Tanque Esferico
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I
II
CARÁTULA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
ESCUELA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
Tema:
“DESHIDRATACIÓN DEL GAS POR ADSORCIÓN CON
TAMICES MOLECULARES”
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGA
EN PETRÓLEOS
Autor:
Viviana Araceli Muñoz Perugachi
Director de tesis:
Ing. Luis Calle
Quito – Ecuador
2009
III
DECLARACIÓN
Del contenido de la presente tesis se responsabiliza a la señorita VIVIANA ARACELI
MUÑOZ PERUGACHI, todo el contenido del presente trabajo es de mi autoría y
responsabilidad.
Viviana Araceli Muñoz Perugachi
IV
CERTIFICACIÓN
Certifico que la presente tesis de grado fue desarrollada en su totalidad por la señorita
VIVIANA ARACELI MUÑOZ PERUGACHI.
Ing. Luis Calle
DIRECTOR DE TESIS
V
Carta
VI
AGRADECIMIENTO
Al presentar mi tesis quiero agradecer A DIOS por permitirme culminar una de mis
metas propuestas.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, en especial al Ing. Jorge Viteri Decano de
la Facultad de Ciencias de la Ingeniería ya que ha sido un pilar muy importante para la
carrera de Tecnología en Petróleos.
A mis maestros que con sus conocimientos han permitido mi desarrollo académico.
Al Ing. Luis Calle por dirigirme y brindarme su valioso apoyo para la realización de mi
tesis de grado de igual manera a la Ingeniera Patricia Casco por su gran colaboración.
Viviana Araceli Muñoz Perugachi.
VII
DEDICATORIA
Dedico este trabajo a mi madre Susana Perugachi por haberme dado el apoyo
incondicional para continuar y culminar mis estudios, por inculcarme valores que me
han permitido tener una lado humano valioso y a la vez ser mi inspiración a lo largo de
mi desarrollo académico.
De igual manera a mi hermana Jadira Muñoz por su gran apoyo y a mi sobrina Nicole
Muñoz.
Viviana Araceli Muñoz Perugachi.
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
CARÁTULA .................................................................................................................... II
DECLARACIÓN ............................................................................................................ III
CERTIFICACIÓN .......................................................................................................... IV
CARTA ............................................................................................................................ V
AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI
DEDICATORIA ........................................................................................................... VII
ÍNDICE DE FIGÚRAS ................................................................................................. XII
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XIV
ÍNDICE DE FÓRMULAS ........................................................................................... XIV
NOMENCLATURA ..................................................................................................... XV
SUMMARY .............................................................................................................. XVIII
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO I.................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN. ....................................................................................................... 1
IX
1.1. OBJETIVO GENERAL. ................................................................................... 2
1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ........................................................................... 2
1.4. IDEA A DEFENDER. ........................................................................................... 2
1.5. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES E INDICADORES. ................................. 3
1.5.1. Variables Independientes. ............................................................................... 3
1.5.2. Variables Dependientes. .................................................................................. 3
1.6. METODOLOGÍA: ................................................................................................. 3
1.6.1. Métodos de Investigación. .............................................................................. 3
1.6.2. Técnicas de Investigación. .............................................................................. 4
CAPÍTULO II ................................................................................................................... 5
2. INTRODUCCIÓN DEL GAS. ..................................................................................... 5
2.1. FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL. ....................................... 6
2.1.1. Clasificación de los yacimientos de gas. ......................................................... 7
2.2. GAS ........................................................................................................................ 9
2.3. DESCRIPCION DEL GAS. ................................................................................. 14
2.3.1. Comportamiento de los gases........................................................................ 18
2.3.2. Gas natural y Gas licuado. ............................................................................ 19
2.4.2. Tratamiento. .................................................................................................. 25
2.4.3. Deshidratación. ............................................................................................. 27
2.4.4. Otros procesos. .............................................................................................. 30
2.5. TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO. ........................................................ 31
2.5.1. Tanques de almacenamiento del GNL. ......................................................... 32
2.5.2. Transporte por gasoductos. ........................................................................... 33
X
CAPÍTULO III ................................................................................................................ 34
3. TRATAMIENTO DEL GAS. .................................................................................... 34
3.2. DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL. ................................................... 36
3.2.1. Deshidratación del gas natural por adsorción. .............................................. 37
3.3. DESHIDRATACIÓN DEL GAS CON TAMICES MOLECULARES. ............. 37
3.3.1. Definición de los tamices moleculares. ........................................................ 38
3.3.2. Historia Tamices moleculares. ...................................................................... 41
3.3.3. Zeolitas. ......................................................................................................... 44
3.3.4. Características de los tamices moleculares. .................................................. 52
3.3.5. Aplicaciones de los tamices. ......................................................................... 52
3.4. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR TAMICES
MOLECULARES. ...................................................................................................... 53
3.4.1. Variables que afectan el proceso de deshidratación. .................................... 53
3.5. REGENERACIÓN ............................................................................................... 54
3.5.1. Gas para la regeneración. .............................................................................. 55
3.5.2. Ciclo de regeneración. ................................................................................... 55
3.6. CONDICIONES PRÁCTICAS DE UNA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN
POR ADSORCIÓN (TAMICES MOLECULARES) ................................................. 56
3.7. FORMACIÓN Y CONTROL DE HIDRATOS. ............................................ 65
3.7.1. Formación de hidratos. .................................................................................. 65
3.7.2. Condiciones para la Formación de Hidratos. ................................................ 66
3.7.3. Implicaciones Industriales de la Formación de Hidratos. ....................... 66
3.7.4. Control de Hidratos. ...................................................................................... 68
XI
3.7.5. Motivos para Evitar la Formación de Hidratos. ............................................ 69
3.7.6. Tratamiento Correcto para Prevenir la Formación de Hidratos. ................... 69
CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 71
4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ............................................................................ 71
4.1. ALCANCE GEOGRÁFICO. ............................................................................... 71
4.2. ESQUEMA DE INDUSTRIALIZACIÓN. .......................................................... 71
4.3. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y PROCESOS. .................................... 72
4.3.1 PLANTA DE GAS DE SHUSHUFINDI. ...................................................... 72
4.3.2. Diagrama de flujo de la planta de gas Shushufindi. ...................................... 75
4.4. CAPTACIÓN DEL GAS DE CARGA. ............................................................... 77
4.4.1. Pre-enfriamiento de la carga. ........................................................................ 78
4.4.2. Proceso de la planta. ...................................................................................... 81
4.4.3. Deshidratación. ............................................................................................. 83
4.4.4. Refrigeración de gas y líquidos. .................................................................... 88
4.4.5. Destilación fraccionada. ................................................................................ 90
4.5. TANQUERÍA Y ESFERAS DE ALMACENAMIENTO EXISTENTES. ......... 96
4.5.1. Planta de gas – capacidad de almacenamiento. ............................................. 97
CAPÍTULO V ................................................................................................................. 99
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ......................................................... 99
5.1. CONCLUSIONES. .............................................................................................. 99
5.2. RECOMENDACIONES. ................................................................................... 100
XII
CITAS BIBLIOGRÁFICAS. ........................................................................................ 101
BIBLIOGRAFÍA. ......................................................................................................... 103
ANEXO Nº- 1: DIAGRAMA DE LA DESHIDRATACIÓN DEL GAS. ................... 104
ANEXO Nº- 2: DIAGRAMA DE LA DESHIDRATACIÓN DE LÍQUIDOS. ........... 105
ANEXO Nº- 3: DIAGRAMA DEL GAS DE REGENERACIÓN. .............................. 106
ANEXO Nº- 4: PRE-ENFRIAMIENTO DEL LÍQUIDO Y SEPARACIÓN DEL GAS-
LÍQUIDO. ..................................................................................................................... 107
ANEXO Nº- 5: CLARIFICACIÓN DE AGUA. .......................................................... 108
ANEXO Nº- 6: DIAGRAMAS DEL DESETANIZADOR. ......................................... 109
ANEXO Nº- 7: DEBUTANIZADORA. ....................................................................... 110
ANEXO Nº- 8: DESPROPANIZADORA. ................................................................... 111
ANEXO Nº- 9: DESHIDRATACIÓN Y REGENERACIÓN DEL GAS. ................... 112
XIII
ÍNDICE DE FIGURAS
Nº- Descripción Pág.
1 Diagrama de fases……….……………………………………... 9
2
Representación en porcentaje de la composición típica del gas
natural………………………………………............................... 18
3
Representación en porcentaje de los componentes del gas
asociado …………………………………………………….... 21
4 Formación del gas……………………………………………. 25
5 Licuefacción y Almacenamiento……………………………… 27
6 Proceso de Deshidratación y Filtrado ………………………… 28
7 Esferas de almacenamiento de gas……………………………. 33
8 Estructura de una Zeolita.……………………………………………. 44
9 Hidratos…………………………………………................................. 65
10 Moléculas para la formación de hidratos……………………… 67
11 Contenido de agua……………………………………………... 70
12 Proceso de enfriamiento de gas……………………………….. 79
13 Proceso de deshidratación del gas…………………………….. 85
14 Separador frío…………………………………………………. 89
15 Desetanizador………………………………………………….. 92
16 Vista general de la función del desetanizador…………………. 95
17 Esferas…………………………………………………………. 98
XIV
ÍNDICE DE TABLAS
Nº- Descripción Pág.
1 Clasificación de los gases…………………………………………. 10
2 Componentes del gas natural……………………………………… 11
3 Composición y rango Típica del Gas Natural…………………….. 17
4 Desecantes comunes…………………………………..................... 38
5 Calor sensible…………………....................................................... 61
6 Unidades operativas de gas……………………………………….. 71
ÍNDICE DE FÓRMULAS
Nº- Descripción Pág.
1 Fórmula general de la zeolita……………………………………….. 43
2 Peso molecular del gas…………………………………………….. 57
3 Gravedad específica del gas natural……………………………….. 58
4 Gravedad específica del gas natural como gas ideal……………… 58
5 Poder calorífico del gas…..…………………………………...…… 60
6 Contenido del líquido ………………….……………………..…… 63
7 Contenido de vapor de agua………………………………………. 64
XV
NOMENCLATURA
BTU/SCF: Unidad térmica británica por pie cúbico estándar
cc: Centímetros cúbicos
cP: Centipoise
Cp : Presión constante (Calor específico)
Cv: Volúmen constante (Calor específico)
Gal: Galones
GNL: Gas natural licuado
GPL: Gas de petróleo licuado
GNC: Gas natural comprimido
GOR: Relación gas petróleo- Petróleo de producción
GPM: Galones por minuto
LPB: Libras por cada barril
lpc: Libras pie cuadrado (medida de Presión)
LPG: Libras por galón
mPa: Milipascal
MJ/m³: Megajulio por metro cúbico
MMscf: Millones de pies cúbicos estándar
MMPCN: Millones de pies cúbicos normales
MMPCND: Millones de pies cúbicos normales día
MMBBL: Millones de barriles.
MMBTU: Millones de unidades térmicas Británicas.
MMPCS/D: Millones de pies cúbicos estándar por día.
MMPCS: Millones de pies cúbicos estándar.
XVI
m³/día: Newton metro cubico por día
PC: Pies cúbico
PCD: Pies cúbicos por día
PPB: Libras por barril
PPG: Libras por cada galón
PPM: Partes por millón
PSI: Libras por pulgada cuadrada
PSV: sobre-presiones por válvulas
Qt: Un cuarto de galón
SCF/BBL: Pie cúbico estándar por barriles
SCF/día: Pie cúbico estándar por día
STD: Estándar
STB: Barriles a condiciones estándar
Vg: Volúmen específico del gas natural.
XVII
RESUMEN
El presente trabajo es realizado con el propósito de conocer los beneficios obtenidos al
deshidratar el gas natural por adsorción con tamices moleculares. Con el proceso de
deshidratación se eliminara el agua que se encuentra asociada con el gas, se disminuye
la corrosión en las líneas de flujo alargando su vida útil, facilitándose el transporte de
gas, se evita la formación de hidratos y se reduce la acumulación de líquidos en las
partes bajas de las tuberías.
La planta de gas Shushufindi está diseñada para procesar 500 toneladas métricas diarias
de gas doméstico o industrial, utilizando como materia prima el gas natural de los
campos petroleros Libertador, Secoya y Shushufindi, mediante el proceso de
deshidratación por adsorción con tamices moleculares se logrará cumplir con las
especificaciones del contenido de agua en el gas para su venta (4 o 7 lb de agua/millón
de pie cúbico de gas).
XVIII
SUMMARY
The present work is carried out in order to know the benefits of the dehydrating the
natural gas by adsorption with molecular sieves. . With this process we will removing
water that is associated with gas, reduce corrosion in the flow lines extending its useful
life, we will facilitate the transportation of gas, prevent the formation of hydrate and
reduce the accumulation of fluid in the parts low pipes.
The gas plant Shushufindi this designed to process 500 tons metric daily of domestic or
industrial gas, using like raw material the natural gas of the oil fields Liberating, Secoya
and Shushufindi, by means of the process of dehydration by adsorption with molecular
sieves would be managed to fulfill the specifications of the water content in the gas for
its sale (4 or 7 lb of water/million standing up cubical one of gas).
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN.
El gas natural, o el gas asociado por lo general contienen agua líquida o en forma de
vapor. La experiencia operativa y exhaustiva de ingeniería ha demostrado que es
necesario reducir y controlar el contenido de agua presente en el gas para garantizar la
seguridad en el tratamiento y su transporte.
En el primer capítulo se plantea el tema y se determina los objetivos que se pretende
alcanzar, de tal manera podremos justificar las razones por las cuales se realiza el
trabajo.
El segundo capítulo describe la introducción del gas, el comportamiento de los gases
una descripción de su origen, componentes, propiedades y operaciones de
transformación del gas natural.
El tercer capítulo menciona el tratamiento del gas por adsorción con tamices
moleculares, ya que el gas natural extraídos de yacimientos generalmente contiene agua
la misma que puede causar formación de hidratos, taponamientos, y corrosión por lo
que es necesario eliminar el agua.
El cuarto capítulo trata sobre la descripción del proceso y equipos de industrialización
usados para la deshidratación del gas en el CIS (Complejo Industrial Shushufindi).
Finalmente en el quinto capítulo se analiza los resultados de todo el trabajo para
determinar conclusiones y recomendaciones.
2
1.1.OBJETIVO GENERAL.
Deshidratar el gas mediante el proceso de adsorción con tamices moleculares para
prevenir problemas en el tratamiento y el transporte del gas.
1.2.OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
• Analizar y realizar la deshidratación del gas por adsorción adecuadamente para
asegurar una operación eficiente.
• Prevenir la formación de hidratos con el fin de disminuir la corrosión en las
tuberías mejorando la eficiencia en las mismas y evitaremos taponamientos en
tuberías o incluso válvulas de gasoductos.
• Eliminar el excedente de agua presente en la corriente gaseosa.
• Eliminar el agua del gas a un valor admisible de 4 o 7 libras H2O por MMscf.
1.4. IDEA A DEFENDER.
Si obtenemos un buen proceso para deshidratar el gas podremos llevarlo a través de las
líneas de flujo ya que se removerá la mayor parte de agua previniendo la formación de
hidratos del gas conservando de esta manera la vida útil de los equipos y una buena
obtención de GLP.
3
1.5. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES E INDICADORES.
A continuación se indica las variables e indicadores respecto al tema.
1.5.1. Variables Independientes.
Elementos y principales factores que están presentes en la deshidratación del gas
1.5.2. Variables Dependientes.
• Contenido de humedad en el gas.
• Tiempo de deshidratado.
• Condiciones y componentes del gas.
1.6. METODOLOGÍA:
A continuación se indicará el método aplicado en la investigación realizada.
1.6.1. Métodos de Investigación.
El presente trabajo se desarrolló basándose en el MÉTODO DEDUCTIVO, este
método consiste en la observación en el campo siendo el punto de partida la
investigación teórica. Este método es importante para el planteamiento del problema, lo
que lleva a emitir alguna hipótesis o suposición de la que se intenta extraer una
consecuencia, para ello es necesario plantear los objetivos y una investigación profunda
para sacar una conclusión.
4
1.6.2. Técnicas de Investigación.
Revisión de documentos en la planta de gas en el Complejo Industrial
Shushufindi.
Revisión de literatura especificada.
Informes de los tipos de sólidos secantes (mallas Moleculares) existentes en el
mercado
Visita al campo.
Manuales.
Libros.
Información de Internet.
CAPÍTULO II
5
CAPÍTULO II
2. INTRODUCCIÓN DEL GAS.
El gas natural se llama "asociado" cuando en el yacimiento aparece el gas acompañado
de petróleo, también podemos encontrar gas natural "no asociado" cuando está
acompañado únicamente por pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases.
La composición del gas natural incluye variedad de hidrocarburos gaseosos, con
predominio del metano, y en proporciones menores etano, propano, butano, pentano y
pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y nitrógeno. La
composición del gas varía según el yacimiento.
En general, la corriente de gas natural traída desde el pozo posee impurezas o
contaminantes por lo que es necesario tratar este gas para mejorar su calidad, el agua va
a ser nuestro interés, ya que este componente causará daño en los equipos ya sea por la
presencia de hidratos causando taponamientos o corrosión, afectará también en el poder
calorífico del gas. Por lo que el agua es considerada como una sustancia indeseable y
debe eliminarse del gas natural a través de los procesos de acondicionamiento. Estos
procesos, consisten en la separación de los compuestos presentes en el gas, hasta
alcanzar el cumplimiento de las especificaciones recomendadas por las normas, para el
procesamiento, transporte o venta del gas o líquidos asociados.
Los procesos de acondicionamiento del gas natural se realizan en dos etapas principales:
Deshidratación y Recuperación de Líquidos Condensados.
6
En la etapa de deshidratación la mayor parte del agua contenida en la corriente gaseosa
es removida mediante un proceso de adsorción con tamices moleculares como medio
adsorbente para lograr cumplir con el requerimiento del contenido de agua hasta
alcanzar valores de 0,1 ppm (partes por millón)/MMPCS/D (Millón de pie cúbico
estándar por día), a través de la instalación de un paquete de tamices moleculares,
permitiendo así lograr el cumplimiento de las especificaciones de calidad del gas a
venta.
En la etapa de recuperación de líquidos condensados se remueven los hidrocarburos más
pesados presentes en la corriente de gas natural mediante una serie de etapas de
enfriamiento y separación.
2.1. FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL.
Los crudos de petróleo y los gases naturales son mezclas de moléculas de hidrocarburos
(compuestos orgánicos de átomos de carbono e hidrógeno) que contienen de 1 a 60
átomos de carbono. Las propiedades de estos hidrocarburos dependen del número y de
la disposición de los átomos de carbono e hidrógeno en sus moléculas. La molécula
básica de hidrocarburo consta de 1 átomo de carbono unido a 4 átomos de hidrógeno
(metano).
Todas las demás variedades de hidrocarburos de petróleo se forman a partir de esta
molécula. Los hidrocarburos que tienen hasta 4 átomos de carbono suelen ser gases; si
tienen entre 5 y 19, son generalmente líquidos, y cuanto tienen 20 o más, son sólidos.
7
Además de hidrocarburos, los crudos de petróleo y los gases naturales contienen
compuestos de azufre, nitrógeno y oxígeno, junto con trazas de metales y otros
elementos. Se cree que el petróleo y el gas natural se formaron a lo largo de millones de
años por la descomposición de la vegetación y de organismos marinos, comprimidos
bajo el peso de la sedimentación.
Al ser el petróleo y el gas más ligeros que el agua, ascendieron y llenaron los huecos
creados en estas formaciones superpuestas. El movimiento ascendente cesó cuando el
petróleo y el gas alcanzaron estratos densos e impermeables superpuestos o roca no
porosa.
El petróleo y el gas llenaron los huecos de los mantos de roca porosa y los yacimientos
subterráneos naturales, como las arenas saturadas, situándose debajo petróleo, más
pesado, y encima el gas, más ligero. Originalmente, estos huecos eran horizontales, pero
el desplazamiento de la corteza terrestre creó bolsas, denominadas fallas, anticlinales,
domos salinos y trampas estratigráficas, donde el petróleo y el gas se acumularon en
yacimientos )1( .
2.1.1. Clasificación de los yacimientos de gas.
Los yacimientos de gas son los siguientes.
8
2.1.1.1. Yacimientos de gas seco.
Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y
están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores, que en
superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja
atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de
almacén.
Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura
cricondentérmica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios, estos no se
condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie.
Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas
más pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte
de este gas en líquido.
2.1.1.2. Yacimiento de gas condensado.
Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la
temperatura del reservorio en el mismo que puede o no evaporizarse al continuar el
proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrógrada,
donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros
siendo este un líquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de
líquidos )2( .
9
FIGURA Nº- 1: Diagramas de fases.
Fuente: REPSOL YPF
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
2.2. GAS
Se denomina gas al estado de agregación de la materia que no tiene forma ni volúmen
propio. Su principal composición son moléculas no unidas, expandidas y con poca
fuerza de atracción, haciendo que no tengan volúmen y forma definida, provocando que
este se expanda para ocupar todo el volúmen del recipiente que la contiene, con respecto
a los gases las fuerzas gravitatorias y de atracción entre partículas resultan
insignificantes.
También puede ser considerado como sinónimo de vapor, aunque no hay que confundir
sus conceptos, ya que el término de vapor se refiere estrictamente para aquel gas que se
puede condensar por presurización a temperatura constante.
Gas sustancia es uno de los tres estados diferentes de la materia ordinaria, que son el
sólido, el líquido y el gaseoso. Los sólidos tienen una forma bien definida y son difíciles
de comprimir.
10
Los líquidos fluyen libremente y están limitados por superficies que forman por sí solos.
Los gases se expanden libremente hasta llenar el recipiente que los contiene, y su
densidad es mucho menor que la de los líquidos y sólidos, en la Tabla 1 observamos
como clasificar a los gases por su composición )3( .
Tabla Nº- 1: Clasificación de los gases.
Componente Nomenclatura Composición (%) Estado Natural
Metano CH4 95,08 Gas
Etano C2H4 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
Fuente: AGN CHILE
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
Los combustibles gaseosos están formados principalmente por hidrocarburos. Las
propiedades de los diferentes gases dependen del número y disposición de los átomos de
carbono e hidrógeno de sus moléculas. Además de sus componentes combustibles, la
mayoría de estos gases contienen cantidades variables de nitrógeno y agua.
11
- Gas natural: extraído de yacimientos subterráneos de gas, y objeto principal de este
trabajo.
- Gas licuado de petróleo: (GLP), mezcla de gases licuados, sobre todo propano o
butano. El GLP se obtiene a partir de gas natural o petróleo.
La siguiente tabla muestra los componentes principales del gas natural, estos varían
según el yacimiento )4( :
Tabla Nº- 2: Componentes del gas natural.
Componente % Componente %
Metano 95,0812 i-pentano 0,0152
Etano 2,1384 Benceno 0,0050
Propano 0,2886 Ciclohexano 0,0050
n-butano 0,0842 Nitrógeno 1,9396
i-butano 0,0326 CO2 0,3854
n-pentano 0,0124 Otros 0,0124
Fuente: AGN CHILE
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
12
Las propiedades del gas natural según la composición indicada en la tabla 2, son las
siguientes:
Densidad: 0,753 kg/m ³
Poder calorífico: 9,032 Kcal/m ³
Cp: presión constante (calor específico): 8,57 cal/mol °C
Cv: volúmen constante (calor específico): 6,56 cal/mol °C
A continuación se detallan los componentes presentes en el gas;
- Metano.
Llamado gas de los pantanos, hidrocarburo de fórmula CH4, el primer miembro de la
serie de los alcanos. Es más ligero que el aire, incoloro, inodoro e inflamable. Se
encuentra en el gas natural, como en el gas grisú de las minas de carbón, en los procesos
de las refinerías de petróleo, y como producto de la descomposición de la materia en los
pantanos.
- Etano.
Gas incoloro e inflamable, hidrocarburo de fórmula C2H6, el segundo miembro de la
serie de los alcanos.
- Eteno o Etileno.
El eteno es un hidrocarburo de fórmula C2H4, el miembro más simple de la clase de
compuestos orgánicos llamados alquenos. Es un gas incoloro, con un olor ligeramente
dulce, arde con una llama brillante, es ligeramente soluble en agua.
13
- Propano.
El tercer hidrocarburo de la serie de los alcanos, de fórmula C3H8. Gas incoloro e
inodoro. Se encuentra en el petróleo en crudo, en el gas natural y como producto
derivado del refinado del petróleo. El propano no reacciona vigorosamente a
temperatura ambiente, pero a temperaturas más altas, arde en contacto con el aire.
- Butano.
Cualquiera de los dos hidrocarburos saturados o alcanos, de fórmula química C4H10, en
ambos compuestos, los átomos de carbono se encuentran unidos formando una cadena
abierta. En el n-butano (normal), la cadena es continua y sin ramificaciones, mientras
que en el i-butano (iso), o metilpropano, uno de los átomos de carbono forma una
ramificación lateral.
Esta diferencia de estructura es la causa de las distintas propiedades que presentan. El n-
butano y el i-butano están presentes en el gas natural, en el petróleo y en los gases de las
refinerías. Poseen una baja reactividad química a temperatura normal, pero arden con
facilidad al quemarse en el aire o con oxígeno.
- Pentano.
Quinto miembro de los alcanos, de fórmula química C5H12, se presenta con dos
configuraciones el n-pentano y el i-pentano.
14
- Benceno.
Líquido incoloro de olor característico y sabor a quemado, de fórmula C6H6, en estado
puro arde con una llama humeante debido a su alto contenido de carbono. Sus vapores
son explosivos, y el líquido es violentamente inflamable.
- Ciclohexano.
Líquido volátil e incoloro con olor penetrante, de fórmula C6H12, que acompaña al gas
natural.
2.3. DESCRIPCION DEL GAS.
Como indica el manual de Prospección, Perforación y Producción de Richard S. Kraus.
Pág.5: El gas natural es la fuente de energía fósil que ha conocido el mayor avance
desde los años 70 y representa actualmente la quinta parte del consumo energético
mundial.
Gracias a sus ventajas económicas y ecológicas, el gas natural resulta cada día más
atractivo para muchos países. Las características de este producto, como por ejemplo su
reducido intervalo de combustión, hacen de esta fuente de energía una de las más
seguras del momento. En la actualidad es la segunda fuente de energía de mayor
utilización después del petróleo. Según EIA, departamento norteamericano de la
energía.
El gas natural presenta una ventaja competitiva frente las otras fuentes de energía pues,
solamente alrededor del 10% del gas natural producido se pierde antes de llegar al
consumidor final. Además los avances tecnológicos mejoran constantemente la eficacia
15
de las técnicas de extracción, de transporte y de almacenamiento así como el
rendimiento energético de los equipos que funcionan con gas natural.
El gas natural es considerado como uno de los combustibles fósiles más limpios y
respetuosos con el medio ambiente. Su ventaja comparativa en materia ambiental en
comparación con el carbón o con el petróleo reside en el hecho de que las emisiones de
dióxido de azufre son ínfimas y que los niveles de óxido nitroso y de dióxido de
carbono son menores. Una mayor utilización de esta fuente de energía permitiría
particularmente limitar los impactos negativos sobre el medio ambiente.
El gas natural es incoloro, inodoro, insípido, sin forma particular y más ligero que el
aire. Se presenta en su forma gaseosa por debajo de los -161ºC. Por razones de
seguridad, se le añade mercaptan, un agente químico que le da un olor a huevo podrido,
con el propósito de detectar una posible fuga de gas.
La composición de los gases de hidrocarburos de origen natural es similar a la de los
crudos de petróleo, en el sentido de que contienen una mezcla de diferentes moléculas
de hidrocarburos que depende de su origen.
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos ligeros compuesto principalmente de
metano, etano, propano, butanos y pentanos. Otros componentes tales como el CO2, el
helio, el sulfuro de hidrógeno y el nitrógeno se encuentran también en el gas natural.
Además, por su densidad de 0.60, inferior a la del aire (1,00), el gas natural tiene
tendencia a elevarse y puede, consecuentemente, desaparecer fácilmente del sitio donde
se encuentra por cualquier grieta.
16
El gas natural está presente por todo el mundo, ya sea en los depósitos situados en las
profundidades de la superficie terrestre, o en los océanos. Las napas de gas pueden
formarse encima de los depósitos de petróleo bruto, o estar atrapadas en las rocas
porosas. El gas es llamado "asociado" cuando se encuentra en presencia de petróleo
bruto y "no asociado" cuando se encuentra solo.
A una presión atmosférica normal, si el gas natural se enfría a una temperatura de -
161°C aproximadamente, se condensa bajo la forma de un líquido llamado gas natural
licuado (GNL). Un volumen de este líquido ocupa casi 600 veces menos espacio que el
gas natural y es dos veces menos pesado que el agua (45% aproximadamente). Es
inodoro, incoloro, no es corrosivo ni tóxico .Cuando se evapora se quema solamente en
concentraciones del % al 15% mezclado con el aire. Ni el GNL ni su vapor pueden
explotar al aire libre. Puesto que el gas natural licuado ocupa menos espacio, el gas
natural se licúa para facilitar su transporte y almacenaje.
Los gases naturales que contienen más de 50 g/m3 de hidrocarburos con moléculas de
tres o más átomos de carbono (C3 o superiores) se clasifican como gases “pobres”.
17
TABLA N°- 3: Composición y rango Típica del Gas Natural.
Hidrocarburo Composición Química Rango
Metano C2H4 91-95
Etano C2H6 2-6
Dióxido de Carbono CO2 0-2
Propano C3H8 0-2
Nitrógeno N 0-1
Fuente: ENERGY
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
En función del uso que se le dé como combustible, el gas natural se comprime o se
licua. El procedente de yacimientos de gas y condensado de gas se prepara en el mismo
yacimiento para que cumpla unos criterios de transporte específicos antes de
comprimirlo y conducirlo a los gasoductos.
La preparación incluye la eliminación del agua con desecadores (deshidratadores,
separadores y calentadores), del petróleo con filtros de coalescencia, y de sólidos
mediante filtración. También se eliminan del gas natural el ácido sulfhídrico y el
dióxido de carbono, para que no corroan los gasoductos y el equipo de transporte y de
compresión.
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Un gas tiende a ser activo químicamente debido a que su superficie molecular es
también grande, es decir entre cada partícula se realiza mayor contacto, haciendo más
fácil una o varias reacciones entre las sustancias.
Para entender mejor el comportamiento de un gas siempre se realizan estudios con
respecto al gas ideal aunque éste en realidad nunca existe y cuyas propiedades de este
son:
Un gas está constituido por moléculas de igual tamaño y masa, pero una mezcla
de gases diferentes, no.
Se le supone con un número pequeño de moléculas, así su densidad es baja y su
atracción molecular es nula.
El volumen que ocupa el gas es mínimo, en comparación con el volúmen total
del recipiente.
Las moléculas de un gas contenidas en un recipiente, se encuentran en constante
movimiento, por lo que chocan, ya entre sí o contra las paredes del recipiente
que las contiene.
2.3.2. Gas natural y Gas licuado.
El gas natural se transporta por gasoductos desde los campos de extracción hasta las
plantas de licuefacción, donde se comprime y se enfría hasta aproximadamente -162 °C
para producir gas natural licuado (GNL). La composición del GNL es distinta de la del
gas natural debido a la eliminación de algunas impurezas y componentes durante el
proceso de licuefacción.
20
El GNL se utiliza sobre todo para aumentar la provisión de gas natural durante los
períodos de fuerte demanda y para abastecer gas a zonas alejadas de los principales
gasoductos. Se regasífica añadiendo nitrógeno y aire para hacerlo equivalente al gas
natural antes de introducirlo en las tuberías de suministro.
Los gases asociados al petróleo y los gases de condensado se clasifican como “ricos”
porque contienen cantidades considerables de etano, propano, butano y otros
hidrocarburos saturados.
Los gases asociados al petróleo y los gases de condensado se separan y licúan para
producir gas de petróleo licuado (GPL) por compresión, adsorción, absorción y
enfriamiento en plantas de procesado de gas y petróleo. En esas plantas se produce
también gasolina natural y otras fracciones de hidrocarburos.
A diferencia del gas natural, el gas asociado al petróleo y el gas de condensado, los
obtenidos del procesado del petróleo (producidos como subproductos de procesado en
las refinerías) contienen cantidades considerables de hidrógeno e hidrocarburos
insaturados (etileno, propileno, etc.).
La composición de los gases obtenidos del procesado del petróleo depende de cada
proceso específico y de los crudos de petróleo utilizados )5( .
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22
El gas natural comprimido (GNC) y el gas natural licuado (GNL) se usan como
combustible para motores de combustión interna. Los gases de petróleo licuado (GPL)
obtenidos del procesado del petróleo tienen valores caloríficos más altos:
93,7 MJ/m³ (propano) (22.400 kcal/m³) y 122,9 MJ/m³) (butano) (29.900 kcal/m³), y se
utilizan como combustible en el ámbito doméstico y en la industria.
Es posible convertir los hidrocarburos insaturados (etileno, propileno, etc.) derivados de
los gases obtenidos del procesado del petróleo en gasolina de alto octanaje, o bien
utilizarse como materias primas en las industrias de procesos químicos y petroquímicos.
2.3.3. Propiedades de los gases de hidrocarburos.
Los gases inflamables se clasifican asimismo como combustibles e industriales. Los
primeros, incluidos el gas natural y los gases de petróleo licuados (propano y butano),
arden en presencia de aire para producir calor en estufas, hornos, calentadores de agua y
calderas. Los segundos, como el acetileno, se utilizan en operaciones de transformación,
soldadura, corte y termotratamiento.
2.4. OPERACIONES DE TRANSFORMACIÓN DEL GAS NATURAL.
El proceso de producción del gas natural es simple y muy parecido al del petróleo.
Primero, el gas natural se extrae por medio de perforaciones en pozos terrestres o en los
océanos, después se transporta por gasoductos (por tierra) o buques (por mar) hasta la
planta de depurado y transformación para ser conducido después hacia una red de gas
(estaciones) o a las zonas de almacenamiento.
23
Hay dos tipos de pozos que producen gas natural. Los pozos de gas húmedo producen
gas que contiene líquidos disueltos y los de gas seco producen gas que no puede licuarse
fácilmente.
Una vez extraído de los pozos de producción, el gas natural se envía a las plantas de
procesado. El procesado del gas natural exige conocer cómo interactúan la temperatura
y la presión y cómo afectan a las propiedades de los líquidos y gases. Casi todas las
plantas de procesado de gas trabajan con gases que son mezclas de diversas moléculas
de hidrocarburos.
El procesado del gas tiene por finalidad separar estos gases en constituyentes de
composición similar mediante diferentes procesos, como absorción, fraccionamiento y
reciclado, para que puedan transportarse y ser utilizados por los consumidores )6( .
2.4.1. Exploración.
Los geólogos y otros científicos han desarrollado técnicas que indican la posibilidad de
que exista petróleo o gas en las profundidades. Estas técnicas incluyen la fotografía
aérea de determinados rasgos superficiales, el análisis de la desviación de ondas de
choque por las capas geológicas y la medida de los campos gravitatorio y magnético.
Sin embargo, el único método para confirmar la existencia de petróleo o gas es perforar
un pozo que llegue hasta el yacimiento.
Para encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca sedimentaria
con esquistos ricos en materia orgánica que lleven enterrados el suficiente tiempo para
24
que se haya formado petróleo (desde unas decenas de millones de años hasta 100
millones de años). Además, el petróleo tiene que haber ascendido hasta depósitos
porosos capaces de contener grandes cantidades de líquido. La existencia de petróleo
crudo en la corteza terrestre se ve limitada por estas condiciones, que deben cumplirse.
Sin embargo, los geólogos y geofísicos especializados en petróleo disponen de
numerosos medios para identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la
confección de mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite
interpretar las características geológicas del subsuelo, y esta información puede verse
complementada por datos obtenidos perforando la corteza y extrayendo testigos o
muestras de las capas rocosas.
La exploración es una etapa muy importante del proceso. En el transcurso de los
primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el
producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día,
teniendo en cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden
arriesgarse a hacer pozos en cualquier lugar.
Los geólogos juegan un papel importante en la identificación de capas de gas. Para
encontrar una zona donde es posible descubrir gas natural, analizan la composición del
suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras zonas donde ya se ha encontrado
gas natural. Posteriormente llevan a cabo análisis específicos como el estudio de las
formaciones de rocas a nivel del suelo donde se pudieron haber formado napas de gas
natural.
25
Las técnicas de prospección han evolucionado a lo largo de los años para proporcionar
valiosas informaciones sobre la posible existencia de depósitos de gas natural.
Cuanto más precisas sean las técnicas, mayor será la posibilidad de descubrir gas
durante una perforación o encontraremos también gas en el petróleo asociado con gas.
FIGURA N°-4: Formación del gas.
Fuente: AGN, Chile
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
2.4.2. Tratamiento.
El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado
del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes
aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del
gas natural en este caso nos enfocaremos en el tema de trabajo que es la deshidratación
del gas que explicaremos en los siguientes capítulos y después una separación entre los
diferentes elementos que componen los líquidos entre ellos destacamos:
26
2.4.2.1. Licuefacción.
Proceso de transformar el gas natural a estado líquido enfriándolo a temperaturas
cercanas a -161°C.
El proceso de licuefacción reduce el volúmen del gas natural unas 600 veces
permitiendo su almacenamiento.
2.4.2.2. Planta de licuefacción GNL.
El proceso de licuado permite retirar el oxígeno, el dióxido de carbono, los
componentes de azufre y el agua del gas natural.
Cada metro cúbico de líquido equivale a unos 600 metros cúbicos de gas.
Para el proceso, una planta de licuefacción consume en el orden del 8% del gas
convertido en GNL para licuar el resto.
2.4.2.3. Proceso de licuefacción.
• Es el proceso de convertir GN a estado líquido (-161°C y 1 atm.), reduciendo el
volúmen unas 600 veces para que pueda ser transportados.
• Es necesario eliminar componentes susceptibles de congelarse durante el
proceso de enfriamiento (agua, CO2, gases ácidos e hidrocarburos pesados), así
como compuestos dañinos para las instalaciones (azufre y mercurio).
• El proceso de licuefacción está formado de las siguientes etapas:
27
1. Extracción de CO2.
2. Deshidratación y filtrado.
3. Licuefacción y almacenamiento
FIGURA N°-5: Licuefacción y Almacenamiento
Fuente: AGNChile
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
2.4.3. Deshidratación.
Como dice el manual (Gas Processors Suppliers Association, 1998): “Es el proceso
usado para remover el agua del gas, entre las técnicas o métodos existentes, destacan:
absorción con líquidos desecantes y la adsorción con sólidos desecantes”.
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29
De forma simplificada, la adsorción es la atracción y adhesión de moléculas gaseosas
y/o líquidas sobre la superficie de un sólido y sus cavidades interiores. La cantidad de
adsorción depende tanto de la naturaleza específica del adsorbente como del material
adsorbido.
Dado que la adsorción es un fenómeno de superficie, los buenos adsorbentes son
aquellos que presentan grandes superficies por unidad de masa y tienen grandes fuerzas
atractivas.
Entre los materiales conocidos que cumplen con estas características, se pueden
encontrar varias categorías:
• Bauxita: mineral natural compuesto principalmente de Al2O3
• Alúmina: versión manufacturada de la bauxita.
• Geles: compuesto principalmente de SiO2 o gel de alúmina, fabricado por
reacción química.
• Tamices moleculares: silicato de sodio, calcio, aluminio (zeolita)
• Carbón: carbón tratado y activado para poseer capacidad de absorción.
Todos los materiales anteriores menos el carbón son usados para la deshidratación.
Los cuatro primeros desecantes están listados en el orden de costos, la decisión final
debe estar basada en costo del equipo, vida de servicio, aplicabilidad al proceso y
necesidades.
30
Los principales desecantes comerciales pueden ser divididos en tres principales
categorías: alúmina, gel y tamices moleculares )7( .
2.4.4. Otros procesos.
2.4.4.1. Fraccionamiento.
Es la separación de la mezcla de hidrocarburos deseables procedentes de las plantas de
adsorción en productos individuales específicos, relativamente puros. El
fraccionamiento es posible cuando los dos líquidos, denominados producto superior y
producto de fondo, tienen distinto punto de ebullición. El proceso de fraccionamiento
consta de tres partes: una torre para separar los productos, un rehervidor para calentar el
producto a tratar y un condensador para eliminar el calor. La torre tiene numerosas
bandejas, por lo que se produce un amplio contacto entre vapor y líquido. La
temperatura del rehervidor determina la composición del producto de fondo )8( .
2.4.4.2. Recuperación de azufre.
Antes de enviar el gas para su venta es necesario separar el ácido sulfhídrico. Esto se
lleva a cabo en plantas de recuperación de azufre.
2.4.4.3. Reciclado del gas.
El reciclado del gas no es un medio de mantener la presión ni un método de
recuperación secundaria, sino un método de recuperación optimizada que se utiliza para
31
aumentar la producción de líquidos derivados del gas natural extraído de yacimientos de
“gas húmedo”. Después de extraer los líquidos del “gas húmedo” en plantas de
reciclado, el “gas seco” restante se devuelve al yacimiento a través de pozos de
inyección.
Al recircular por el yacimiento, el “gas seco” absorbe más líquidos. Los ciclos de
producción, procesado y recirculación se repiten hasta que se han extraído del
yacimiento todos los líquidos recuperables y sólo queda “gas seco”.
2.5. TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO.
Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema de transmisión para poder ser
transportado hacia la zona donde será utilizado. El transporte puede ser por vía terrestre,
a través de gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas
de diámetro. Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones
de compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión.
Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se
considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los
gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el
sistema es fijo y subterráneo.
32
El gas natural puede también ser transportado por mar en buques. En este caso, es
transformado en gas natural licuado (GNL). El proceso de licuado permite retirar el
oxígeno, el dióxido de carbono, los componentes de azufre y el agua. Los elementos
principales de este proceso son una planta de licuado, barcos de transporte de baja
temperatura y presurizados y terminales de regasificación en tierra son almacenados en
esferas. Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos
esféricos para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones estacionales de la
demanda.
Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados consumidores de tal
forma que las empresas de distribución de gas natural pueden responder a los picos de la
demanda y proporcionar el gas a sus clientes continuamente y sin demora )9( .
2.5.1. Tanques de almacenamiento del GNL.
Los tanques de almacenamiento del GNL tienen capacidades desde los 50,000 m³ hasta
los 150,000 m³, El diámetro es del orden de los 60 a 70 metros.
El GNL se calienta circulándolo por tuberías con aire a la temperatura, o circulándolo
por tuberías calentadas por agua. Una vez que el gas es vaporizado se regula la presión
y entra en la red de gasoductos como gas natural.
33
FIGURA N°-7: Esferas de almacenamiento de gas
Fuente: AGNChile
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
2.5.2. Transporte por gasoductos.
Una vez regasificado, la distribución del gas natural se realiza a través de la red de
gasoductos. El gasoducto está formado por tubos de acero muy elástico y unido entre sí
por medio de soldaduras.
La principal ventaja del gasoducto sobre transportes alternativos es su economía y
seguridad.
CAPÍTULO III
34
CAPÍTULO III
3. TRATAMIENTO DEL GAS.
Algunos pozos de gas natural suministran gas con un grado de pureza muy alta que es
prácticamente metano puro. De cualquier forma, la mayoría de los hidrocarburos son
mezclas complejas de cientos de diferentes compuestos. Un típico fluido de un pozo es
una mezcla constantemente expansiva de gases e hidrocarburos íntimamente mezclada
con agua, sólidos y otros contaminantes, con gran velocidad y turbulencia.
Los procesos de remoción de contaminantes pueden ser divididos en dos grupos:
deshidratación y purificación.
Las razones principales de la importancia de la deshidratación del gas natural incluyen
las siguientes:
1. El agua líquida y el gas natural pueden formar hidratos parecidos al hielo que
pueden obstruir válvulas, tubería, etc.
2. El gas natural que contiene agua líquida es corrosivo, particularmente si contiene
CO2 o H2S.
3. El vapor de agua utilizado en los gasoductos de gas natural pueden condensarse
causando condiciones lentas de flujo.
4. El vapor de agua aumenta el volumen y disminuye el valor calorífico del gas
natural, por lo tanto se reduce la capacidad de la línea.
5. La deshidratación del gas natural antes del procesamiento criogénico es vital
para prevenir la formación de hielo en los intercambiadores de calor de baja
temperatura.
35
De estas, la razón más común de deshidratación es prevenir la formación de hidratos en
los gasoductos. Los hidratos de gas natural son compuestos sólidos cristalinos formados
por la combinación de gas natural y agua bajo presión a temperaturas considerablemente
por encima del punto de congelación del agua. En la presencia de agua libre, los
hidratos se formaran cuando la temperatura este por debajo del punto llamado
temperatura del hidrato.
La formación del hidrato es comúnmente confundida con la condensación. La diferencia
entre ambas debe ser claramente entendida.
La condensación del agua del gas natural bajo presión ocurre cuando la temperatura esta
en el punto de rocío o por debajo del mismo a esa presión. El agua libre obtenida bajo
estas condiciones es esencial para la formación de hidratos que ocurrirá el punto de
temperatura del hidrato o por debajo de ese punto a esa misma presión.
Durante el flujo de gas natural, es necesario evitar condiciones que faciliten la
formación de hidratos. Esto es esencial ya que los hidratos pueden atorar el flujo, líneas
de superficie y otro equipo. La formación de hidratos en el flujo resulta en un valor
menor de las presiones medidas de la boca del pozo. En un medidor de la tasa de flujo,
la formación de hidratos genera una aparente tasa de flujo mas baja. La formación
excesiva de hidratos también puede bloquear completamente las líneas de flujo y el
funcionamiento del equipo.
36
De ahí la necesidad de prevenir la formación de los hidratos es obvia. La manera más
sencilla de eliminar los hidratos es remover substancialmente el agua de flujo del gas
natural.
El método más eficiente para remover el agua presente en el flujo de gas natural es por
adsorción con un desecante sólido como un filtro molecular o alúmina activada.
Otra aplicación importante para el secado con desecante es el licuado del gas natural. El
metano es convertido a líquido por medio de un proceso criogénico a -285°F (-176°C) y
presión atmosférica. Existe una reducción del volumen de 600 a 1.
Como líquido, grandes volúmenes de metano pueden ser transportados y/o
almacenados. Las compañías de gas natural licuan y almacenan gas (1 a 20 MMPCS/D)
durante periodos de baja demanda y utilizan el gas líquido almacenado durante periodos
con alta demanda. El gas natural localizado en áreas remotas puede ser licuado y
transportado a los lugares de demanda. Las secadoras son utilizadas por los bajos puntos
de rocío requeridos para la producción criogénica de LNG (Gas Natural Licuado) )9( .
3.2. DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL.
La deshidratación del gas natural se define como la extracción del agua que está
asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre.
1. Formación de Hidratos
2. Problemas de Corrosión
37
3. Disminución del valor calorífico del gas natural
3.2.1. Deshidratación del gas natural por adsorción.
Este proceso se da cuando las moléculas de un fluido líquido o gaseoso pueden ser
retenidas en la superficie de un material sólido o líquido, debido fundamentalmente a las
fuerzas superficiales. Por esta razón, las moléculas superficiales pueden atraer
moléculas de otros cuerpos.
Lo que significa que un cuerpo sólido, puede atraer otras moléculas de una corriente de
fluido de una manera similar a las fuerzas de atracción magnéticas, lo que causa la
adhesión de moléculas del fluido a las moléculas de la superficie sólida.
3.3. DESHIDRATACIÓN DEL GAS CON TAMICES MOLECULARES.
El gas natural y los condensados asociados son frecuentemente extraídos de yacimientos
saturados con agua. Adicionalmente, el gas y los condensados generalmente contienen
anhídrido carbónico y sulfuro de hidrogeno, los cuales deben ser eliminados. Al igual
que los compuestos anteriores, el agua debe ser removida de la corriente de gas natural
para evitar principalmente, la posibilidad de corrosión, condensación de agua libre,
formación de hidratos, y poder cumplir con las especificaciones de calidad es por eso
que el enfoque del trabajo va a estar en la eliminación del agua.
Desecantes:
• Tamices Moleculares
• Alúmina Activada
• Silica Gel
38
• Carbón Activado
TABLA N°- 4: Desecantes comúnes.
TIPO NOMBRE COMERCIAL
BAUXITA FLORITA, DRI-O-CEL, POROCEL, ETC.
BAUXITA PURIFICADA ALUMINA ACTIVADA
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MOLECULARES
Fuente: AGNChile
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
Se requieren algunos segundos como mínimo para permitir la adsorción del agua en el
desecante.
El caudal de gas requerido para la regeneración dependerá de la cantidad de calor que se
necesite para calentar el lecho y del calor específico del gas que se use.
3.3.1. Definición de los tamices moleculares.
Un tamiz molecular es un material que contiene poros pequeños de un tamaño preciso y
uniforme que se usa como agente adsorbente para gases y líquidos. La moléculas que
son lo suficientemente pequeñas para pasar a través de los poros son adsorbidas,
mientras que las moléculas mayores no. A diferencia de un filtro, el proceso opera a un
nivel molecular. Por ejemplo, una molécula de agua puede ser lo suficientemente
pequeña para pasar, mientras que otras moléculas más grandes no pueden hacerlo.
39
Aprovechando esta propiedad, a menudo se emplean como agentes desecantes. Un
tamiz molecular puede absorber hasta un 22% de su propio peso en agua.
A menudo consisten de minerales de aluminosilicatos, arcillas, vidrios porosos,
carbones microporosos, zeolitas, carbón activado o compuestos sintetizados que tienen
estructuras abiertas a través de las cuales pueden difundir moléculas pequeñas como las
del agua o el nitrógeno.
Los tamices moleculares se usan ampliamente en la industria del petróleo,
especialmente para la purificación de corrientes de gas, y en los laboratorios de química
para separar compuestos y para el desecado de los reactivos. El mercurio que contiene
el gas natural es extremadamente perjudicial para las tuberías de aluminio y otras partes
de los equipos de licuefacción, por lo que se emplea silica gel en este caso.
Los métodos para regenerar los tamices moleculares incluyen los cambios de presión
(como en los concentradores de oxígeno), calentamiento y purga con un gas portador
(como cuando se usa en la deshidratación de etanol), o calentar al vacío extremo.
“Los tamices moleculares se obtienen sintéticamente de compuestos de zeolita. Las
zeolitas son cristales formados por unidades tetraédricas que contienen átomos de silicio
o aluminio rodeados por cuatro átomos de oxígeno que se unen compartiendo vértices.
La mayor ventaja de estos materiales es que poseen una estructura tridimensional.
Tienen poros bien definidos de dimensiones moleculares con alta superficie interna,
extraordinaria estabilidad térmica y elevada capacidad de intercambio iónico. Esta
40
última característica aparece como resultado de sustituir algunos de los átomos de silicio
de su estructura cristalina, por átomos de aluminio, lo que origina una carga negativa en
la estructura que hay que compensar con cationes y protones” )10( .
Las zeolitas son una familia de minerales aluminosilicatos hidratados altamente
cristalinos, que al deshidratarse desarrollan, en el cristal una estructura porosa con
diámetros de poro mínimos de 3 a 10 Å.
Las zeolitas combinan la rareza, belleza, complejidad y hábitos cristalinos únicos.
Típicamente se forman en las cavidades de rocas volcánicas, resultado de un
metamorfismo de grado muy bajo. Muchos tienen lugar naturalmente como minerales y
son obtenidos de las minas en muchas partes del mundo. Otras son sintéticas ya que son
obtenidas para usos comerciales específicos.
Los tamices adsorben la humedad con gran rapidez, poseen características de adsorción
únicas:
- Absorben las moléculas basándose en el principio de la diferencia de polaridad
debida a la atracción electroestática.
- Poseen una estructura porosa uniforme que permite la separación de las
moléculas por tamaño”
La afinidad del agua, esta asociada a las condiciones ambientales y a la polaridad. Los
tamices moleculares poseen cargas eléctricas en la superficie interior de las cavidades
41
cristalinas, las cuales atraen cargas similares en moléculas polares. Tales moléculas son
absorbidas de forma preferencial sobre las moléculas no polares.
De manera similar, los tamices moleculares presentan afinidad por los hidrocarburos no
saturados, en los cuales los átomos de carbono están unidos por enlaces dobles o triples
de carbono.
Los tamices moleculares son desde el punto de vista químico, silicatos de aluminio-
alcali los cuales, actúan como desecantes altamente especializados y manufacturados
para un tamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado
para la adsorción selectiva de un componente dado.
3.3.2. Historia Tamices moleculares.
El estudio de las zeolitas (tamices moleculares) se inició en 1756 por A. F. Cronsted.
Una rara curiosidad académica fue comprobar que servían de tamiz molecular, pero hoy
en día representan un ahorro económico con sus variadas aplicaciones en la industria.
Las zeolitas naturales son vendidas como productos triturados y cribados, finalmente
como pulverizados o micronizados a productos ultrafinos. Muchas zeolitas son
trituradas, pulverizadas y clasificadas en un rango de tamaño de –60 a +325 mallas.
Micronizando productos tan finos de 5 a 10 mm y productos ultrafinos como de 1 mm
los cuales son preparados para usos especiales (papel filtro).
Si un gas o un líquido están compuestos por dos tipos de moléculas, unas más grandes
que las otras, y si disponemos de una zeolita cuyos poros o ventanas tengan un tamaño
42
intermedio entre las moléculas pequeñas y las grandes, sólo las primeras entrarán en la
zeolita, mientras que las segundas seguirán su camino. Así se habrán separado un
componente de otro: la zeolita actúa como un tamiz de moléculas. Fue J. McBain quien
informó esta propiedad y acuño de paso el término tamiz (o malla) molecular, pero fue
R.M. Barrer quien en los años 40, en Inglaterra, demostró por primera vez que las
zeolitas se comportaban como mallas moleculares. Con la síntesis de zeolitas en los 50,
las separaciones previamente demostradas en el laboratorio Unión Carbide lanzó al
mercado, a principios del 54, adsorbentes basándose en zeolitas y, la División Linde,
implantó su uso industrial para obtener argón de alta pureza. En efecto, la molécula de
argón es ligeramente mayor que el oxígeno y no consigue entrar en la zeolita tipo 4 A a
baja temperatura. Otra de las primeras separaciones a nivel industrial fue la utilización
de zeolita 4 A para separar trazas de agua en la sustancia congelante de los
refrigeradores caseros, aplicación que aún se mantiene.
Hoy se insiste con razón en que los términos zeolita y tamiz molecular no son realmente
sinónimos. En realidad para ser tamiz molecular no es necesario que el material sea
unos aluminosilicatos cristalino con una red abierta que permita el intercambio de iones
y una deshidratación reversible, como es el caso de la zeolita.
Las zeolitas son una familia de minerales aluminosilicatos hidratados altamente
cristalinos, que al deshidratarse desarrollan, en el cristal ideal, una estructura porosa con
diámetros de poro mínimos de 3 a 10 angstroms.
43
A las especies minerales de la familia de zeolitas pertenecen los aluminosilicatos
hidratados de Na, K y Ca (±Ba, ± Sr y ± Mg) con casi 40 especies minerales. Todas las
especies minerales de esta familia tienen la estructura tridimensional de armazón con
cavidades voluminosas y comunicantes en las cuales se disponen grandes cationes,
principalmente de Ca, Na, K, Sr, Ba y las moléculas de agua )11( .
FÓRMULA Nº- 1: Formula general de la zeolita
(Na 2 K 2, Ca) [(Al, Si) O 2] n x H2O
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
Todas las zeolitas son consideradas como tamices moleculares, que son materiales que
pueden absorber selectivamente moléculas en base a su tamaño, pero no todos los
tamices moleculares son considerados como zeolitas, ya que también el carbón
activado, las arcillas activadas, la alúmina en polvo, y la sílice en gel se consideran
como tamices moleculares, a continuación detallaremos los tipos de zeolita.
Capacidades de adsorción.
• 3A (tamaño de poro de 3 Å): Adsorbe NH3, H2O, (pero no C2H6), bueno para
secar líquidos polares.
44
• 4A (tamaño de poro de 4 Å): Adsorbe H2O, CO2, SO2, H2S, C2H4, C2H6, C3H6,
etanol. No adsorbe C3H8 e hidrocarburos superiores. Bueno para secar líquidos
y gases no polares.
• 5A (tamaño de poro de 5 Å): Adsorbe hidrocarburos normales (lineales) hasta n-
C4H10, alcoholes hasta C4H9OH, mercaptanos hasta C4H9SH. No adsorbe
isocompuestos o anullos mayores que C4.
• 10X (tamaño de poro de 8 Å): Adsorbe hidrocarburos ramificados y aromáticos.
Útil para secar gases.
• 13X (tamaño de poro de 10 Å): Adsorbe di-n-butilamina (pero no tri-n-
butilamina). Útil para secar hexametilfosforamida.
3.3.3. Zeolitas.
Las zeolitas son tectosilicatos y constituyen el mayor grupo de esta categoría; constan
de una armadura de tetraedros SiO4, que es el esqueleto de la estructura cristalina )12( .
FIGURA N°-8: Estructura de una Zeolita
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
45
3.3.3.1. Estructura de las mallas moleculares
Las mallas moleculares, también conocidas como zeolitas, contienen en su estructura
silicio, aluminio, sodio, hidrógeno y oxígeno. El nombre de zeolita proviene de las
palabras “zeos” que significa “hervir” y “lithos” que significa “piedra”, es decir, la
palabra “zeolita” significa “piedra hirviente”.
La estructura de la zeolita tiene la capacidad de desprender agua de manera continua a
medida que se les calienta y a temperaturas relativamente bajas, dejando intacta la
estructura del mineral. Por otra parte la zeolita deshidratada puede rehidratarse
fácilmente simplemente sumergiéndola en agua. Al deshidratar las zeolitas queda una
estructura porosa uniforme con canales cuyos diámetros varían de 3 a 10 Å.
3.3.3.2. Formación de las zeolitas.
La formación particular de un mineral de zeolita depende de la interpelación de los
factores físicos y químicos. La presión, la temperatura y el tiempo son las tres
consideraciones físicas que fuertemente afectan la alteración zeolítica. Algunas
proceden de la erosión de las rocas, otras aparecen como depósitos sedimentarios y por
último, algunas tienen origen volcánico. Los minerales de zeolita ocurren en una
variedad de marcos geológicos y pueden formarse de una variedad de materiales
salientes bajo extensos rangos de condiciones físico-químicos. Esto ocurre en rocas
depositadas en diversos marcos geológicas y etapas. Los vidrios volcánicos de
composición ácido intermedio son los materiales más comunes para la formación de
minerales de zeolitas. Otros minerales comunes incluyen las arcillas montmorilloniticos,
arcillas cristalinas y materiales amorfos, finalmente el cuarzo cristalino, feldespato y
46
materiales precursores de zeolitas. Casi todos los depósitos minables de zeolitas en el
mundo ocurren como alteraciones vitricas de rocas volcánicas. Muchas zeolitas en rocas
sedimentarias son formadas por cenizas volcánicas u otros materiales piroclásticos por
reacciones de amorfos con otros originados por la alteración de feldespatos
preexistentes, feldespatoides, silicabiogénica, o minerales de arcilla pobremente
cristalizados )13( .
Los depósitos de zeolitas han sido clasificados en los siguientes tipos:
1. Sistema cerrados.- Depósitos formados por materiales volcánicos en sistemas
hidrológicamente cerrados, sistemas salinos- alcalinos.
2. Sistemas abiertos.- Son depósitos formados en sistemas hidrológicamente abiertos.
Lagos de agua dulce.
3. Metamórficos boreales.- Depósitos formados por bajo grado de metamorfismo
boreal.
4. Hidrotermales.- Depósitos formados por sistemas hidrotermales o por la actividad
de brotes calientes.
5. Marítimos profundos.- Depósitos formados por un medio marítimo profundo.
6. Zonas erosionadas por la intemperie.- Depósitos formados en tierra, más
comúnmente de materiales volcánicos.
Los depósitos de sistemas abiertos y cerrados son de mayor interés comercial.
El principal método de obtención de la zeolita es el minado, debido al bajo costo del
proceso, generalmente las zeolitas son minadas a cielo abierto. La excavación se lleva a
47
cabo por equipo convencional para remover la tierra. Este minado minimiza costos,
como lo es el uso de explosivos, el equipo para la remoción de la tierra y el cargado
directo a los camiones de carga para que el mineral minado sea transportado a una
planta de procesamiento. Las variaciones en la calidad de la mina pueden ser manejadas
por un minado selectivo.
El control de calidad es determinado por muestreos por medio de brocas, tomando
muestras periódicas, evaluando visualmente el material en el mismo sitio, y sacando
muestras sistemáticas de los camiones de carga.
Las zeolitas para usos especiales, generalmente de alto valor, son recuperadas por un
minado abierto selectivo. Por ejemplo, las minas de chabazita-erionita en bruto tienen
un lecho con partículas de 15 cm en Bowie, Az, que son utilizados por corporaciones
que trabajan con carburos para hacer cedazos moleculares y productos catalíticos de alto
valor. Las zeolitas naturales tienen básicamente tres variaciones estructurales:
Hay estructuras como cadenas en los cuales la forma de los minerales es acicular o
como cristales prismáticos, por ejemplo la Natrolita. Estructuras como láminas donde
los cristales son aplanados o tabulares generalmente con buenas hendiduras basales, por
ejemplo la Heulandita. Y estructuras de armazón donde los cristales son de iguales
dimensiones, por ejemplo la Chabazita.
Las zeolitas tienen muchos “primos” o minerales que tienen similares estructuras o
propiedades y/o son asociados con las zeolitas, pero no son zeolitas, estos incluyen los
fosfatos: kehoeita, pahasapaita y tiptopita; y los silicatos: hsianghualita, lovdarita,
viseita, partheita, prehnita, roggianita, apophyllita, gyrolita, maricopaita, okenita,
tacharanita y tobermorita.
48
Comúnmente son 9 las zeolitas que suceden en rocas sedimentarias: La analcima,
chabazita, la clinoptilonita, la heroinita, la ferrierita, la heulandita, la laumontita, la
mordernita, y la filipsita. La analcima y la clinoptolonita son las más abundantes.
Las 9 zeolitas muestran un considerable rango de contenido de cationes y radio de Si:
Al. Excepto por la huelandista y la laumontita, estos generalmente son alcalinos y más
silicicos que sus contrapartes en rocas ígneas.
El potencial comercial de minerales de zeolitas esta limitado por 5 de estas presentes:
La chabazita, la clinoptilolita, la erionita, la mordenita y la filipsita. Estas son unas de
las más comunes y abundantes en la naturaleza, teniendo una favorable capacidad de
intercambio de ion absorbancia y tamizado molecular. La ferrierita y la faujasita son
también potencialmente económicas pero estas son poco comunes y son conocidos en
muy pocos sitios en el mundo.
3.3.3.3. Propiedades de las zeolitas:
Una propiedad característica de las zeolitas, mencionada anteriormente, es la facilidad
con que captan y pierden agua, la cual se mantiene débilmente unida a la estructura.
Ciertas zeolitas se comportan como filtros moleculares cuando se retira totalmente el
agua absorbida en las cavidades, en si destacamos como principales propiedades las
siguientes seguido de una descripción:
1.- Alto Grado de Hidratación
2.- Baja densidad y un gran volúmen de vacíos cuando es deshidratado
3.- La estabilidad de su estructura cristalina cuando se deshidrata
4.- Presenta canales moleculares uniformes clasificados en los cristales deshidratados
5.- Propiedad de adsorción.
49
Dentro de sus propiedades físicas, las cuales deben considerarse de dos formas, se
encuentran:
• Descripción mineralógica de la zeolita desde el punto de vista de sus
propiedades naturales, incluyendo la morfología, hábitos del cristal, gravedad
específica, densidad, color, tamaño del cristal o grano, el grado de cristalización,
resistencia a la corrosión y abrasión.
• Desde el punto de vista de su desempeño físico como un producto para cualquier
aplicación específica, tomando en cuenta las características de brillantes, color,
viscosidad de Broockfield, viscosidad de Hércules, área superficial, tamaño de
partícula, dureza, resistencia al desgaste.
Sus propiedades químicas incluyen el intercambio de iones, adsorción o deshidratación
y rehidratación. Estas propiedades están en función de la estructura del cristal de cada
especie, estructura y función catiónica.
- Propiedades de adsorción. Las zeolitas cristalinas son los únicos minerales
adsorbentes. Los grandes canales centrales de entrada y las cavidades de las
zeolitas se llenan de moléculas de agua que forman las esferas de hidratación
alrededor de dos cationes cambiables. Si el agua es eliminada y las moléculas
tienen diámetros seccionales suficientemente pequeños para que estas pasen a
través de los canales de entrada entonces son fácilmente adsorbidos en los
canales deshidratados y cavidades centrales.
50
- Las moléculas demasiado grande no pasan dentro de las cavidades centrales y se
excluyen dando origen a la propiedad de tamiz molecular una propiedad de las
zeolitas.
- Propiedad de intercambio de cationes. Por procedimientos clásicos de
intercambio catiónico de una zeolita se puede describir como la sustitución de
los iones sodio de las zeolitas faujasitas por cationes de otros tamaños y otra
carga. Esta es una de las características esenciales de las zeolitas. En efecto, así
se consigue modificar considerablemente las propiedades y ajustar la zeolita a
los usos más diversos.
El intercambio catiónico se puede efectuar de varios modos:
• Intercambio en contacto con una solución salina acuosa (intercambio
hidrotérmico) o con un solvente no acuoso;
• Intercambio en contacto con una sal fundida. Por ejemplo, una zeolita A,
originalmente con Ca, se pone en contacto con nitratos de litio, potasio o rubidio
fundidos hacia 350°C.
• Intercambio en contacto con un compuesto gaseoso. Por ejemplo, una zeolita
faujasita Y, originalmente en su forma Na, se pone en contacto con HCl anhidro
o NH3, hacia 250°C.
El intercambio de iones en una zeolita depende de:
51
• La naturaleza de las especies catiónicas, o sea, del catión, de su carga, etc.
• La temperatura.
• La concentración de las especies catiónicas en solución.
• Las especies aniónicas asociadas al catión en solución.
• El solvente (la mayor parte de los intercambios se lleva a cabo en solución
acuosa, aunque también algo se hace con solventes orgánicos) y.
• Las características estructurales de la zeolita en particular.
Deshidratación–Rehidratación: Basado en el comportamiento de deshidratación, las
zeolitas pueden ser clasificadas como:
• Aquellas que muestran cambios estructurales no mayores durante la
deshidratación y exhiben continuas pérdida de peso como una función de la
temperatura.
• Aquellos que sufren mayores cambios estructurales, incluyendo colapsos
(derrumbes) durante la deshidratación, y exhiben discontinuidades en la pérdida
de peso.
De manera general podemos resumir las propiedades de la zeolita de la siguiente
manera:
• Alto grado de hidratación.
• Baja densidad y un gran volúmen de vacíos cuando es deshidratado.
• La estabilidad de su estructura cristalina cuando se deshidrata.
52
• Las propiedades de intercambio del catión.
• Presenta canales moleculares uniformes clasificados en los cristales
deshidratados.
• Por su habilidad de absorber gases y vapores.
• Por sus propiedades catalíticas.
3.3.4. Características de los tamices moleculares.
- Los tamices moleculares retienen adsorbatos (elementos adsorbibles) por fuerzas
físicas más que por químicas.
- La superficie externa de los cristales que conforman el tamiz está disponible
para la adsorción de moléculas de todos los tamaños.
- La superficie interna es alcanzable solo por aquellas moléculas cuyo tamaño sea
suficientemente pequeño para pasar por los poros.
- Los tamices moleculares no solo adsorben moléculas basados en el tamaño y
configuración, sino también en polaridad y grado de saturación.
- Son utilizados para eliminar contaminantes indeseables en determinadas
sustancias.
3.3.5. Aplicaciones de los tamices.
Debido a sus propiedades porosas únicas, las zeolitas son usadas en una variedad de
aplicaciones con un mercado global de varios millones de toneladas por año. En el
mundo occidental, los mayores usos son en el cracking petroquímico, intercambiador de
iones (ablandamiento de agua y purificación), en la separación y remoción de gases y
solventes.
53
3.4. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE DESHIDRATACIÓN POR TAMICES
MOLECULARES.
- El gas natural frio a 710 lpcm y 34°F, fluye desde el expansor al separador/filtro
de entrada y la planta deshidratadora
- Luego el gas pasa a través de los recipientes que contienen un lecho protector de
los pies de sílica de gel
- De los lechos de sílica de gel, el gas pasa a los deshidratadores de tamices
moleculares. A medida que el gas fluye a través de los tamices el agua se
adsorbe y el gas se deshidrata hasta 0.1 ppm.
- Los lechos de tamiz molecular se regeneran periódicamente, uno está
deshidratando el gas mientras que el otro está en regeneración.
3.4.1. Variables que afectan el proceso de deshidratación.
Las variables que afectan el proceso de deshidratado son:
• Temperatura de Contacto
Esta afecta considerablemente la capacidad de los tamices, es decir la cantidad de
adsorbato que pueden retener.
• Presión de Operación
La presiones tiene efecto despreciable sobre la capacidad, no obstante el diseñador no
debe olvidar que a mayor presión, menor será el volumen ocupado por el gas
54
• Tiempo de Contacto
Es recomendable que el tiempo de contacto se reduzca al mínimo para garantizar un
descenso drástico del punto de rocío, esto se logra con alta velocidad del fluido
• Tamaño de las Partículas del Tamiz
A medida que se reduce el tamaño material de la partícula, se incrementa la superficie
de absorción y por lo tanto la capacidad
•Problemas Operacionales
Los tapones dañan en cierto grado los lechos de tamices moleculares, también se ven
afectados por los cambios bruscos de presión, la velocidad excesiva del gas y los
movimientos bruscos del lecho.
3.5. REGENERACIÓN
- Es un proceso en el cual se adsorbe el agua del lecho y el tamiz queda preparado
para el próximo ciclo de absorción.
- El proceso es más efectivo si se pasa el gas de regeneración en sentido contrario
al del flujo del gas en el paso de absorción
- Se utiliza un periodo de enfriamiento para prevenir temperaturas excesivas en el
lecho y así mantener su eficiencia.
- La cantidad de gas requerido para la regeneración, dependerá del calor necesario
para calentar la camada y del calor específico del gas que se use.
55
3.5.1. Gas para la regeneración.
La cantidad de gas requerido para la regeneración dependerá del calor necesario para
calentar la camada y del calor específico del gas que se use.
La temperatura final de la camada que se regenere dependerá de la presión, de los
servicios existentes y en algún grado, del desecante que se utilice.
La temperatura de descarga es del orden de 325 a 350 °F, lo cual por lo general es
satisfactorio, sin embargo, el gas sale del calentador, para comenzar el proceso de
regeneración a 400°F, aproximadamente )15(
3.5.2. Ciclo de regeneración.
Durante el ciclo de regeneración ocurren los siguientes pasos:
- Se despresuriza el lecho durante 15 minutos unas cuantas lpcm
- En las dos primeras horas ocurre la regeneración propiamente dicha, con gas a
600°F,fluyendo a través del lecho ( de abajo hacia arriba), el gas obtiene su
temperatura al pasar por el horno o calentador de gas de regeneración
- El lecho es enfriado durante 1-3/4 horas con gas a 120°F periodo durante el cual
el horno de regeneración es apagado
- Se despresuriza la camada durante 20 minutos, con gas de proceso
- Se subenfría el lecho hasta 40°F cuando queda disponible por el resto de las 8
horas para entrar de nuevo en la etapa de deshidratación
56
- Un analizador de humedad del gas de línea, instalado en la salida de cada tamiz,
da una indicación continua del punto de roció.
3.6. CONDICIONES PRÁCTICAS DE UNA PLANTA DE DESHIDRATACIÓN
POR ADSORCIÓN (TAMICES MOLECULARES)
Parámetros básicos para el diseño
Tasa de flujo de gas: 10 MMPCND a 14,7 lpca y 60 °F.
Presión a la entrada: 1000 lpc
Punto de rocío a la entrada: 90 °F
Punto de rocío a la salida: 10 °F
Capacidad de adsorción: 5% W
Duración del ciclo: 8 hrs.
Regeneración: Gas Natural
Enfriamiento: Gas Natural
Tipo de torre: Vertical
Velocidad permisible: 30 pies/min
Temperatura del gas a la entrada: 95 °F
Gravedad específica del gas: 0,70
Contenido de agua del gas a la entrada: 46 lbs/MMPCN
Contenido de agua del gas a la salida: 2,9 lbs/MMPCN
Densidad del desecante: 50 lbs/pie3.
A continuación mencionaremos fórmulas para determinar ciertas condiciones del gas:
57
- Peso Molecular aparente del Gas Natural.
Cuando se trata de mezclas de gases, generalmente no se habla de peso molecular en el
mismo sentido que 1os compuestos puros, ya que una mezcla no se puede representar
con una formula química sencilla por el hecho de estar conformada por moléculas de
varios tamaños con diferentes pesos moleculares. Sin embargo, para las diversas
aplicaciones su comportamiento puede estudiarse considerando el denominado peso
molecular aparente, Ma.
El peso molecular aparente de un gas natural, formado por " n " componentes, puede
calcularse a partir de la fracción molar y pesos moleculares individuales de cada
componente, mediante la siguiente ecuación matemática )16(
FÓRMULA Nº- 2: Peso molecular del gas
1
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ,Viviana
Donde:
Ma: Peso molecular aparente de la mezcla de gas, lbm/ lbm,-mol.
Mi: Peso molecular del componente " i " de la mezcla de gas.
Yi: Fracción molar del componente " i " de la mezcla de gas.
n: Numero de componentes en la mezcla de gas.
58
- Gravedad Específica del Gas Natural.
La gravedad específica de un gas o de una mezcla de gases en general es definida
como la razón de la densidad del gas a la densidad del aire seco, cuando ambas son
medidas a las mismas condiciones de presión y temperatura
FÓRMULA Nº- 3: Gravedad especifica del gas natural:
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana.
Donde:
=Gravedad especifica del gas natural.
=Densidad del gas natural, lbm/ft³
=Densidad del aire lbm/ft³
Modelando el comportamiento del gas y del aire como gases ideales a condiciones
estandar (14.65 psia y 60 °F), se puede ser expresada como:
FÓRMULA Nº- 4: Gravedad especifica del gas natural como gases ideales:
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana.
Donde:
: Peso molecular aparente del gas natural, lbm/ lbm,-mol
: Peso molecular del aire, 28.9625 lbm/ lbm,-mol
59
Aunque la ecuación es derivada bajo la asunción de un gas ideal a condiciones estándar,
su uso como una definición para gases reales es común en la industria del gas natural.
- Poder Calorífico del Gas Natural.
El poder calorífico, denominado también valor o potencia calorífica, es una
característica importante del gas natural y su precio como combustible depende de dicha
propiedad. Se lo define como el calor liberado al quemarse completamente un volumen
unitario del gas bajo determinadas condiciones de presión y temperatura. Generalmente
se lo expresa a condiciones estándar, en unidades de BTU / SCF o BTU / lbm.
Se conocen dos tipos de poder calorífico: Poder calorífico neto o inferior; y poder
calorífico bruto, total o superior.
El primero se define como el calor liberado al quemar un volumen unitario de gas bajo
determinadas condiciones de presión y temperatura, considerando que el agua formada
durante la combustión permanece en estado de vapor. En cambio, el poder calorífico
bruto considera que el agua formada durante la combustión se recoge en estado líquido.
La diferencia entre estos dos valores representa la cantidad de calor necesario para
transformar el agua liquida a vapor.
Conocida la cornposición química de un gas natural a través de un análisis
cromatografico, se puede calcular su poder calorífico en base al poder calorífico de cada
una de las substancias puras que estén presentes. Para aquello, la fracción molar de cada
60
hidrocarburo puro es multiplicada por su respectivo poder calorífico y la suma de todos
1os productos es finalrnente el poder calorífico del gas Esto es:
FÓRMULA Nº- 5: Poder calorífico del gas.
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana.
Donde:
PC: Poder calorífico del gas natural; BTU / SCF.
Yi: Fracción molar del componente " i " del gas natural.
PCi: Poder calorífico del componente " i " del gas; BTU / SCF
n: Número de componentes en la mezcla de gas.
- Carga calorífica
Para calcular la carga calorífica total, se necesita:
• Calor de desorción.
• Calor latente de vaporización del agua.
• Calor sensible para calentar el agua hasta la temperatura de evaporización.
• Calor sensible para calentar el desecante.
• Calor sensible para calentar la carcasa.
• Pérdidas de calor.
61
Los siguientes valores mencionados en la tabla 5 de calor sensible suelen dar buenos
resultados:
TABLA N°- 5: Calor sensible
Material Calor específico (BTU/lb.°F)
Cualquier desecante 0,25
Acero 0,11
Gas 0,64
Agua 1
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
- Cálculos de la carga calorífica:
Espesor de la pared de la torre
(P = 1000; D = 30; S = 22500; F = 0,72) = 0,925”
Usando acero ASTM A 212. Grado B a 212 °F,
El peso estimado del recipiente es = 5500 lbs.
Calor específico del gas
(γ = 0,70; P = 100; T = 325°F) = 0,64
Temperatura al comienzo del período = 250°F
Temperatura al final del período = 275°F
62
Temperatura promedio = 263°F
lbs. de agua absorbida en un período de 8 hrs = 144 lbs.
Calor latente del agua a 1000 lpcm = 650 BTU/lb
La carga calorífica total se puede subdividir en:
- Calor latente de vaporización del agua
- Calor de desorción del agua
- Calor necesario para calentar el agua hasta la temperatura de evaporación
- Calor necesario para calentar el recipiente, tuberías, etc.
- Pérdidas de calor
- Cantidad de gas requerida para la regeneración
- Tamaño de los intercambiadores de calor.
Los cálculos asociados a los intercambiadores de calor son el del calentador utilizado
para llevar el gas de regeneración desde la temperatura de la tubería a la temperatura
requerida en la entrada del lecho y el del enfriador, para llevar el gas de regeneración
hasta la condición ambiental, los parámetros básicos considerados son la cantidad de
gas y la temperatura a la cual debe ser llevado.
63
- Contenido líquido del gas natural.
El contenido liquido del gas natural, también conocido con el nombre de " Riqueza del
gas “, se define como el número de galones de líquido que pueden obtenerse de 1000
pies cúbicos estándar de gas. Se expresa generalmente por el símbolo GPM y es un
factor importante que debe ser conocido principalmente en sistemas de captación y
transporte de gas (para su eliminación) así como en plantas de gasolina natural (para su
recuperación). De todos 1os componentes químicos que intervienen en el gas natural, se
asume que solo el Propano y compuestos mas pesados son totalmente recuperados como
líquido, aunque esto no ocurre en la práctica.
Por otro lado, el Metano y Etano permanecen en estado gaseoso por lo que no se
consideran al calcular el contenido de líquidos, GPM, del gas'. Si se han determinado
todos 1os compuestos químicos de un gas con sus respectivos porcentajes de
participación en la mezcla, 1os GPM pueden calcularse con la siguiente ecuación
siempre y cuando se conozca la densidad líquida de cada componente )17(
FÓRMULA Nº- 6: Contenido del líquido del gas natural.
19.7
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
64
Donde:
GPM : Galones de líquido por cada 1000 SCF de gas natural.
Yi: Fracción molar del componente " i " de la mezcla de gas.
Mi: Peso molecular del componente " i " de la mezcla de gas.
(Pl) i: Densidad líquida del componente " i “del gas; lb, / ft3.
La importancia del calculo del contenido liquido del gas natural en un sistema de
captación radica en el hecho de que permite dimensionar correctamente las unidades
destinadas a la separación de 1os componentes mas pesados de la mezcla de gas, es
decir 1os "scrubbers", 1os mismos que son indispensables para asegurar solo flujo de
gas en la succión del compresor.
- Contenido de vapor de agua del gas natural.
El contenido de vapor de agua de un gas natural es un parámetro que depende de su
composición y se refiere a la cantidad de agua en estado de vapor que puede admitir
dicho gas bajo determinadas condiciones de presión y temperatura.
FÓRMULA Nº- 7: Contenido de vapor de agua
47452
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
65
Donde:
Yw: Fracción molar del vapor de agua del gas natural.
W: Contenido de vapor de agua del gas a ciertas condiciones de presión y temperatura.
3.7. FORMACIÓN Y CONTROL DE HIDRATOS.
FIGURA N°-9: Hidratos
Fuente: Adsorption Engineering
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
3.7.1. Formación de hidratos.
Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como cristales, tomando apariencia
de nieve, éstos se producen por una reacción entre el gas natural y el agua y su
composición es aproximadamente un 10% de hidrocarburos y un 90% de agua. Su
gravedad específica es de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos
líquidos.
66
La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría el gas
por debajo de la temperatura llamada "de formación de hidratos" )18( .
3.7.2. Condiciones para la Formación de Hidratos.
CONDICIONES PRINCIPALES:
• Baja Temperatura
• Alta Presión
• Gas con agua libre o cerca del punto de Rocío.
CONDICIONES SECUNDARIAS:
• Alta Velocidad
• Cualquier Agitación
• Pulsaciones de Presión
• Introducción de Cristales de Hidrato.
3.7.3. Implicaciones Industriales de la Formación de Hidratos.
• El Agua (principalmente) es el causante en la formación de hidratos, este junto a otras
combinaciones de metano cristalizan a temperatura moderadamente bajas y pueden
causar problemas por el taponamiento de tuberías y equipos.
• La presencia del agua ocasiona graves efectos en las líneas de transporte de equipos
que se encargan en el procesamiento y manejo del gas natural.
67
• Con la disminución de la temperatura del gas, el vapor de agua se condensa y queda
depositado en las secciones de flujo de menor elevación, donde el área de flujo se
reduce y la capacidad de transporte es menor.
• Con la disminución de la temperatura y aumento de presión, el agua reacciona con los
ácido y se cristaliza formando hidratos.
Esta mezcla entre agua-ácido resulta ser corrosivo, y es necesario separar el agua del
gas natural, ya que poco a poco se ira consumiendo la tubería.
FIGURA N°-10: Moléculas para la formación de hidratos.
Fuente: Adsorption Engineering
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
68
3.7.4. Control de Hidratos.
En aquellas situaciones donde los cálculos predicen la formación de hidratos, ello puede
evitarse removiendo el agua del gas o del líquido antes del enfriamiento de los
hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas
mediante el uso de un inhibidor que se mezcle con el agua que se ha condensado.
Las plantas de procesamiento de gas, cuyo objetivo es recuperar LGN (Líquidos del gas
natural), utilizan normalmente procesos a bajas temperaturas.
En estos casos, es necesario deshidratar el gas natural para que la planta pueda operar
sin peligro de formación de sólidos; la profundidad de la deshidratación dependerá del
nivel de la temperatura del proceso, la cantidad de agua permisible será de menos de
una libra por MM pcnd.
Para lograr deshidratar un gas a ese nivel, suelen emplearse procesos de adsorción. En
esos casos se utiliza las mallas moleculares para remover el agua del gas natural.
En la industria se utilizan lechos fijos de desecantes para deshidratar gas, deshidratantes
típicos son la Sílica gel, Alúmina activada y los tamices moleculares. La regeneración
del sólido se lleva a cabo calentándolo por medio de una resistencia eléctrica o haciendo
pasar gas caliente a través del lecho.
69
Un deshidratador de lecho fijo, generalmente, tiene por lo menos dos recipientes llenos
de desecante Mientras uno de ellos está en adsorción el otro está en regeneración, en
otras palabras, es un proceso continuo.
3.7.5. Motivos para Evitar la Formación de Hidratos.
• Prevenir el taponamiento de tuberías de transmisión o de procesos fríos.
• Prevenir la corrosión de la tubería.
• Obtener el punto de rocío requerido para la venta de Gas (7 Lb/MMPC)
3.7.6. Tratamiento Correcto para Prevenir la Formación de Hidratos.
La formación de hidratos se elimina mediante reacciones químicas y físicas en procesos
de “absorción y adsorción”.
Corriente de glicol o en lecho fijo de Cloruro de calcio.
El tipo de glicol depende especialmente de la temperatura del gas a deshidratación.
Cuando la temperatura es mayor a -20°F se utiliza el etilenglicol.
Cuando la temperatura es mayor a 20°F se utiliza Dietilenglicol.
Cuando la temperatura es mayor a 150°F se utiliza trietilenglicol.
Proceso de adsorción en un lecho fijo de bauxita, silicogel o separadores moleculares
sintéticos, que es el enfoque de este trabajo.
Otros procesos pueden ser los separadores y los depuradores cuyo objetivo principal es
separar el gas del agua y otros contaminantes, con el fin de optimizar su procesamiento
y comercialización.
70
EJEMPLOS
¿Cuánta Agua puede contener un Gas natural (por ejemplo: Metano) a 100 ºF y 2000
lpca?
FIGURA N°-11: contenido de agua.
Fuente: Universidad del Oriente (Venezuela)
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
Aproximadamente: 38 libras de Agua por MMPCN
CAPÍTULO IV
71
CAPÍTULO IV
4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO )19( .
4.1. ALCANCE GEOGRÁFICO.
El Complejo Industrial Shushufindi se encuentra ubicado en la Región Amazónica
Ecuatoriana, en la Provincia de Sucumbíos, Cantón Shushufindi, al Sur oriente de la
ciudad de Nueva Loja. La Estación Secoya constituye también parte del CIS (ya que en
ella se capta el gas que va hasta la planta ubicada en Shushufindi) y se localiza al norte
del mismo. Su acceso se lo realiza por medio de la vía Nueva Loja – Dureno – Pacayacu
– Secoya. El Complejo ocupa una extensión de 45 ha; las coordenadas de los vértices
del área de implantación del CIS. Como parte del CIS se considera la Planta de Gas
Secoya, que está ubicada en el Cantón Lago Agrio, Parroquia Pacayacu y cuyas
coordenadas son 322980 E - 1539 N.
4.2. ESQUEMA DE INDUSTRIALIZACIÓN.
El Complejo Industrial Shushufindi, propiedad de PETROINDUSTRIAL, filial de
PETROECUADOR, está constituido por las siguientes unidades operativas:
TABLA N°- 6: Unidades operativas de gas.
Unida Operativa Capacidad
Planta de Gas 708,00m³/día
Planta de Gas Secoya 5MMPCS/D
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
72
La unidad de interés es la Planta de Gas, la misma que es alimentada de carga desde
diferentes estaciones de captación; Para el gas del CIS se ha elegido un proceso cuyas
etapas principales son: Refrigeración con propano intercambiador de calor y de
destilación, calculado para recuperar el 93.2% de propano, el 98.2% de isobutano, el
98.7% de los butanos normales y esencialmente todo lo perteneciente a la fracción C5+.
El gas y los líquidos son primeramente deshidratados y después enfriados por
intercambio de calor con gas residual frio proveniente de la parte alta del separador frio.
El líquido condensado durante el enfriamiento del gas de entrada es extraído y enviado
al desetanizador. El gas restante es enviado al sistema de gas residual.
El caudal de diseño de gas de entrada es 708.000m³/d a 38.6kgr/cm2 (550psig) de
presión y 49°c de temperatura con un peso moléculas de 30.05.
El caudal liquido es 1970 l/min (50.5 gpm) con un peso especifico de 0.56.
4.3. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y PROCESOS.
4.3.1 PLANTA DE GAS DE SHUSHUFINDI.
La planta fue inaugurada en Febrero de 1984, está capacitada para dar tratamiento a un
caudal de diseño de 708.000 m³/día (25.000 MSCF/D), a 38,6 Kg/cm² (550 psi) de
presión y 49°C de temperatura (Peso Molecular del gas = 30,05).
73
La planta ha sido sometida a dos ampliaciones:
• La primera comprendió el montaje de compresores de alta potencia en la
Estación de Secoya y la construcción de gasoductos, en una extensión de 42 Km,
para captar y transportar el gas y los licuables que se producen en Secoya y
enviarlos a la planta de Shushufindi para su procesamiento. Esta etapa entró en
operación en julio de 1990 y las obras permitieron el incremento de la
producción de gas licuado de petróleo, hasta alcanzar las 220 toneladas métricas
diarias de GLP.
• La segunda etapa entró en operación en Marzo de 1992 y contempló la
ampliación de la planta de gas para procesar 500 toneladas métricas diarias de
gas doméstico, utilizando como materia prima el gas natural de los campos
petroleros Libertador, Secoya y Shushufindi.
El gas producido se transporta a través del Poliducto Shushufindi – Quito, de donde se
lo distribuye para su consumo como combustible doméstico o industrial.
El gas y líquidos son primeramente deshidratados y luego enfriados por intercambio de
calor con gas residual frío proveniente de la parte del separador frío y propano
refrigerante en un enfriador de gas. El líquido condensado durante el enfriamiento del
gas de entrada es extraído al sistema de gas residual.
74
El sistema de tratamiento y producción de GLP consta de las siguientes etapas:
• Captación del gas de carga,
• Pre-enfriamiento de la carga,
• Deshidratación,
• Refrigeración con propano,
• Destilación fraccionada.
75
4.3.2. Diagrama de flujo de la planta de gas Shushufindi.
A continuación tenemos dos diagramas de flujo de la planta del CIS.
Fuente: PETROINDUSTRIAL
Elaborado por: PETROINDUSTRIAL
76
Fuente: PETROINDUSTRIAL
Elaborado por: PETROINDUSTRIAL
77
4.4. CAPTACIÓN DEL GAS DE CARGA.
El gas asociado que sale desde los separadores de producción de petróleo en las
estaciones de PETROPRODUCCIÓN y que normalmente fluye hacia la tea, es captado
y comprimido en compresores, a saber:
• En las Estaciones Shushufindi Centro, Norte y Sur, existen en cada una tres
compresores Ingersoll Rand movidos por motores Waukesha, de 5 MMPCS/D de
capacidad y que comprimen desde 25-30 psi hasta alrededor de 600 psi, para ser
transportado por líneas de 6” hasta la planta. Los condensados que se producen por la
compresión del gas son recogidos en tambores y bombeados por líneas de 2”, 3” y 4”
hasta la Planta de Shushufindi.
• En la Estación Secoya existen tres compresores, dos unidades de membranas para
remoción del CO2 y una planta modular que procesa la carga y la despoja del gas
residual, enviando la mezcla GLP y GN hacia Shushufindi para ser separada en esa
planta. A carga completa la planta de Secoya puede producir 45 gpm de licuables.
• En la Estación Limoncocha existen dos compresores de 1,1 MMPCS/D de capacidad
cada uno, igualmente hay un sistema de bombeo de condensados.
• En las Estaciones Aguarico, Atacapi y Parahuacu, hay un compresor de 1,1
MMPCS/D de capacidad cada uno y sistema de bombeo de licuables.
• En la estación Suroeste hay una Unidad de Recuperación de Vapores (URV), que
capta el gas sin presión que se obtiene por las botas de los tanques de almacenamiento
de crudo. Estas unidades también hay en las Estaciones Secoya, Norte, Centro y Sur.
78
Todas las líneas que transportan la carga hacia la planta, tienen en su entrada al proceso
una válvula de cierre manual y una válvula anti-retorno, cada una posee una porta-
platina para medición de caudal, con un registrador local, adicionalmente cada línea de
líquidos tiene un medidor másico y están protegidas contra sobre-presiones por válvulas
PSV.
Con la finalidad de reducir el arrastre de agua en las corrientes de carga, se ha dispuesto
de un sistema de pre-enfriamiento tanto para el gas como para los líquidos.
4.4.1. Pre-enfriamiento de la carga.
Pre-enfriamiento de la corriente de gas.
El flujo de gas de entrada se enfría en el GE-00.01, lado carcaza, éste es un
intercambiador tipo AES con 271 m² de área de intercambio. Con un diámetro de
carcaza de 96,5 cm, tubos de 1” y 4,88 m de longitud.
Como medio de enfriamiento se utiliza agua proveniente de la torre de enfriamiento que
fluye por el interior de los tubos a una temperatura de 32 ºC para salir a 38 ºC.
El gas se enfría desde 49 ºC hasta 38ºC.
Posteriormente la corriente de gas es enfriada en el lado carcaza en el intercambiador
GE-00.02, del tipo BKU, con un área de 30m² de intercambio, tubos de 1” y 2,44 m de
longitud. El diámetro de la carcaza es de 73,7 cm y el diámetro del haz de tubos es de
45,7 cm.
79
FIGURA N°- 12: Proceso de enfriamiento de gas.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
80
Aquí el gas se enfría desde 38 ºC hasta 27 ºC. El medio refrigerante es el propano
proveniente del tanque igualador de presiones GV-16.17 e ingresa al lado carcaza a una
temperatura de 8 ºC el vapor se envía al tanque economizador GV-16.16. El propano
en el intercambiador es controlado por nivel, presión y temperatura.
La corriente de gas desde este intercambiador es enviada al separador de entrada GV-
16.01.
Pre-enfriamiento de la corriente de líquido.
Con el mismo propósito de eliminar agua en las corrientes, el líquido es enfriado contra
la corriente de gas residual en el intercambiador GE-00.03 A/B, que es del tipo AFS,
con un área de intercambio de 52 m². Dos carcazas en serie de 43,2 cm de diámetro,
tubos de 1” y 4,88 m de longitud.
El gas residual de enfriamiento proviene del intercambiador gas-gas GE-15.01, ingresa
a 15 ºC y sale a 40 ºC. La corriente de líquidos se enfría desde 49 ºC hasta 27 ºC.
Separador de gas de entrada GV-16.01.-Las corrientes de gas y líquidos preenfriadas
ingresan al separador de entrada, que es un recipiente horizontal a presión de 72” de
diámetro y 24 pies de longitud.
Su función es separar las corrientes mezcladas: gas, hidrocarburo líquido y agua por
una bota, que drena por nivel al pozo quemador.
81
El recipiente cuenta para su protección con una válvula de seguridad con un set de 50
kg/cm², su presión de operación es de 38,6 kg/cm² y una temperatura de 27 ºC.
Esta temperatura permite mantener en forma líquida la fracción propano (componente
principal del GLP), evitando su pérdida en la corriente de gas residual (combustible).
4.4.2. Proceso de la planta.
El proceso de la planta es criogénico, utilizando para el enfriamiento la expansión del
propano (proceso Joule Thompson), con lo cual se consigue temperaturas de – 42 ºC.
Calculado para recuperar el 93,3 % de propano, el 99,7% de isobutano, el 99,2% de
butano normal y esencialmente toda la fracción C5+.
El caudal de diseño de gas de entrada es de: 708.000 Nm³/d (25 MMSCFD) a 38,6
Kg.r/cm² (550 psi) de presión y 49 °C de temperatura, con un peso molecular de 29,67.
El caudal de diseño para líquidos es: 165 GPM, con un peso específico de 0,528 a 38,6
Kg/cm² (550 psi) de presión y 49 °C de temperatura.
Los hidrocarburos líquidos son bombeados desde el separador de entrada bajo control
de nivel a los deshidratadores de líquidos.
Mientras que el gas pasa por un filtro separador y es enviado a los deshidratadores de
gas.
82
El filtro separador de gas GL-21.01, manufacturado por Pearless Manufacturing
Company, tiene como función la limpieza final de partículas líquidas y sólidas para
proteger más adelante a los tamices moleculares de los deshidratadores.
Es un recipiente vertical de 24” de diámetro y 104” de altura. Tiene 8 elementos
filtrantes y reemplazables de fibra de vidrio.
Cualquier acumulación de líquido es enviada por control de nivel al pozo quemador. En
caso de alto nivel, el filtro posee un interruptor de cierre por alto nivel que para la
planta.
Un indicador de presión diferencial colocado entre los elementos de filtrado nos indica
el ensuciamiento de los elementos filtrantes, y por tanto que es tiempo de cambiar los
mismos.
El Separador de fases GV-16.22, es un recipiente vertical de doble compartimiento,
cada una de las cuales cuenta con un sistema automático de drenaje al pozo quemador.
Contiene elementos filtrantes y maneja un flujo de 50 GPM.
Su construcción es de iguales características que el Separador de fases GV¬16.23, pero
este último tiene una capacidad de 150 GPM, considerando los 50 GPM condensados en
el tren de pre-enfriamiento.
83
Por estos separadores de fases fluyen los líquidos bombeados por las GP-17.13/14 desde
el separador de entrada rumbo a los deshidratadores.
Las bombas operan a las condiciones del separador de entrada (38,6 kg/cm² de presión y
27°C de temperatura), descargan a 42 kg/cm² y a un caudal de 150 GPM.
4.4.3. Deshidratación.
Los sistemas de deshidratación para gas y líquidos se basan en el mismo principio, y
solo difieren en la forma de operar cada uno, en los anexos 1 y 2 podemos ver la
secuencia del proceso.
En el sistema de deshidratación de gas, se utiliza el sistema de doble lecho de tamices
moleculares. Mientras que en la deshidratación de líquidos se cuenta con un sistema de
dos doble lechos.
El doble lecho significa que mientras el uno está deshidratando la corriente, el otro está
regenerando.
El agua retenida en la estructura molecular del tamiz durante el proceso de secado, es
expulsada en el proceso de regeneración.
El gas que ingresa debe ser deshidratado hasta el punto de rocío más bajo posible,
debido a las bajas temperaturas que será sometido en el intercambio de calor.
84
Las válvulas de deshidratación están controladas por un contador de tiempo y son
conmutadas automáticamente, de forma que las corrientes de gas y líquidos enviados al
proceso estén siempre secos.
La regeneración del tamiz se efectúa reciclando gas residual calentado a 250 °C en el
horno de baño de sal, en sentido contrario del seguido por el secado. Mientras que la
deshidratación se realiza a 38 kg/cm², la regeneración se efectúa a 29,5 kg/cm².
Los Deshidratadores de gas GV-16.02/03, han sido dimensionados para que cada uno
pueda tratar el volumen total de la carga. Están rellenos con tamiz molecular, que es un
material absorbente sintético, del tipo silicato de aluminio cristalino de gran superficie
de absorción, que retienen el agua en sus microporos. Mientras la una torre está
deshidratando, la otra está regenerando.
Cuando el lecho ha sido regenerado, debe ser enfriado. Para este propósito se gobierna
con un contador de tiempo, haciendo que la corriente de gas residual no pase por el
horno y permitiendo que el gas seco y frío fluya por el lecho de tamiz.
85
FIGURA N°- 13: Proceso de deshidratación del gas.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
86
El agua extraída del lecho es arrastrada por el gas de regeneración caliente, que pasa por
un aero enfriador, para condensar y separarse en un scrubber. Esta agua bajo control de
nivel es enviada al pozo quemador y el gas seco es reciclado al sistema de gas residual.
El período de deshidratación del gas de entrada está fijado en seis horas. La corriente de
gas deshidratado pasa por un filtro de polvo antes de ingresar a los intercambiadores.
Los Deshidratadores de líquidos GV-16.05 (GV-16.26); GV-16.06 (GV-16.27), en
realidad son cuatro, pero operan la 05 con la 26 como una sola, y la 06 con la 27 como
otra. En forma similar a lo que acontece con los deshidratadores de gases, la
deshidratación y la regeneración de líquidos operan a diferentes presiones. Mientras el
un par de torres (de 50 y 150 GPM) deshidratan, el otro par regenera.
Existe un control electrónico, para dar preferencia a la deshidratación de gas, mientras
esto ocurre no puede iniciar la regeneración del lecho de líquidos.
En la deshidratación de líquidos, además de llevarse todos los ciclos que ocurren en la
de gas, se aumentan los ciclos de drenaje y llenado de las torres.
El líquido drenado de las torres que van a regenerar, se acumula en dos recipientes
horizontales: GV-16.28 y GV-16.19 como se puede apreciar en el anexo 3, desde aquí
con una bomba de pistón Texsteam PM-17.09 se recicla a los deshidratadores.
El líquido deshidratado desde los lechos de tamiz, pasa por un filtro de polvo, para
eliminar partículas sólidas y preservar a los intercambiadores de placas.
87
El gas de regeneración que arrastra el agua retirada de las corrientes en los tamices es
enfriado por aire en el AC-19.01, fabricado por Cuellar Engineering & Manufacturing
Company, con dos ventiladores de 54 de 4 palas movidos por motores eléctricos de 3
HP. Desde el ventilador el gas de regeneración enfriado va al depurador GV-10.04,
depósito vertical de 12” de diámetro con mirilla de nivel, aquí se separa cualquier
líquido condensado y es enviado bajo control de nivel automático al pozo quemador.
Mientras el gas separado vuelve al colector de gas residual.
Calentador de gas de regeneración HT-14-01, es un calentador horizontal de baño de sal
de Smith Industries, con cuatro quemadores a gas y cuatro tubos de humo de 14”
sumergidos en la sal. Cada quemador tiene un piloto que se enciende por medio de una
chispa de bujía desde un panel local de control.
El calor del gas combustionado a su paso por los tubos de humo, transfiere el calor al
baño de sal y éste a su vez transfiere el calor a los dos serpentines: por el que circula el
gas de regeneración de gas de 3” y serpentín de 16 vueltas; y, por el que circula de gas
de regeneración de líquidos de 2” y serpentín de 6 vueltas.
El horno posee para su protección varios disparos, tales como detector de falla de flama,
baja presión de gas combustible, por activación del ESD (cierre emergente de la Planta),
por alta temperatura en el baño de sal.
88
4.4.4. Refrigeración de gas y líquidos.
Después que las corrientes de gas y líquidos han sido deshidratadas, éstas se combinan y
se vuelven a dividir en dos corrientes: la primera el 32% de la corriente de gas y el 8,2%
de la corriente de líquidos, fluyen a través del intercambiador gas-gas GE-15.01, de
placas de aluminio tipo radiador de gran transferencia de calor (3.140.000 BTU/HR),
fabricado por Sumitomo Precisionn Products Company.
La temperatura de la corriente gas-líquido desciende desde +28 ºC hasta -27,3 ºC.
Mientras que la temperatura del gas residual de la planta pasa de -35,6 ºC hasta + 15 ºC.
El volumen restante de las corrientes ingresa al intercambiador gas-líquido GE-15.02,
de placas de aluminio y con una transferencia de calor de 8.548.000 BTU/HR.
La temperatura de la corriente desciende de + 28.3 °C hasta - 30 °C, mientras que la
temperatura del líquido que alimenta al desetanizador aumenta de -40 °C + 18 °C.
Por tanto el intercambiador gas-líquido actúa también como precalentador de la carga
del desetanizador.
89
FIGURA N°-14: Separador frío.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
90
Las líneas de salida de los intercambiadores GE-15.01 y GE.15.02, se juntan y pasan a
través del enfriador refrigerado por propano GE-15.03, en su camino hacia el separador
frío. La corriente de gas-líquido desciende de -28 °C a -40 °C. El GE-15.03 es un
intercambiador de tubos y carcaza tipo BKS, con un área de transferencia de 248 m²,
con tubos de 1” de 4,88 m de longitud, un diámetro de haz de tubos de 94 cm.
El propano refrigerante es alimentado al intercambiador desde el economizador GV-
16.14, a una presión de 74 psi y a 8 °C.
La corriente luego circula por el separador frío GV-16.07, que es un recipiente
horizontal a presión. Su función es separar el gas residual no condensado de los
líquidos y proporciona la carga al desetanizador.
El separador frío opera a 37,6 Kg/cm² de presión y a -40 °C de temperatura. Desde este
recipiente el gas se junta con el gas proveniente del acumulador de reflujo del
desetanizador y pasan por el intercambiador gas-gas y forman la corriente de gas
residual de la Planta.
4.4.5. Destilación fraccionada.
La corriente líquida proveniente del tanque frío, después de ser calentada en el
intercambiador gas-líquido, es enviada al calentador de alimentación del desetanizador
GE-15-11, que es un intercambiador tipo AES con un área de transferencia de 72,5 m²,
tubos de 1”, longitud de 4,88 m, la carcaza tiene un diámetro de 55,9 cm, en donde fluye
91
propano caliente desde los condensadores. La carga líquida se calienta de 15,7 °C a 32,7
°C, mientras que el propano se enfría de 52 °C a 36 °C.
El propósito de este intercambiador es mantener la temperatura de la carga entre 32 y
36 °C, evitando la desetanizadora se inunde en el fondo (a bajas temperaturas) o en el
domo (a altas temperaturas), se une con la corriente de líquido saliente del deshidratador
(150 GPM) que no entró al tren de enfriamiento.
La alimentación del desetanizador tiene una temperatura de 32 °C, una presión de 32
kg/cm² y un flujo a máxima carga de 44.401 Kg/h.
El desetanizador GV-16.09, es una torre de destilación vertical de 84 pies de alto con
dos secciones, la inferior de 44 pies y de 66” de diámetro, mientras que la superior de
38 pies y 42” de diámetro. Este equipo construido por Master Tank Company, está
dotado de 32 platos de la Koch Engineering Company.
Los 17 platos de cabeza de 42”, son de paso único y los 19 platos de cola de 66”, son de
doble paso. Los platos están construidos de acero al carbono, calibre 10 con tapas
(válvulas de borboteo) de 2” de diámetro. Los platos superiores tienen 69 tapas,
mientras que los inferiores tienen 72 tapas por bandeja.
La función de desetanizador es separar, por fraccionamiento, el metano y etano de los
demás componentes pesados tal como muestra la figura 15 y mirar anexo 6.
92
FIGURA N°- 15: Desetanizador.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
93
La alimentación a la torres se hace por el plato 19. Los gases del domo son enfriados en
3 intercambiadores, los GE-15.04 A/B, que son de placas de aluminio y el GE-15.04 C
que es un intercambiador de tubos y carcaza de tipo BKU. Los A y B operan en
paralelo, y el C actúa como reserva. Estos vapores son condensados y depositados en el
acumulador de reflujo del desetanizador GV-16.10, que es un recipiente horizontal de
42 pies de diámetro por 10 pies de largo, desde donde son alimentados como reflujo a la
parte superior de la torre. La temperatura de la parte superior del desetanizador es de -
19 °C.
El nivel del acumulador se controla desviando mayor o menor cantidad de gases de
cabeza por los enfriadores GE-15.04 A y B de placas de aluminio además del
condensador de tubos y carcaza GE-15.04 C. El líquido de reflujo se bombea a la torre
mediante las PM-17.03 y 04. Centrífugas de marca Union Pump Co. movidas por
motores eléctricos de 5 HP.
El líquido del fondo del desetanizador no debería contener etano, para poder eliminarlo
y enviarlo a la corriente de gas residual, se calientan los fondos con aceite térmico en
los rehervidores del desetanizador, GE-15.05 A/B, fabricados por Miller Exchangers y
son calderas tipo intercambiador de tubos y carcaza, tipo BKU con un diámetro de 104”.
Al final de los tubos existe un rebosadero que sobresale del haz de tubos, el líquido que
se derrama es enviado a continuar el fraccionamiento en el debutanizador.
Los fondos del desetanizador van por control de nivel al debutanizador GV-16.11 y
depropanizador GV.16.24. La mitad de los fondos del desetanizador, según diseño 161
94
GPM con un peso específico de 0,401, a 113 °C, entran por el plato 19 del
debutanizador GV-16.11, que es un recipiente vertical de 48” de diámetro por 75 pies de
altura; tiene 33 platos Flexitrays de paso único construidos por la Koch Engineering
Company.
La función del debutanizador es separar por fraccionamiento, el propano y el butano de
los demás componentes de mayor peso molecular, contenidos en la alimentación de la
columna. El butano presente en los fondos con la corriente de gasolina, deberá ser
mínimo.
Los vapores de propano-butano salen de la cabeza del debutanizador, se condensan en el
enfriador de aire AC-19.07 movidos por dos motores eléctricos de 15 HP, de la Cuellar
Engineering Co. y en el intercambiador de tubos y coraza tipo AES de 78 m² de área de
transferencia enfriado por agua GE-15.09.
El condensado se deposita en el acumulador de reflujo del debutanizador GV-16.12, es
un recipiente horizontal de 36” de diámetro y 8 pies de longitud, y proporciona la
succión a las bombas de reflujo PM-17.05 y 06, centrífugas verticales de Union Pump
Company, tipo VLK, movidas por motores eléctricos de 15 HP, para un caudal de 137,6
gpm. El exceso de líquido constituye la producción de propano-butano, que es enviado
al enfriador de producto GE-19.08 y luego a almacenarse en las esferas de GLP en la
siguiente figura16 se muestra el proceso del debutanizador o para mas comprencion ver
anexo 7.
95
FIGURA N°- 16: Vista general de la función del debutanizador.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA – CIS, 2009
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana
96
Los fondos del debutanizador son calentados en el reherbidor GE-15.06, caldera del tipo
tubos y carcaza fabricado por Miller Exchangers, tipo BKU, con un diámetro de 70” y
dos pasos de tubos en “U”, al final de los tubos hay un rebosadero, desde esta zona los
líquidos rebosados son extraídos bajo control de nivel y enfriados en el enfriador de aire
AC-19.04, para luego ser almacenados en los tanques de techo flotante como gasolina
natural.
La depropanizadora GV-16.24, tiene como función exactamente lo mismo que la
debutanizadora ver anexo 8, pero además permite realizar corridas de propano, con un
mejor control de variables.
A esta torre llega la otra mitad de la carga procedente del desetanizador. Su
construcción es a espejo de la debutanizadora.
Control.-Todo el proceso de la Planta es monitoreado y controlado por un sistema
inteligente Foxboro alojado en el cuarto de control, donde existen dos monitores en
serie, si uno falla opera el alternante además de existir una pantalla para la medición de
niveles de tanques y esferas. En el mismo cuarto de control se aloja el centro de control
de motores eléctricos (MCC).
4.5. TANQUERÍA Y ESFERAS DE ALMACENAMIENTO EXISTENTES.
Para el almacenamiento de los diferentes derivados, el área del CIS cuenta con la
infraestructura que se describe a continuación, las mismas que se encuentra dentro de
cubetos de contención debidamente impermeabilizados.
97
4.5.1. Planta de gas – capacidad de almacenamiento.
4.5.1.1. GLP.
Para el almacenamiento de GLP se cuenta con cuatro esferas de 1350 m³ de capacidad
cada una; con líneas de salida, entrada y de equilibrio. En cada una de ellas existe una
válvula de cierre manual, una válvula de cierre automático, una válvula (on-off)
activada por aceite a presión desde un panel cercano.
Cada esfera posee un hongo de enfriamiento por agua en la parte superior, venteo y
válvulas de seguridad ajustadas a 17 kg/cm². Así mismo poseen un indicador de
temperatura y de presión y el sistema de medición es HTG (Rousemont), cuyos datos
son enviados al panel de control central.
Las esferas están protegidas por un pararrayos común, y están comunicadas con una
envasadora de cilindros y con el Poliducto Shushufindi-Quito. Situados
estratégicamente alrededor de las esferas existen monitores de agua contra incendio )20(
98
FIGURA N°- 17: Esferas.
Fuente: PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA - CIS
Elaborado por: MUÑOZ, Viviana.
CAPÍTULO V
99
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
Una vez realizado este trabajo se determinó lo siguiente:
5.1. CONCLUSIONES.
En la deshidratadora de gas se eliminó el excedente de agua presente en la corriente
gaseosa hasta cumplir con las especificaciones de calidad mínima de 4 libras de agua
por MMscf o máximo de 7 libras de agua MMscf para su venta.
Con el proceso de Adsorción con Tamices Moleculares se eliminó de manera óptima el
agua, evitando la formación de hidratos, los mismos que pueden generar taponamiento
de válvulas y tuberías.
El gas que ingresó a la planta de gas fue deshidratado hasta un punto de rocío más bajo
posible, ya que este gas es sometido a bajas temperaturas que podrían causar daños en
los intercambiadores de calor.
Se comprobó que de una buena regeneración depende la salida del agua en forma de
vapor de la deshidratadora.
100
5.2. RECOMENDACIONES.
Se recomienda realizar la regeneración del tamiz reciclando gas residual y calentarlo a
250 °C en el horno de baño de sal.
Se recomienda verificar mediante análisis de laboratorio que el gas esté libre de trazas
de crudo, ya que los tamices envejecen y el agua no se impregna.
Se recomienda seguir las condiciones operacionales de presión del fabricante de los
tamices moleculares, ya que una sobre presión puede reducir los tamices a polvo, para
prevenir esto es necesario colocar un regulador de aire para controlar la presión.
Se debe controlar todo el tiempo de deshidratado que es de 8 horas, para dar paso a la
regeneración y los tamices no se saturen de humedad.
101
CITAS BIBLIOGRÁFICAS.
(1). Richard S. Kraus. PETRÓLEO: PROSPECCIÓN Y PERFORACIÓN, páginas
número 11-15.
(2). Tomo de publicación PDVSA Gas Natural, páginas número 48-56
(3). RESOL YPF Ecuador SA, Comportamiento cualitativo de fases, página número
19
(4). Richard S. Kraus. PETRÓLEO: PROSPECCIÓN Y PERFORACIÓN, página
número 17.
(5). AGNCHILE, Gas natural 2003, página número 5-10.
(6). Abdel , Manual de Deshidratación del gas, 2001, página número 63.
(7). Gas Processors Suppliers Association 1995, página número 171.
(8). H.Dale Beggs. MANUAL. “Gas production operations”, página número 31
(9). Motozuki Suzuki profesor del Instituto de ciencias de la industria, Universidad
de Tokyo, Tokyo 1. MANUAL. “Adsorption Engineering”, editorial KODANSHA
LTD., Tokyo 1990 página número 240-249.
(10). Azocar B, Luís E, Gómez Z, Procesos de Adsorción con Tamices Moleculares,
página número 62.
(11). Azocar B, Luís E, Gómez Z, Procesos de Adsorcion con Tamices Moleculares,
página número 86.
(12). Azocar B, Luís E, Gómez Z, Procesos de Adsorción con Tamices Moleculares,
página número 97.
(13). Azocar B, Luís E, Gómez Z, Procesos de Adsorción con Tamices Moleculares,
páginas número 101-111.
102
(14). ASHFORD FRANK, Fundamentos y Aplicaciones de la Ingeniería de Gas,
Primera y Segunda Parte Cambell 2006, página número173.
(15). ASHFORD FRANK, Fundamentos y Aplicaciones de la Ingeniería de Gas,
Primera y Segunda Parte cambell 2006 páginas número 211.
(16). Rommel Javier Alvarado Torres, Captación de Gas del Campo Guanta y su
Utilización como Combustible para las Turbinas " Ruston " de Lago Agrio página
número 81.
(17). Azocar B, Luís E, Gómez Z, Procesos de Adsorción con Tamices Moleculares,
páginas número 131-136.
(18). Abdel , Manual de Deshidratación del gas, 2001, pagina número 312.
(19). Complejo Industrial Shushufindi. PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA
– CIS, 2009 página número 46-71.
(20). Complejo Industrial Shushufindi. PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA
– CIS, 2009 página número 92.
103
BIBLIOGRAFÍA.
• H.Dale Beggs. MANUAL. “Gas production operations”, editado en
Tulsa,Oklahoma, 1984.
• Motozuki Suzuki profesor del Instituto de ciencias de la industria, Universidad
de Tokyo, Tokyo 1. MANUAL. “Adsorption Engineering”, editorial
KODANSHA LTD., Tokyo 1990.
• Amanat U. Chaudhry. Gas Well Testing Handbook, Houston, Texas, 2003
• Complejo Industrial Shushufindi. PETROINDUSTRIAL Diagnóstico y PMA –
CIS, 2009
• Richard S. Kraus. PETRÓLEO:PROSPECCIÓN Y PERFORACIÓN.
• Abdel , Manual de Deshidratación del gas, 2001
• Azocar B, Luís E, Gómez Z, Procesos de Adsorción con Tamices Moleculares
Universidad del Oriente Maturín, Diciembre 2006
• AGNCHILE, Gas natural 2003
• ASHFORD FRANK, Fundamentos y Aplicaciones de la Ingeniería de Gas,
Primera y Segunda Parte Cambell 2006.
• VILLlALBA RODRIGO, La Industria del Gas Natural en Venezuela, Caracas,
1975.
• DEUTSCH IRVING, Tecnología del Gas Para lngenieros y Abogados, Editorial
Blume, Barcelona - Madrid, Primera Edicion, 1972.
ANEXOS
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ANEXO Nº- 1: Diagrama de la deshidratación del gas.
105
ANEXO Nº- 2: Diagrama de la deshidratación de líquidos.
106
ANEXO Nº- 3: Diagrama del gas de regeneración.
107
ANEXO Nº- 4: Pre-enfriamiento del líquido y separación del gas-líquido.
108
ANEXO Nº- 5: Clarificación de agua.
109
ANEXO Nº- 6: Diagramas del desetanizador.
110
ANEXO Nº- 7: Debutanizadora.
111
ANEXO Nº- 8: Despropanizadora.
112
ANEXO Nº- 9: Deshidratación y regeneración del gas.
