMPCD al ingreso de la planta de

tratamiento.

3.6.3. CONDICIONES OPERATIVAS PARA EL GAS DE ENTRADA A LA

PLANTA DE ENDULZAMIENTO

Tabla 9. Peso molecular de la mezcla de gas al ingreso de la planta de tratamiento

Gas %

moles

Fracción

molar

(yi)

Peso

molecular

componente

(lb/lbmol)

Peso

molecular

mezcla

(lb/lb-mol)

CO2 68,06 0,68 44,01 29,95

N2 2,70 0,03 28,01 0,76

CH4 22,78 0,23 16,04 3,65

C2H6 6,46 0,06 30,07 1,94

TOTAL 100 1,00 36,31

Tabla 10.Condiciones del gas de ingreso a la planta de tratamiento, campo Cuyabeno

CONDICIONES OPERATIVAS

Caudal de gas 1.93 MMPCD

Peso molecular 36.31 lb/lb-mol

Densidad del gas 0.64 lb/pie3

CO2 68.06 %molar

Presión 90 psi

Temperatura 564.67 °R

Gravedad específica 1.25

Viscosidad del gas 0.1 Cp

Factor de compresibilidad 0.98

El factor de compresibilidad a las condiciones de operación se estima

tomando los valores de fracción molar para cada componente, el peso

molecular y la presión y temperatura pseudocríticas respectivamente, con lo

que se tiene los valores presentados a continuación:

Tabla 11. Variables para estimación del factor de compresibilidad Z al ingreso de la planta

de tratamiento

PESO MOLECULAR 36.31 lb/lb-mol

PRESIÓN PSEUDOCRÍTICA 938.87 psia

TEMPERATURA PSEUDOCRÍTICA 492.14 °R

Luego, se calcula la presión y temperatura reducidas utilizando las

siguientes ecuaciones:

17

𝑃𝑟 =𝑃𝑇

𝑃𝑆𝐶 [ 1]

𝑇𝑟 =𝑇𝑇

𝑇𝑆𝐶

[ 2]

Luego, con las variables reducidas se procede a estimar el factor de

compresibilidad utilizando el diagrama de Standing & Katz; el cual resulta

ser:

𝑍1 = 0.979

18

Figura 6. Factor de compresibilidad para el gas natural

(GPSA, 1999)

Finalmente, al no existir presencia de H2S en la mezcla de gas asociado al

petróleo del campo Cuyabeno, se realiza una corrección únicamente por

CO2, debido a la alta concentración de este gas acido utilizando el

procedimiento de Wichert y Aziz:

19

𝜀 = 120(𝑦𝐶𝑂20.9 − 𝑦𝐶𝑂2

1.6) + 15(𝑦𝐻2𝑆0.5 − 𝑦𝐻2𝑆

4) [ 3]

𝑇´𝑠𝑐𝑀 = ∑ 𝑦𝑖𝑇𝑐𝑖 − 𝜀 [ 4]

𝑃´𝑠𝑐𝑀 =∑ 𝑦𝑖𝑃𝑐𝑖 × 𝑇𝑠𝑐𝑀

𝑦𝑖𝑇𝑐𝑖 + 𝑦𝐻2𝑆(1 − 𝑦𝐻2𝑆) × 𝜀

[ 5]

Donde:

𝜀: Factor de ajuste (°R)

𝑦𝐶𝑂2: Contenido de CO2 (Fracción molar)

𝑦𝐻2𝑆: Contenido de H2S (Fracción molar)

𝑇´𝑠𝑐𝑀: Temperatura pseudocrítica de la mezcla corregida (°R)

𝑦𝑖: Componente de la mezcla (Fracción molar)

𝑇𝑐𝑖: Temperatura crítica del componente i (°R)

𝑃´𝑠𝑐𝑀: Presión pseudocrítica de la mezcla corregida (Psia)

𝑃𝑐𝑖: Presión crítica del componente i (psia)

Finalmente, se calculan los valores de Psr y Tsr con la corrección incluida

para extrapolar el valor de Z en la gráfica de Standing & Katz:

𝑃𝑠𝑟 =90 + 14.7

900.64= 0.12

𝑇𝑠𝑟 =564.67

472.10= 1.20

Con el factor de compresibilidad se procede a calcular la densidad de la

mezcla de gas asociado al petróleo a las condiciones operativas de la planta

de tratamiento con la siguiente ecuación:

𝜌 =𝑃𝑀 × 𝑃

𝑅 × 𝑇 × 𝑍

[ 6]

Donde:

PM: Peso molecular

P: Presión absoluta (Psia)

R: Constante universal de los gases (10.73 psia pie3/°R lb mol)

T: Temperatura (°R)

Z: Factor de compresibilidad

20

Finalmente, los resultados obtenidos de factor de compresibilidad y densidad

se muestran en la tabla 12 a continuación:

Tabla 12. Factor de compresibilidad del gas de entrada

Resultados

Variable Valor Unidad

Pr 0.11 Adim

Z1 0.979 Adim

Tr 1.15 Adim

ɛ 20.04 °R

T´scm 472.10 °R

P´scm 900.64 psia

Psr 0.12 Adim

Tsr 1.20 Adim

Zc 0.982 Adim

ρ 0.64 lb/pie3

3.6.4. PLANTEAMIENTO DE DISEÑO PARA EL LECHO DE

ENDULZAMIENTO

Las torres de endulzamiento que van a ser propuestas en este trabajo están

diseñadas para un caudal máximo de 1.93 MMPCD. Una de ellas se

encontrará operativa únicamente para la regeneración del tamiz y otra para

el endulzamiento de la mezcla gaseosa.

𝐷𝑚𝑖𝑛 = (4 × 𝑞

𝜋 × 𝑉𝑚á𝑥)

0.5

[ 7]

Donde:

Dmín.: Diámetro mínimo del vessel (pie)

Vmáx.: Velocidad máxima (pie/min)

q: Caudal (pie3/min)

Inicialmente, calculamos el flujo másico con la siguiente ecuación:

𝑚 = 1 930 000𝑝𝑖𝑒3

𝑑í𝑎(

1 𝑑í𝑎

24 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠×

1 𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙

379.43 𝑝𝑖𝑒3×

36.31 𝑙𝑏

𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙)

[ 8]

21

𝑞 =𝑚

𝜌=

7 695.57 𝑙𝑏/ℎ𝑟

0.64 𝑙𝑏/𝑝𝑖𝑒3= 12 024.33

𝑝𝑖𝑒3

ℎ𝑜𝑟𝑎× (

1 ℎ𝑜𝑟𝑎

60 𝑚𝑖𝑛)

[ 9]

Luego, procedemos a calcular la velocidad máxima:

𝑉𝑚á𝑥 = [((

∆𝑃𝐿 )

𝐶 × 𝜌)

0.5

− ((

𝐵𝐶) × (

𝜇𝜌)

2)]

[ 10]

Donde:

∆𝑃

𝐿: 0.33 (psi/pie)

B: 0.2380 (Cte. Según el tipo de partícula) cte. Tamiz extruido

C: 0.0002100 (Cte. Según el tipo de partícula) cte. Tamiz extruido

𝜇: Viscosidad del gas (cP)

𝜌: Densidad del gas (lb/pie3)

𝑉𝑚á𝑥 = [((0.33)

0.0002100 × 0.64)

0.5

− ((

0.23800.0002100) × (

0.010.64)

2)]

[ 11]

Vmáx. = 49.55 – 8.85

Vmáx. = 40.70 pie/min

A continuación, se obtiene el diámetro mínimo del vessel:

𝐷𝑚𝑖𝑛 = (4 × 200.41

𝜋 × 40.70)

0.5

[ 12]

𝐷𝑚𝑖𝑛 = 2.50 pie = 0.76 m

Con fines de diseño se establece un diámetro estandar para el vessel:

Dmín.= 2.50 pie » 3.00 pie

Y se procede a hacer un ajuste:

22

𝑉𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 = 𝑉𝑚á𝑥. × (𝐷𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜

𝐷𝑠𝑒𝑙𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑜)

2

[ 13]

𝑉𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 = 40.70 × (2.50

3.00)

2

𝑉𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 = 28.26 𝑝𝑖𝑒/𝑚𝑖𝑛

Luego, la caida de presión ajustada se calcula con la siguiente ecuación:

(∆𝑃

𝐿)

𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒= (

∆𝑃

𝐿) × (

𝑉𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒

𝑉𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎)

2

[ 14]

(∆𝑃

𝐿)

𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒= 0.33 × (

28.26

40.70)

2

(∆𝑃

𝐿)

𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒= 0.16 𝑝𝑠𝑖/𝑝𝑖𝑒

3.6.4.1. Cálculo de la proporción de tamiz molecular a utilizarce en el

proceso de endulzamiento

La proporcion de adsorbente se calcula con la siguiente ecuación:

𝑉𝑠 =𝑄𝑔𝑎𝑠 × 𝑛𝐶𝑂2𝑖𝑛 − 𝑛𝐶𝑂2𝑜𝑢𝑡

𝐶𝑠 × 𝜌𝑠

[ 15]

Donde:

𝑉𝑠: Volumen de adsorbente (pie3)

𝑄𝑔𝑎𝑠: Caudal del gas (MMPCD)

𝑛𝐶𝑂2𝑖𝑛: Cantidad de CO2 inicial (lb CO2 PCD)

𝑛𝐶𝑂2𝑜𝑢𝑡: Cantidad de CO2 final (lb CO2 PCD)

𝐶𝑠: Capacidad del desecante (lb de CO2/lb de adsorbente)

𝜌𝑠: Densidad del adsorbente (lb/pie3)

23

Para el caso específico de la mezcla de gas asociado al petróleo del campo

Cuyabeno la cantidad de H2S, y H2O es despreciable, por lo que únicamente

es necesario calcular la proporción de CO2 que va a ser removido de la

mezcla de gas.

En el cálculo de la cantidad de CO2 de entrada se debe realizar una

transformación de porcentaje molar a porcentaje en peso. Para lo cual se

conocen los siguientes datos:

Tabla 13. Datos para conversión de CO2

Porcentaje molar (%) 68.06

Peso total de la mezcla del gas (lb) 3 631.00

𝑛𝐶𝑂2 = 68.06 𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙 × 44.01 𝑚𝑜𝑙−1 = 2 995.32 𝑙𝑏

[ 16]

%𝑃𝐸𝑆𝑂 =2 995.32 × 100

3 631.00= 82.49%

[ 17]

Resultado de las ecuaciones 16, y 17 se concluye que en 100 lb de gas se

encuentran 82.49 lb de CO2, luego se procede a calcular la cantidad de CO2

en libras que existe en cada pie cúbico de gas:

%𝑃𝐸𝑆𝑂 =𝑙𝑏𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠

𝜌𝑔𝑎𝑠=

2 995.32 𝑙𝑏

0.64 𝑙𝑏/𝑝𝑖𝑒3= 4 680.19 𝑝𝑖𝑒3

[ 18]

Finalmente, la proporción de CO2 es igual a:

nCO2in= 82.49 lbCO2 » 4 680.19 PCSD

Y el volumen de tamiz molecular es:

𝑉𝑠 =1 930 000 ×

82.49 𝑙𝑏𝐶𝑂2

4 680.19 𝑝𝑖𝑒3 − 0

44 × 0.22= 3 517.92 𝑝𝑖𝑒3/𝑑í𝑎

[ 19]

Luego tomando en cuenta que se llevan a cabo 4 ciclos al día:

24

𝑉𝑠 =3 517.92

𝑝𝑖𝑒3

𝑑í𝑎4

= 879.48 𝑝𝑖𝑒3/𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜

[ 20]

La cantidad requerida de tamiz molecular en libras se calcula de la siguiente

manera:

𝑊𝑡𝑎𝑚𝑖𝑧 =𝑄𝑔𝑎𝑠 × 𝑛𝐶𝑂2𝑖𝑛 − 𝑛𝐶𝑂2𝑜𝑢𝑡

𝐶𝑠 × 𝑛ú𝑚. 𝑑𝑒 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠

[ 21]

𝑊𝑡𝑎𝑚𝑖𝑧 =1 930 000 × 0.018 − 0

0.22 × 4= 38 697.08 𝑙𝑏𝑠

Para la longitud de la zona de saturación realizamos el siguiente cálculo:

𝐿𝑆 =4 × 𝑊𝑡𝑎𝑚𝑖𝑧

𝜋 × 𝐷2 × 𝜌𝑡𝑎𝑚𝑖𝑧

[ 22]

Donde:

𝐿𝑠: Longitud de la zona de saturación (pie)

𝑊𝑡𝑎𝑚𝑖𝑧: Cantidad de tamiz molecular (lb)

𝜌𝑡𝑎𝑚𝑖𝑧: Densidad del tamiz molecular (pie3/lb)

𝐷: Diámetro mínimo del vessel (pie)

𝐿𝑆 =4 × 38 697.08

𝜋 × (3.00)2 × 44= 124.42 𝑝𝑖𝑒𝑠

Para conocer la longitud de la MTZ:

𝐿𝑀𝑇𝑍 = (𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒

35)

0.3

× 𝑍

[ 23]

Donde:

𝐿𝑀𝑇𝑍: Longitud de la MTZ (pie)

Z: Constante dependiente del tamiz (1.7 para 1.8” y 0.85 para 1 16”)

𝐿𝑀𝑇𝑍 = (28.38

35)

0.3

× 0.85 = 0.80 𝑝𝑖𝑒𝑠

25

Con lo que se concluye que la longitud para la torre de adsorción sería:

𝐿𝑇 = 𝐿𝑀𝑇𝑍 + 𝐿𝑆 [ 24]

𝐿𝑇 = 0.80 + 124.42 = 125.22 𝑝𝑖𝑒𝑠

3.6.4.2. Verificación de caida de presión

La caida de presion debe estra entre 5 y 8 psia para cumplir con los

parámetros de diseño:

5 ≤ ((∆𝑃

𝐿)

𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒× 𝐿𝐿𝑒𝑐ℎ𝑜) ≤ 8

[ 25]

5 ≤ (0.16 × 125.22) ≤ 8

5 ≤ 20.10 ≤ 8

La caída de presión se encuentra fuera del rango ideal de operación, por lo

cual se procede a aumentar el diámetro de la torre a 5 pies y así conseguir

una caída de presión inclusive menor a 5 psi, y una longitud total óptima:

Tabla 14. Variables de diseño a 5 pie de diámetro

VARIABLES DE DISEÑO A 5 PIES DE DIÀMETRO

Diámetro mínimo de la torre 5 pie

Velocidad de ajuste 10.22 pie/min

Caída de presión ajustada 0.02 psi/pie

Volumen de tamiz molecular 3 571.92 pie3/día

Volumen de tamiz molecular c/ciclo 879.48 pie3 tamiz/ciclo

Porcentaje en peso de CO2 2 995.32 lb

LBS de CO2 en cada pie cubico de gas 4 680.19 lb 82.49 %peso

Libras de tamiz molecular 38 697.08 lbs/tamiz

Longitud de la zona de saturación 44.79 pie

Longitud de la MTZ 0.59 pie

Longitud total de la torre de adsorción 45.38 pie

Verificación de caída de presión 0.94 psi

3.6.4.3. Calculo del pseudotiempo de contacto

Para conocer el tiempo necesario para que el tamiz pueda absorber el CO2.

26

𝑆𝑡𝑐 =𝐿𝑙𝑒𝑐ℎ𝑜

𝑉𝑔𝑎𝑠

[ 26]

𝑆𝑡𝑐 =45.38 𝑝𝑖𝑒

10.22 𝑝𝑖𝑒/𝑚𝑖𝑛= 4.44 𝑚𝑖𝑛 ≫ 266.49 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠

3.6.4.4. Caudal real de alimentación

𝑄𝑎𝑙 =1.93 𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁

𝑑í𝑎×

1 𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙

379.43 𝑃𝐶𝑁×

106 𝑃𝐶𝑁

1 𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁×

1 𝑑í𝑎

24 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠

[ 27]

𝑄𝑎𝑙 = 212.16 𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙/ℎ𝑜𝑟𝑎

3.6.4.5. Moles de CO2 a remover en función del flujo molar y

volumetrico en los lechos

𝑛𝐶𝑂2 = 𝑄𝑎𝑙 × 𝑦𝐶𝑂2 [ 28]

𝑛𝐶𝑂2 = 212.16 × 0.6800 = 144.40 𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙/ℎ𝑜𝑟𝑎

𝑄𝑔𝐶𝑂2= 144.40

𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙

ℎ𝑜𝑟𝑎×

374.43 𝑃𝐶𝑁

1 𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙×

24 ℎ𝑜𝑟𝑎

1 𝑑í𝑎= 1.32 𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁𝐷

3.6.4.6. Caudal de gas a la salida de los lechos

𝑄𝑔𝑎𝑠 𝑎 𝑙𝑎 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 = 𝑄𝑎𝑙 − 𝑄𝑔𝐶𝑂2 [ 29]

𝑄𝑔𝑎𝑠 𝑎 𝑙𝑎 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 = (1.93 − 1.32)𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁𝐷 = 0.62 𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁𝐷

3.6.4.7. Calor necesario para regeneración

𝑄𝑇 = 2.5 𝑄𝐶𝑂2 + 𝑄𝑠𝑖 + 𝑄𝑠𝑡 + 𝑄𝑙ℎ

[ 30]

Donde:

𝑄𝑇: Calor total para regeneración del lecho (BTU)

𝑄𝐶𝑂2: Calor para desorber el agua (BTU)

𝑄𝑠𝑖: Calor para calentar el material del lecho (BTU)

𝑄𝑠𝑡: Calor para calentar el acero (BTU)

𝑄𝑙ℎ: Perdidas de calor a la atmosfera (BTU)

27

En primer lugar, se calcula el calor necesario para remover el CO2:

𝑄𝐶𝑂2 = 1 800𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏× (𝑙𝑏𝑠𝐶𝑂2)

[ 31]

Calculando las libras de CO2 por cada ciclo:

𝑛𝐶𝑂2 =𝑄𝑔𝑎𝑠 × 𝑛𝐶𝑂2𝑖𝑛 − 𝑛𝐶𝑂2𝑜𝑢𝑡

24× ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑐/𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜

[ 32]

𝑛𝐶𝑂2 =1 930 000 × 0.018 − 0

24× 6 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 = 8 513.36 𝑙𝑏𝐶𝑂2

El calor necesario para remover el CO2:

𝑄𝐶𝑂2 = 1 800𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏× (8 513.36 𝑙𝑏𝑠𝐶𝑂2) = 15 324 042.96 𝐵𝑇𝑈

Luego, calculamos el calor requerido para calentar el lecho:

𝑄𝑠𝑖 = 𝑙𝑏 𝑡𝑎𝑚𝑖𝑧 × 0.24 𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏°𝐹(𝑇𝑟𝑔 − 𝑇𝑖)

[ 33]

Donde:

𝑇𝑟𝑔: Temperatura de regeneración (°F)

𝑇𝑖: Temperatura inicial del lecho (°F)

𝑄𝑠𝑖 = 38 697.08 × 0.24 𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏°𝐹(500 − 105) = 3 668 483.01 𝐵𝑇𝑈

A continuación, calculamos el calor requerido para calentar el acero:

𝑄𝑠𝑡 = 𝑙𝑏 𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 × 0.12 𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏°𝐹(𝑇𝑟𝑔 − 𝑇𝑖)

[ 34]

Las libras de acero se las determina de la siguiente manera:

𝑙𝑏 𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 = 155 × (𝑡 + 0.125) × (𝐿𝑙𝑒𝑐ℎ𝑜 + 0.75𝐷 + 3) × 𝐷

[ 35]

28

Donde:

t: Ancho de lámina utilizada en la construcción del vessel (pulgadas)

D: Diámetro seleccionado de la torre (pie)

Utilizando la siguiente ecuación calculamos t:

𝑡 =12 × 𝐷 × 𝑃𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜

37 600 − (1.2 × 𝑃𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜)

[ 36]

Conociendo que la presión de diseño es proporcional al 110% de la presión

de operación:

𝑡 =12 × 5.00 × ((90 + 14.7) × 1.1)

37 600 − (1.2 × ((90 + 14.7) × 1.1))=

6 910.20

37 461.80= 0.18 𝑝𝑢𝑙𝑔

Así pues:

𝑙𝑏 𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 = 155 × (0.18 + 0.125) × (45.38 + 0.75(5.00) + 3) × 5.00

𝑙𝑏 𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 = 155 × 0.31 × 52.13 × 5.00

𝑙𝑏 𝑎𝑐𝑒𝑟𝑜 = 12 502.17 𝑙𝑏𝑠

Para llegar a calentar el acero sería necesario un calor de:

𝑄𝑠𝑡 = 12 502.17 × 0.12 𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏°𝐹(500 − 105) = 592 602.79 𝐵𝑇𝑈

Seguido se calcula las pérdidas de calor a la atmosfera que por regla

general es el 10% del resultado obtenido de la suma de QCO2, Qsi, y Qst:

𝑄ℎ𝑙 = 0.10(𝑄𝐶𝑂2 + 𝑄𝑠𝑖 + 𝑄𝑠𝑡) [ 37]

𝑄ℎ𝑙 = 0.10(15 324 043 + 3 668 483 + 592 603)

𝑄ℎ𝑙 = 1 958 513 𝐵𝑇𝑈

Finalmente, el calor requerido para la regeneración viene dado por:

𝑄𝑇 = 2.5(15 324 043 + 3 668 483 + 592 603 + 1 958 513)

𝑄𝑇 = 53 859 104 𝐵𝑇𝑈

29

3.6.4.8. Cálculo del caudal de gas para regeneración

𝑚𝑟𝑔 =𝑄𝑡

(𝐶𝑝(𝑇ℎ𝑜𝑡 − 𝑇𝑏)) 𝑡ℎ

[ 38]

Donde:

𝑚𝑟𝑔: Proporción de gas de regeneración (lb/hora)

𝑄𝑡: Calor requerido para la regeneración (BTU)

𝐶𝑝: Capacidad calorífica del gas

𝑇ℎ𝑜𝑡: Temp. Caliente de regeneración (°F)

𝑡ℎ: Tiempo de calentamiento

El tiempo de calentamiento puede interpretarse como el 60 % del tiempo de

regeneración, por lo cual:

𝑡ℎ = 6 × 0.6 [ 39]

𝑡ℎ = 3.6 ℎ𝑟

Y se toma la temperatura inicial para sumarle 50 grados, con lo que se tiene:

𝑇ℎ𝑜𝑡 = 105 + 50 [ 40]

𝑇ℎ𝑜𝑡 = 155°𝐹

Con los datos obtenidos de Thot y th, se puede obtener la capacidad calórica

del gas con el diagrama a continuación:

30

Figura 7. Diagrama para cálculo de entalpia total (GPSA, 2013)

𝐻ℎ𝑜𝑡 = 360°𝐹

𝐻𝑖 = 85°𝐹

31

Finalmente, se calcula la capacidad calórica del gas con la siguiente ecuación:

𝐶𝑝 =𝐻ℎ𝑜𝑡 − 𝐻𝑖

𝐻ℎ𝑜𝑡 − 𝑇𝑖 [ 41]

𝐶𝑝 =360 − 85

155 − 105= 5.5

𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 − °𝐹

Y procedemos a calcular el caudal de regeneración con la ecuación 38 antes

mencionada:

𝑚𝑟𝑔 =53 859 104

(5.5)((500 − 50) − 105)(6)= 4 731 𝑙𝑏/ℎ𝑜𝑟𝑎

Con lo que se concluye que para desorber cada lecho se necesitaría un

caudal de:

𝑄𝑟𝑔 = 𝑚𝑟𝑔 ×1

𝑃𝑀𝑔𝑎𝑠× 379.43 𝑃𝐶𝑁 × 24 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠

[ 42]

𝑄𝑟𝑔 = 4 731 ×1

36.31× 379.43 𝑃𝐶𝑁 × 24 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠

𝑄𝑟𝑔 = 1.18 𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁𝐷

Si se tiene un caudal de entrada de 1 930 MPCD, y se utilizan 1 186 MPCD

para la regeneración. Se deduce que el 60% de la mezcla de gas quedara

inutilizada después del proceso debido al alto contenido de contaminantes

extraídos.

A continuación, se presentan las consideraciones generales de diseño para

la planta de endulzamiento de la mezcla de gas asociado al petróleo

propuesta para el campo Cuyabeno (Tabla 15):

32

Tabla 15. Variables de diseño para la construcción de planta de endulzamiento

ADSORCIÓN REGENERACIÓN

Diámetro

mínimo 5.00 pie

Calor total de

regeneración 53 859 104 BTU

Flujo másico 7 695.57 lb/hr Calor para remoción de

CO2 15 324 043 BTU

Caudal 200.41

pie3/min

Libras de CO2 a remover

por ciclo 8 513 lb

Caída de

presión ajustada 0.02 psi/pie Calor para calentar lecho 3 668 483 BTU

Velocidad 10.22 pie/min Libras de tamiz 38 697 lb

Vol. De tamiz

por ciclo

879.48

pie3/ciclo Cantidad de acero 12 502 lb

Longitud zona

de saturación 44.79 pie Espesor de lamina 0.18 inch.

Longitud MTZ 0.59 pie Temp. De regeneración 500 °F

Longitud del

lecho 45.38 pie

Calor para calentar el

acero 592 603 BTU

Tiempo de

contacto 4.44 min

Calor perdido a la

atmosfera 1 958 513 BTU

Tamaño de

partícula 1/16” (1.5 mm)

Cantidad de gas de

regeneración 5 864.55 lb/hr

Forma del tamiz Extruded Tiempo de regeneración 6 hr

Densidad del

tamiz 44 lb/ pie3 Capacidad calórica 5.6 BTU/°F lb

Adsorción del

tamiz

22 lbCO2/ 100

lb de carbón

Caudal para desorber el

lecho 1.18 MMPCND

CO2 de entrada 68.06 lbCO2 / 4 680.19 pie3

CO2 de salida 0.00 lbCO2 / pie3

33

3.6.5. ETAPA DE COMPRESIÓN PARA INGRESO A GENERADORES

La mezcla de gas resultante del proceso de endulzamiento presenta la

siguiente composición (Tabla 16) sin presencia de contaminantes, ni

condensados: Tabla 16. Composición del gas combustible al ingreso de los generadores

Gas % moles Fracción

molar (yi)

Peso

molecular

componente

(lb/lbmol)

Peso

molecular

mezcla

(lb/lb-mol)

CH4 77,91 0,78 16,04 12,50

C2H6 22,09 0,22 30,07 6,64

TOTAL 100 1 19,14

Junto con las siguientes consideraciones cromatográficas calculadas en

Excel (Tabla 17):

Tabla 17. Cromatografía del gas combustible al ingreso de los generadores

CONDICIONES OPERATIVAS PARA ETAPA DE COMPRESIÓN

Caudal de gas 744 000 PCD

Peso molecular 19,14 lb/lb-mol

Factor volumétrico 0,02 Pcgen/Pctrat

CO2 0.00 %molar

Presión 5 076 PSI

Temperatura 581,67 °R

Factor de compresibilidad 0,96 Adim

Poder calórico 65 829,71 BTU/Pcgen

3.6.6. POTENCIA MÁXIMA QUE SE PUEDE EMPLEAR PARA

COGENERACIÓN.

Conociendo que se tiene un caudal igual a 744 MPCD con presencia nula de

CO2 para generación eléctrica, y, el poder calórico para la mezcla de gas del

campo Cuyabeno asciende a 65 829 BTU/pie3 luego del tratamiento, se

requiere calcular la potencia máxima de generación con lo cual se utiliza la

siguiente ecuación:

34

𝑄 = 744 000 (𝑝𝑖𝑒3

𝑑í𝑎) × 65 829

𝐵𝑇𝑈

𝑝𝑖𝑒3

[ 43]

𝑄 = 48977 × 106𝐵𝑇𝑈

𝑑í𝑎= 2041 × 106

𝐵𝑇𝑈

ℎ𝑟

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 2041 × 106 𝐵𝑇𝑈

ℎ𝑟×

293 𝐾𝑤/ℎ𝑟

1 000 000 𝐵𝑇𝑈= 598 000 𝐾𝑤

Tomando en cuenta que los generadores tienen una eficiencia de hasta

40%, se estima la eficiencia máxima de 35% para su operación:

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎𝑙 35% =𝑉 × 𝑃𝐶 × 𝑛𝑠

𝑡

[ 44]

Donde:

𝑉: Caudal útil de gas (pie3/día)

𝑃𝐶: Poder calórico (BTU/ pie3)

𝑛𝑠: Eficiencia del generador (0.35)

𝑡: Tiempo (hr)

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎𝑙 35% =744 000 × 65 829 × 0.35

24

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎𝑙 35% = 714 × 106 𝐵𝑇𝑈

ℎ𝑟= 𝟐𝟎𝟗 𝟐𝟕𝟑 𝑲𝒘

En resumidas cuentas, existen 209 273 kW disponibles para la alimentación

eléctrica de las bombas electrosumergibles del campo Cuyabeno.

3.6.7. DEMANDA DE POTENCIA DE LAS BOMBAS BES DEL CAMPO

CUYABENO

El consumo de energía que demanda la operación de las bombas BES

encargadas del levantamiento artificial en el campo Cuyabeno depende del

voltaje que puede ser variable entre 250 y 5000 Voltios, de la frecuencia, y

del amperaje, además también, de la distribución del ensamblaje de fondo, y

del volumen de fluido que se requiere levantar a superficie.

Es así que se realiza el siguiente cálculo de consumo de energía eléctrica

para las bombas electrosumergibles presentes en el campo Cuyabeno que

en su totalidad son 45:

35

Tabla 18. Requerimiento de potencia de las Bombas BES, campo Cuyabeno

POZO TIPO DE BOMBA INTAKE

FREC. (Hz) AMP. POTENCIA (kW) PSI °F

CYB-13D P-35X 820 201 53 37 140.98

CYB-14 P-23X 2513 205 59 33 125.74

CYB-17 P-23X 2205 208 55 49 186.71

CYB-21 P-12X 1363 209 60 44 167.66

CYB-22 FLEX 10 X H6 2620 205 55 25 95.26

CYB-23 P-62X 1927 201 65 28 106.69

CYB-24 SN2600 1650 209 59 39 148.61

CYB-24D GN 1600 2352 59 206 25 95.26

CYB-25 P-23X 2279 206 50 39 148.61

CYB-27 P18X H6 1345 206 65 30 114.31

CYB-29D P-12X 1046 206 60 35 133.36

CYB-30D D1050N 2676 203 60 25 95.26

CYB-31D D1050N 1408 203 62 43 163.85

CYB-32D P-12X 436 208 50 30 114.31

CYB-34 PF-17.5X 2050 207 48 28 106.69

CYB-34D P-23X 1324 206 49 30 114.31

CYB-35D P-23X 1771 206 51 48 182.90

CYB-36D D1150N 1111 207 45 23 87.64

CYB-37D P-23X 533 204 60 71 270.54

CYB-39D P-18X 1155 208 59 47 179.09

CYB-40D P-18X 606 208 55 45 171.47

CYB-42D PF-10X 610 211 52 21 80.02

CYB-43D P-23X 1483 206 67 37 140.98

CYB-44 P-23X 2409 207 44 31 118.12

CYB-45D P-23X 1969 206 64 57 217.19

CYB-47 P-12X 2583 205 49 20 76.21

CYB-51D P-23X 1130 207 53 36 137.17

CYB-54 DN 1050N 2270 202 56 22 83.83

CYB-53D PF17.5X-H6 572 205 66 28 106.69

CYB-55D P-18X 794 209 47 39 148.61

CYB-57D 400 FLEX 10 661 206 60 31 118.12

CYB-58 P-12X 873 206 65 39 148.61

CYB-59 D460N 901 207 48 42 160.04

CYB-60 P-18X 2584 204 46 32 121.93

CYB-60 P-18X 328 207 46 22 83.83

CYB-61 PF-10X 736 202 52 38 144.80

CYB-62 P-12X 916 205 62 176 670.63

CYB-63 P-12X 2180 208 42 23 87.64

CYB-64 P-4X 582 205 45 22 83.83

CYB-66 P-12X 2013 206 63 39 148.61

CYB-68 PF-10X 560 205 42 17 64.78

36

Tabla 18. Requerimiento de potencia de las Bombas BES, campo Cuyabeno.

Continuación…

CYB-69 P-12X 2373 204 45 32 121.93

CYB-70 P-12X 857 209 61 38 144.80

CYB-73 D1050N 1269 203 54 24 91.45

CYB-71 P-12X 582 210 54 24 91.45

DEMANDA TOTAL DE POTENCIA (kW) 6 340.51

(Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2016)

La demanda de potencia eléctrica de las bombas BES es de 6340 Kw para

el campo Cuyabeno, y el gas combustible resultante del proceso de

tratamiento es capaz de generar 209 273 kW por lo que será capaz de

abastecer el funcionamiento continuo de las bombas, sin alterar de ninguna

manera la producción del campo. Adicionalmente, la energía residual puede

ser utilizada para alimentar otros procesos del mismo campo o puede ser

puesta a disposición del sistema nacional interconectado.

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

37

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1. CONCLUSIONES

El campo Cuyabeno cuenta con 56 pozos en producción, de los cuales

45 producen por medio de sistemas de bombeo electrosumergible.

Para la utilización del gas como energético se propone endulzarlo por un

proceso de adsorción con tamices moleculares y comprimirlo según la

figura 4. Y producir energía eléctrica por cogeneración.

Mediante la caracterización del gas asociado al petróleo del campo

Cuyabeno se logra cuantificar un alto porcentaje de dióxido de carbono

(CO2) evidenciado en la tabla 5 lo cual obliga a endulzarlo.

Los resultados del diseño de equipos para la propuesta de tratamiento de

gas se muestran en la tabla 15 y se verifica un poder calórico de 65

829.71 BTU/PC que transformado a potencia entrega 209 273 Kw.

Con la potencia obtenida se concluye que pueden operar todos los

sistemas BES del campo cuya demanda de potencia total suma 6 340.51

Kw, y el residuo de electricidad entregarlo al sistema nacional

interconectado o utilizarlo en otros procesos del campo.

4.2. RECOMENDACIONES

Se recomienda diseñar la torre de adsorción tomando como referencia la

tabla 15.

Se recomienda diseñar la torre de regeneración tomando como

referencia la tabla 15.

Se recomienda tomar en cuenta las consideraciones eléctricas

presentadas en la tabla 18, especialmente la potencia requerida por los

sistemas de bombeo electrosumergible del campo Cuyabeno.

Al ser este un análisis únicamente técnico, se recomienda evaluar la

factibilidad económica de implementar el sistema de tratamiento del gas

del campo Cuyabeno.

38

Considerar la declinación de la producción del campo Cuyabeno en años

posteriores para determinar la vida útil del sistema de tratamiento del gas

asociado al petróleo del campo Cuyabeno.

Considerar la implementación de un sistema similar para campos

aledaños para así evitar la pérdida del gas natural como combustible

limpio.

5. BIBLIOGRAFÍA

39

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