Guia de Compresión Del Gas Natural

UNEFA NÚCLEO DELTA AMACURO PROCESAMIENTO DE GAS Y PETRÓLEO I

COMPRESIÓN DEL GAS NATURAL

Antes de utilizar el gas natural u otros gases es necesario someterlos a un

proceso de compresión a fin de elevarles su nivel energético. Para realizar este proceso

se utilizan compresores, los cuales son máquinas construidas que tienen como finalidad

comprimir fluidos en estado gaseoso a determinadas presiones.

El aumento de energía del gas se logra mediante el trabajo que se ejerce sobre

el fluido en un compresor. Este incremento se manifiesta por aumento de presión y en

la mayoría de los casos por aumentos de temperatura.

La compresión del gas natural se puede representar por un proceso

termodinámico. Inicialmente, el gas se encuentra en un nivel inferior de presión en

cantidades prefijadas. Luego se comprime y posteriormente se descarga a los niveles

de presión superiores requeridos. Este proceso se repite de manera continua o

permanente.

Las presiones creadas por los compresores que funcionan en los esquemas

tecnológicos industriales son bastantes altas. Sin embargo, es muy difícil obtener una

alta presión en una sola etapa de compresión; para lograrlo, necesariamente hay que

enfriar el gas lo más intenso posible en el proceso de compresión, y luego, efectuar la

compresión en las etapas sucesivamente unidas, realizando el descenso de la

temperatura del gas en los interenfriadores conectados en el flujo entre las etapas. El

esquema de principio del proceso de compresión por etapas se muestra en la

FIGURA Nº 1.

FIGURA Nº 1. ESQUEMA DEL PRINCIPIO DEL PROCESO DE COMPRESIÓN POR ETAPAS

FACILITADOR: ING°. JOSELYS SALAZAR


El empleo de la compresión por etapas produce un gran ahorro de energía

empleada para accionar el compresor. Esto se puede ver claramente en el

diagrama presión–volumen de un compresor de tres etapas de la FIGURA Nº 2.

FIGURA Nº 2. DIAGRAMA PRESIÓN – VOLUMEN DE UN COMPRESOR DE TRES ETAPAS

Los compresores son ampliamente usados para comprimir grandes volúmenes

de gas, mediante la aplicación de fuerzas inerciales al gas manejado. Están diseñados

para comprimir gas entre ciertos límites de presión, mediante la energía impartida al

mismo. Esta compresión se efectúa en el impulsor, cuyas paletas imparten energía al

fluido, aumentando su energía cinética y presión estática. La corriente de gas debe

estar libre de líquidos, componentes corrosivos, materiales abrasivos, partículas que

puedan depositarse en el impulsor y compuestos que se polimerizan a las condiciones

existentes dentro de la unidad.

Generalmente estos equipos de compresión están basados en un modelo de

compresión isentrópico o adiabático reversible, en el cuál se establece, que a lo largo

del proceso de compresión, se debe mantener una transferencia neta de calor nula. Es

por eso que surge la necesidad de segmentar el proceso global en varias etapas, donde



el número de etapas vendrá determinado por la relación de compresión total y limitado

por la temperatura máxima de descarga permisible, con la finalidad de sustraer la

energía ganada por el gas una vez comprimido.

RAZONES PARA DISEÑAR EL PROCESO DE COMPRESIÓN POR ETAPAS

Los servicios de compresión de alta relación de presión comúnmente se separan en

etapas de compresión múltiples y casi siempre incluyen enfriadores entre etapas a fin

de remover el calor generado en la compresión. La compresión se lleva a cabo por

etapas, por las siguientes razones:

Para limitar la temperatura de descarga de cada etapa a niveles que sean

seguros desde el punto de vista de limitaciones mecánicas o tendencia de

ensuciamiento del gas.

Para tener disponibles corrientes laterales, en la secuencia de compresión a

niveles de presión intermedia, tales como los sistemas de los procesos de

refrigeración.

Para aumentar la eficiencia total de compresión (a fin de obtener una reducción

en potencia) manteniendo la compresión tan isotérmica como sea posible,

optimizando la inversión adicional en enfriadores interetapas y los costos de

operación del agua de enfriamiento contra el ahorro de potencia. Esto es un

factor significativo en compresiones de aire en plantas y en compresiones de aire

para procesos de gran capacidad.

Para enfriar las entradas a las etapas y de esta manera reducir los

requerimientos de cabezal de compresión total, suficientemente a fin de reducir

el número de etapas de compresión requeridas. Esto da como resultado

compresores más compactos y de costos de construcción más bajos.

Para fijar el aumento de presión por etapas a las limitaciones de presión por

etapas diferencial del tipo de maquinaria: Limitaciones en carga de empuje axial

en los compresores centrífugos, limitaciones de tensión en la varilla del pistón.

TIPOS DE COMPRESORES



La industria dispone de una gran variedad de compresores, los cuales se dividen

de acuerdo a su principio de operación en dos grandes grupos (ver FIGURA Nº 3):

a) Compresores Dinámicos o de flujo continuo

b) Compresores de Desplazamiento Positivo o de flujo intermitente.

FIGURA Nº 3. Clasificación de los Compresores

a) Compresores Centrífugos

En un compresor centrífugo se produce la presión al aumentar la velocidad del gas

que pasa por el impulsor y luego al recuperarla en forma controlada para producir el

flujo y presión deseada. Estos compresores suelen ser unitarios, salvo que el flujo sea

muy grande o que las necesidades del proceso exijan otra cosa. Se dividen en dos

grupos: compresores Axiales y los compresores Radiales.

Compresores Axiales

Estos compresores se caracterizan porque el flujo del gas es paralelo al eje o árbol del

compresor y no cambia de sentido como en los centrífugos. Los límites de capacidad de


COMPRESORES

DESPLAZAMIENTO POSITIVO

ROTATORIOS RECIPROCANTES

DINÁMICOS

CENTRÍFUGOS


los compresores axiales está a la derecha de los centrífugos lo que indica el empleo de

estos compresores para manejar flujos más grandes que los centrífugos hasta una

presión de 230 psig aproximadamente. Su aplicación está referida a las turbinas de gas

y motores a reacción o en aplicaciones que requiera manejar flujos por encima de

100000 PCMS (Pies cúbicos por minuto). Se controla mediante un mecanismo de

control de alabes variables del estator ubicado en las primeras etapas. (Ver FIGURA

Nº4)

FIGURA Nº 4. COMPRESOR AXIAL

Ventajas:

1. Capacidad muy alta de flujo por cada comprensor: de 140 a 190 m3/s real (300000 a

400000 pie3/min. Real). Por encima de los 61 m3/s real (130000 pie3/min. Real) mas

diseño de compresores axiales que centrífugos están disponibles.

2. La eficiencia puede ser hasta 10% mayor que la de los centrífugos, resultando en

menor consumo energético, al igual que el motor o turbina y un sistema de

suministro más pequeños.

3. Menor tamaño físico y menor peso que los centrífugos, permitiendo menor costo de

instalación.



4. Si se mueve con una turbina de gas o vapor, la mayor velocidad usualmente permite

acoplamiento directo (sin caja reductora) y diseños eficientes de turbina.

5. Mayor relación de compresión por carcasa debido a mayor eficiencia, según la

limitación de temperatura de descarga.

6. Más fáciles de operar en paralelo con compresores de cualquier tipo que los

centrífugos, debido a su empinada curva cabezal-capacidad.

Desventajas

1. Rango más estrecho de flujo para operación estable, especialmente con impulso de

velocidad constante, a menos que se use un costoso diseño de alabes de estator de

ángulo variable.

2. Los sistemas de control de flujo y los controles de protección anti-oleaje son más

complejos y costosos que para los centrífugos. El control anti-oleaje debe ser muy

confiable, pues el oleaje puede dañar un compresor axial muy rápidamente.

3. El deterioro de su desempeño debido a ensuciamiento en la ruta de gas y a erosión

es más severo que en los centrífugos. Esto requiere mayor filtración en la succión y

hace a los compresores axiales no aptos para corridas continuas largas en severillos

sujetos a ensuciamiento.

4. Los daños por objetos extraños succionados tienden a ser más extensos que los

centrífugos.

5. Hasta el presente, los modelos desarrollados para la utilización en procesos tiene

generalmente un límite de presión más bajo que los centrífugos (sin embargo, los

axiales tienen el potencial para ser desarrollados a niveles de presión por lo menos

tan altos como los de centrífugos).

6. La experiencia en servicios diferentes al de aire es muy limitada hasta la fecha,

haciendo difícil la justificación de su utilización para un nuevo gas.

b) Compresores de Desplazamiento Positivo



Son de capacidad constante y tienen descarga de presiones variables. La capacidad se

cambia por la velocidad o con el descargador de la válvula de succión. Además, solo

hay una pequeña variación en el flujo en una amplia gama de presiones. Se dividen en

dos grupos: Reciprocantes y Rotativos.

Compresores Reciprocantes

El compresor reciprocante, también denominado recíproco, alternativo o de

desplazamiento positivo, es un tipo de compresor de gas que logra comprimir un

volumen de gas en un cilindro cerrado, volumen que posteriormente es reducido

mediante una acción de desplazamiento mecánico del pistón dentro del cilindro. En

estos compresores la capacidad se ve afectada por la presión de trabajo. Esto significa

que una menor presión de succión implica un menor caudal; para una mayor presión de

descarga, también se tiene un menor caudal. (Ver FIGURA Nº5)

FIGURA Nº 5. COMPRESOR RECIPROCANTE

Ventajas:

1. Son económicos para altos cabezales típicos de gases de servicios de bajo peso

molecular.

2. Disponibles para altas presiones; casi siempre son usadas para presiones de

descarga por encima de 3500 psig.


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

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

http://es.wikipedia.org/wiki/Cilindro_(motor)

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

http://es.wikipedia.org/wiki/Compresor_(m%C3%A1quina)


3. Son muchos menos sensitivos a la composición de los gases y a sus propiedades

cambiantes que los compresores dinámicos.

4. Apropiados para cambios escalonados de flujo de 0 a 100%, a través del espacio

muerto y las válvulas de descarga con un mínimo desgaste de potencia a bajo flujos.

5. La eficiencia total es mayor que la de los compresores centrífugos para una relación

de presión mayor que 2.

6. Presenta una temperatura de descarga menor que los compresores centrífugos

debido a su alta eficiencia y a su sistema de encamisado de enfriamiento.

Desventajas:

1. Fundaciones mucho más grande para eliminar las altas vibraciones debido a los

esfuerzos reciprocantes.

2. Los costos de mantenimientos son de dos a tres veces mayores que los costos

para compresores centrífugos.

3. El potencial de funcionamiento continuo es mucho más corto que el de los

compresores centrífugos, la frecuencia de parada es mucho mayor, debido a fallas

en las válvulas.

4. Los equipos lubricados son sensitivos al arrastre del líquido, debido a la destrucción

de la película lubricante.

5. Comparados con otros tipos de compresores se requieren una inspección más

continua, debido a la susceptibilidad a fallar en las válvulas y en el sistema de

lubricación.

Compresores de Tornillo

Lo que esencialmente constituye el compresor de tornillo, es un par de rotores que

tienen lóbulos helicoidales de engranaje constante. Los rotores van montados en un

cárter de hierro fundido provisto de una admisión para gas en un extremo y una salida

en el otro. Según giran los rotores, los espacios que hay entre los lóbulos van siendo



ofrecidos al orificio de admisión y el incremento de volumen experimentado provoca un

descenso de presión, con lo que dichos espacios empiezan a llenarse de gas. Al mismo

tiempo se inyecta aceite sometido a presión neumática en el gas entrante; no hay

bomba de aceite.

Cuando los espacios interlobulares están completamente cargados de gas, la

rotación, que prosigue, cierra el orificio de admisión y comienza la compresión. El

volumen de gas que hay entre los rotores en engrane continuo sufre aún mayor

reducción. Cuando se alcanza la presión final a que se somete el gas, el espacio

interlobular queda conectado con el orificio de salida. La mezcla descargada de

aire/aceite pasa por un separador que elimina las partículas de aceite. Entonces fluye el

gas limpio por la tubería neumática. (Ver FIGURA Nº6)

FIGURA Nº 6. COMPRESOR DE TORNILLO

De acuerdo al tipo y aplicación, los compresores se pueden clasificar como se

muestra en el CUADRO Nº 1:



CUADRO Nº 1: Compresores y su aplicación

TIPO DE COMPRESOR RANGO DE APLICACIÓN

Reciprocante A casi todos los rangos de presión y caudales moderados.

Centrífugo A presiones relativamente bajas o medianas y caudales altos.

Desplazamiento rotativo A presiones bajas y caudales altos.

AxialesA presiones relativamente bajas o medianas, caudales altos y diferenciales

de presión bajas.

PLANTAS COMPRESORA DE GAS

Una PCGN es toda instalación localizada en tierra (baterías) o en alta mar

(plataformas marinas), cuya finalidad es comprimir el gas producido por los reservorios

aledaños para los siguientes fines:

Transmisión hasta las estaciones de entrega o de medición y regulación, disposición

en yacimiento o inyección en proyectos de recuperación o en proyectos de

recuperación secundaria. Las plantas compresoras elevan la presión del gas de 40 y

500 psig provenientes de las estaciones de producción hasta un nivel de 5800 a

6500 psig para luego ser inyectado a diferentes pozos asociados al complejo con

fines de recuperación secundaria.

Generar el ascenso de petróleo en aquellos pozos que producen gas asociado.

Inyectarlo a dichos pozos para mantener su presión.

Las plantas compresoras pueden estar diseñadas para realizar la deshidratación del

gas natural

Venderlo a aquellas plantas procesadoras de gas para su posterior venta como

combustible de uso doméstico, para procesos industriales o para generar energía

eléctrica en centrales termoeléctricas.



Como consumo interno en las plantas compresoras

Una planta compresora, es una facilidad turbo compresora y/o motocompresora

capaz de comprimir un volumen de gas proveniente de las estaciones de flujo a una

presión comprendida entre 20 y 180 psig y elevarla hasta las presiones establecidas

según los requerimientos operacionales para su distribución.

Las plantas compresoras formadas por una o más unidades compresoras,

accionadas cada una de estas por un motor que normalmente es de combustión interna

(diesel y gas) aunque ocasionalmente se pueden encontrar eléctricas. Generalmente

las unidades motocompresoras se instalan en el interior del edificio diseñado para

proteger las unidades de la acción del medio ambiente y a la vez facilitar las tareas de

operación y mantenimiento de las mismas.

Las plantas compresoras están constituidas por etapas de compresión, cada etapa

está constituida por un compresor, un enfriador y un separador. Las unidades

compresoras generalmente no exceden normalmente las 5 etapas. La disposición de

las unidades es tal que en caso de fallar una de ellas las otras pueden continuar

trabajando, arreglo conocido como paralelo. Este arreglo en paralelo es explotado

exhaustivamente en el diseño de toda una planta compresora, no solamente a nivel de

la planta misma sino también a nivel de las unidades mismas, así de ser necesario se

puede prescindir de una misma unidad compresora sin que por eso se tenga que

detener la unidad como un todo.

PARÁMETROS DE CAMPO A TOMAR EN CUENTA EN LA TERMODINÁMICA DEL

PROCESO DE COMPRESIÓN:

a. Caudal de gas producido.

b. Caudal de gas venteado.

c. Presión de salida del gas en la última etapa de compresión.

d. Caudal de gas desplazado.



CONSIDERACIONES A TOMAR EN CUENTA AL MOMENTO DE SELECCIONAR UN

COMPRESOR DE AIRE

A continuación se mencionan, algunas ideas para la correcta selección de un

compresor:

a. El uso que se va a destinar y aquellos otros requerimientos relativos a presión, aire

exento de aceite, etc.

b. Máxima y mínima demanda de aire, variaciones estacionales, desarrollo futuro

previsto, etc.

c. Condiciones ambientales; los factores que hay que considerar aquí son:

temperaturas extremas, grado de contaminación del aire, altitud, etc.

d. Clase de edificación en la que se va a instalar el compresor; los factores a considerar

son limitaciones al espacio, cargo que puede soportar el sólido, limitaciones en la

vibración, etc.

e. Cuál es el costo de la energía.

f. Qué cantidad de calor puede recuperarse.

g. Que limite de disponibilidad de potencia existe.

h. Que limitaciones de ruido hay.

i. Continuidad o intermitencia en la necesidad de aire.

j. Considerar si el costo de una parada es aceptable.

k. Que experiencia tiene tanto el usuario como el personal de mantenimiento.

Estas consideraciones también pueden ser aplicado en cualquier tipo de gas a emplear

como el caso del gas natural.

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO EN UNA PLANTA COMPRESORA DE BAJA Y

MEDIA PRESIÓN EN VENEZUELA (AUTOR: YADITMAR SARABIA (2014)



La Planta Compresora Muscar es alimentada por dos fuentes de gas, en los

niveles de presión de 60 y 450 psig provenientes de las Estaciones Musipan y Muri,

estos gases son de alta riqueza en cuanto al contenido de líquidos condensables. El

objetivo de esta planta es comprimir este gas al nivel de presión de 1200 psig para ser

enviado al cliente interno Múltiple de Segregación.

Primer sistema de Depuración del Gas Natural.

El gas proveniente de la estación de producción Musipan de los gasoductos de

60 y 450 psig de 26 pulgadas de diámetro ingresan al Complejo Operativo Muscar,

inicialmente a los equipos de Separación Gas – Líquidos SC-3101 para el gasoducto de

450 psig y al SC-3102 para el de 60 psig, estos separadores son también llamados

SLUG-CATCHER de gas de entrada, los cuales se usan para separar el gas del líquido

arrastrado en forma de rocío o vaporizado en pequeñas partículas de hidrocarburos

líquidos a través de los gasoductos. Con este proceso se asegura una separación gas-

líquido, donde el líquido es enviado a través de una tubería de 2 pulgadas de diámetro

a la fosa de quema. (Ver FIGURA Nº7)

FIGURA N° 7: Slug Catcher Musipan-Muscar CS-3101 y CS-3102.



El gas durante el recorrido en el gasoducto de 26 pulgadas de diámetro y

presiones entre 60 y 450 psig, se encuentra con tres botas de separación para cada

gasoducto las cuales tienen como función retener las partículas de líquidos

condensados a lo largo de la tubería, estos son drenados a la fosa de quema.

El gas proveniente de los separadores de 60 y 450 psig, llegan al tren de

regulación que consiste en un arreglo de válvulas, el cual obedece a un sistema de

control de presión, y tiene como finalidad el paso de flujo/presión de gas con el cual

puede operar la planta en niveles de 60 psig y 450 psig al sistema de compresión o

transferir el gas de MUSCAR-COA o COA-MUSCAR. Esta transferencia solo sucede

cuando el gas no puede ser procesado en el Complejo Operativo Muscar.

Después que la alimentación de 60 psig proveniente de Musipan ha pasado por

los trenes de regulación, esta corriente es mezclada con la corriente de 60 psig

proveniente Muri, dicha mezcla es enviada a los separadores de entrada. La corriente

de 450 psig provenientes de la alimentación de Musipan también es enviada a los

separadores antes mencionados.

El gas durante el recorrido en el gasoducto de 60 y 450 psig se encuentra con

dos botas de separación para cada gasoducto, las cuales tienen como función retener

las partículas de líquidos condensados a lo largo de la tubería, estos son drenados a la

fosa de quema.

SISTEMA DE CONTROL DE GAS DE EXCESO.

El gas pasa por el sistema de control de gas de exceso si existe una sobre

presión en el proceso, donde éste sistema consta de válvulas automáticas, las cuales

mediante un sistema de control, adecuan y ajustan la presión de succión de las

unidades turbocompresoras en los niveles de presión de 60 psig y 450 psig. Otra

descripción de este sistema de control de presión es que al momento de existir una

sobre presión en el proceso, el gas que no es comprimido por las unidades

Turbocompresoras es enviado al quemador o mechurrio de la Planta (Flare 1901), este



arreglo de válvulas de control de presión conforma el principal sistema de alivio y

venteo de la Planta Compresora Muscar.

Luego el gas es enviado a un proceso de depuración, en donde los líquidos, que

se forman durante el recorrido de los gasoductos debido a los cambios en las

condiciones de presión y temperatura y que son arrastrados por las corrientes de los

gases, son separados en dos recipientes depuradores (D8-221401 y D8-221402) para

el nivel de presión de 450 psig, los cuales operan en paralelo y los depuradores D8-

221301 y D8-221302, para el nivel de presión de 60 psig que operan de la misma forma

de los anteriores descritos. (Ver FIGURA Nº8)

FIGURA Nº 8: SEPARADORES DE ENTRADA DE 60 Y 450 PSI.

El líquido, que se separa en los depuradores (D8-221401, D8-221402, D8-

221301 y D8-221302) es drenado hacia el cabezal de drenaje manual de 2 pulgadas de

diámetro, que lo transporta hasta el T-K 2601 en el cual existe una separación gas-

líquido condensado. El gas es enviado al Flare 1901 donde es quemado y los líquidos

son enviados hacia la T-K subterránea 1901. Para el drenaje de los líquidos de los

recipientes se dispone de conexiones a válvulas de control de nivel con los indicadores

locales de nivel (visores) que permiten mantener un nivel mínimo (15%) en los

depuradores, evitándose así el escape del gas por el fondo. Igualmente se controla con



el máximo (60%) para evitar el paso de líquido al cabezal de succión de los

turbocompresores.

La corriente del tope de los depuradores de 60 psig se envía al cabezal de

succión de la primera etapa de los compresores. De la corriente de salida del tope de

los depuradores de 450 psig, que va al cabezal de succión de la tercera etapa los

compresores, se deriva una línea que alimenta al sistema de gas combustible de la

Planta de Compresión. Este sistema consta de un depurador de gas combustible el cual

opera de la misma forma de los antes mencionados, el líquido que se separa en este

depurador es drenado al cabezal de drenaje y el gas de este sale por la parte superior,

el cual es enviado al filtro de gas combustible y tiene como función garantizar en un

100% el estado de depuración para el buen funcionamiento de las turbo máquinas.

SISTEMA DE COMPRESIÓN DEL GAS NATURAL

Para explicar el proceso de compresión del gas natural en la planta compresora

Muscar, es importante separar el proceso por etapas, las cuales están conectadas de

forma secuencial, con la finalidad de obtener en la descarga de cada una de las

unidades de compresión un volumen de gas a 1200 psig.

Este sistema está constituido por los turbocompresores con todos sus

accesorios, los depuradores de gas a la succión, descarga e inter-etapas, enfriadores

de gas y enfriadores de aceite, siendo el límite de este sistema las válvulas en la

succión y descarga, que forman parte del skid de válvulas de cada uno de los

turbocompresores.

El grupo turbocompresor accionado por una Turbina Solar Centaur, comprende

los siguientes elementos:

Una turbina de gas industrial de dos ejes modelo Solar Centaur, Modelo T.4700.

Un compresor de gas Centrifugo, Modelo C.160.

Un Sistema de control Turbotronic.



La turbina y el compresor de gas constituyen los elementos principales del grupo

turbocompresor y es un paquete equipado con todos los accesorios necesarios para la

operación normal. Incluye un complemento de sistemas auxiliares.

El tren compresor consta de tres compresores centrífugos de gas alineado y

accionado por una turbina de gas marca Centaur a través de una caja de engranajes

multiplicadora de velocidad. Los compresores de gas son de tipo centrífugo y están

diseñados para comprimir eficientemente el gas a una relación de compresión de 2.0 a

3.0 y un flujo normal de 10 MMPCSD en la primera y segunda etapa y en la tercera

etapa 20 MMPCSD para los compresores T1, T2, T3 y T5 y para T4 de 35 MMPCSD.

Del cabezal de succión de 60 psig, se derivan cuatros corrientes que alimentan el

sistema de los turbocompresores (T1, T2, T3 y T5). Esta corriente que proviene del

gasoducto de succión a presión de 60 psig entra a un separador inter-etapas (V-100-

1/2/3/4 o 5), en este punto existe una separación bifásica (gas-líquidos condensados),

donde se separa el resto de líquidos que no fue retenido en la fase de depuración del

gas de entrada, y de esta manera se asegura que el gas que va al cabezal succión

está completamente libre de líquido.

I ETAPA DE COMPRESIÓN.

El gas que sale por la parte superior del depurador (V-100-1/2/3/4 o 5) pasa por

un filtro de stainer, el cual mediante su malla retiene todas las partículas corrosivas o de

asfáltenos evitando que pase a los compresores, posteriormente el gas entra al

Compresor de baja Presión (CBP) a una presión de 60 psig y una temperatura de 100

ºF y descarga el gas en esta etapa a una presión de 180 psig y una temperatura de

220 ºF, incrementada como consecuencia de la compresión. De allí este gas es

sometido a un enfriamiento a través de un enfriador inter-etapas (E-100-1/2/3/4 o 5),

que utiliza como medio de enfriamiento aire, esto con el fin de disminuir la temperatura

a 105 °F, donde ésta disminución produce condensación. El gas y su condensación

asociada son introducidos a un separador inter-etapas de 180 psig (V-200-1/2/3/4 o 5),

donde se separa el líquido que se pudo haber formado del proceso anterior y éste es



enviado al cabezal de drenaje. Luego el gas pasa por un filtro de stainer y este es

enviado a la segunda etapa de compresión.

II ETAPA DE COMPRESIÓN.

Este gas entra al compresor de intermedia presión (CIP) a una presión de 180

psig y una temperatura 105 ºF y descarga el gas en esta etapa a una presión de 450

psig y una temperatura de 240 ºF. El gas que proviene del compresor de intermedia

presión (CIP) a 450 psig, es sometido a un enfriamiento a través de un enfriador inter-

etapas (E-200-1,2,3,4 o 5) que utiliza como medio de enfriamiento aire, esto con el fin

de disminuir la de temperatura a 110 °F.

El enfriador (E-200-1,2,3,4 o 5) adicional a la alimentación del gas de la segunda

etapa de compresión tiene una segunda corriente de alimentación que proviene del

cabezal de succión de 450 psig, después que salen del enfriador las dos corrientes

antes mencionadas estas se unen en la de salida del intercambiador (E-200-1,2,3,4 o

5), ésta corriente de gas y su condensación asociada pasa a un depurador inter-etapa

de 450 psig (V-300-1,2,3,4 o 5), donde se separa el líquido que se pudo haber formado

del proceso anterior y este es enviado al cabezal de drenaje, ahora bien el gas pasa por

un filtro de stainer y posteriormente es enviado a la tercera etapa de compresión.

Cabe destacar que del cabezal de 450 psig se derivan cinco corrientes que

alimentan el sistema de los cincos turbocompresores (T1, T2, T3 T4 y T5) en los

enfriadores (E-200-1,2,3,4 o 5).

III ETAPA DE COMPRESIÓN

Por último el gas que entra al Compresor de Alta presión (CAP) a una presión de

450 psig y una temperatura 110 ºF y descarga el gas en esta etapa a una presión de

1200 psig y una temperatura de 250 ºF, igual que en las etapas anteriores el gas va a

un enfriador final (E-300-1,2,3,4 o 5) donde disminuye la temperatura aproximadamente

130 °F y luego va a un depurador final de 1200 psig (V-400-1,2,3,4 o 5), donde se

separa el líquido que pudiera haberse formado del proceso anterior y es enviado al



drenaje. Una vez en la descarga del compresor de alta el gas posee las siguientes

condiciones: 1200 psig, 30MMPCND y 250 ºF. (Ver FIGURA Nº 9)

FIGURA Nº 9. ESQUEMA DE UN PROCESO DE COMPRESIÓN POR ETAPAS

DE FORMA GENERAL

La operación de compresión es de naturaleza cíclica, es decir, el gas es tomado del

nivel inferior de presión en cantidades fijas, es comprimido, luego descargado en el

nivel superior de presión después de lo cual el mecanismo compresor admite un nuevo

volumen de gas a baja presión para reiniciar el ciclo. Se ha hablado de mecanismos

compresores para indicar que la naturaleza de la operación es la misma sin importar el

que este mecanismo sea un compresor de desplazamiento o dinámico. Los cuales se

diferencian entre sí por sus aspectos operacionales o de construcción, pero no por la

naturaleza de la operación de compresión misma.

El proceso de compresión requiere de una serie de equipos que conforman

sistemas, que en conjunto realizan el trabajo de compresión. Entre los sistemas más

importantes de una planta compresora se tienen:



Depuradores: Entre estos se distinguen los generales de succión, de succión y

los de descarga interetapas.

1. Depurador general de succión: este dispositivo tiene como función

extraer los hidrocarburos condensables del gas a la entrada de las

unidades motocompresoras. Para retirar así la mayor cantidad de

líquido posible del gas al proceso.

2. Depurador de succión: este equipo extrae los líquidos contenidos en

el gas residuo del primer depurador y está justo antes de la primera

etapa de motocompresor.

3. Depuradores de descarga inter-etapas: son depuradores cuya función

es acumular los hidrocarburos condensados que se generan al bajar

la temperatura del gas manteniendo su presión. Existen tantos

depuradores de descarga, como etapas de compresión tenga la

unidad.

Moto-compresor: está compuesto por un motor y un compresor. Existen dos tipos

de motocompresores: los reciprocantes y los centrífugos. La diferencia entre

estos radican en el movimiento que realiza el equipo al comprimir el gas. En los

primeros, se utiliza un compresor reciprocante de desplazamiento positivo. En

los centrífugos, el eje del compresor tiene un movimiento circular, también es

llamado compresor de tornillo.

Botellas anti - pulsantes.

Sistema de lubricación: está compuesto por bombas de aceite y tuberías que le

inyectan aceite a presión al motor y al compresor para disminuir el roce entre las

partes mecánicas.

Sistemas de enfriamiento: son conductos y bombas de agua que ayudan a

mantener en un rango la temperatura del motocompresor..

Sistema de aire para instrumentos: mantiene la operación de válvulas e

instrumentos de los equipos utilizando compresores de aire. Sistemas de gas

combustible: integrado por un depurador e intercambiadores de calor, para

suministrar combustible “seco’’ a los equipos que lo requieran a una temperatura

aceptable.



Sistema de inyección de químicos: inyectar anticorrosivo evita el aumento de los

niveles de corrosión del sistema, también se le llama proceso de endulzamiento.

Este sistema tiene una división que corresponde a la inyección de química

anticongelante (Metanol) al sistema de gas combustible, se realiza para evitar el

congelamiento producto de la caída de presión y la inyección de secuestrante de

sulfuro de hidrogeno (H2S) al gas de proceso.

Sistema de paro de emergencia.

Sistema de venteo: es un sistema de seguridad cuyo objeto es quemar el

excedente de gas que en ocasiones se produce en alguna etapa del proceso de

compresión. Está provisto de líneas de venteo que dirigen el gas a un despojador

de líquido donde libera al gas de humedad para luego enviarlo a los mecheros.

Sistema de drenaje de condensado: tiene como función drenar los condensados

provenientes de la depuración del gas realizada en cada uno de lo depuradores,

con el fin de ser enviados al sistema de recolección, y a su vez proteger los

cilindro compresores de la presencia de líquido.

Sistema de lubricación: se emplea para disminuir la fricción en los mecanismos

internos del motocompresor. Éste funciona con un sistema de bomba de

lubricación forzada, la cual lubrica los componentes del motocompresor tales

como envases (parkings), pistones, barras, etc. y un sistema de lubricación

adicional que lubrica las bielas, cigüeñal, entre otros componentes del

motocompresor. El sistema de lubricación se compone de bombas de pre-

lubricación, una caja o bomba de lubricación, líneas de distribución,

intercambiador de calor para el aceite y filtros.

Sistema de enfriamiento: Los numerosos procesos mecánicos (dilatación,

fricción, resistencia al calor del aceite, y otros) y los intercambios térmicos que

ocurren entre las cámaras de combustión y sus paredes, hacen necesarias la

presencia de un sistema de refrigeración o enfriamiento de las partes internas del

motocompresor. Este sistema puede ser de refrigeración directa (por aire) y de

refrigeración indirecta (por agua).

CAUSAS DEL VENTEO DE GAS NATURAL EN UNA PCGN



Fundamentalmente, la falta de capacidad de compresión de las unidades de

compresión.

También se ventea gas porque los pozos producen inesperadamente más gas de

lo normalmente esperado, habiendo así un exceso que desafortunadamente debe ser

desfogado.

CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA POR EL VENTEO DE GAS NATURAL

Viene a ser un fenómeno natural o provocado, intencionalmente o no, que incide

en la composición normal fisicoquímica y biológica de la atmósfera, haciéndola hostil a

las actividades humanas en sus múltiples facetas y a la vida misma.


Guia de Compresión Del Gas Natural

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