GAS NATURAL

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos, bien sea disueltos en el petrleo crudo (gas en solucin) o formando una fase gaseosa. A condiciones atmosfricas de presin y temperatura, esta mezcla permanece en estado gaseoso. El gas natural es un combustible limpio y amigable con el ambiente (ecolgico), utilizado ampliamente coma fuente de energa, como materia prima en el sector industrial y bajo diversas formas en el hogar, contribuyendo a mejorar la calidad de vida de las personas.

COMPONENTES DEL GAS NATURAL

El gas natural esta compuesto por hidrocarburos gaseosos e impurezas. Una vez eliminadas las impurezas, quedan Metano (gas), LGN y GLP (ambos lquidos).

METANO:

El gas metano es un hidrocarburo mas liviano que el aire, por lo que se dispersa mas fcilmente que en ste, no es venenoso, es incoloro e inodoro y actualmente es distribuido por PDVSA Gas, hasta los centros de consumo domestico, comerciales e industriales.

LGN, LQUIDOS DEL GAS NATURAL:

Los componentes lquidos del gas natural, etano, propano, butanos y pentanos se conocen con el nombre de LGN. Son utilizados como combustible y como materia prima en diferentes industrias.

GLP, GAS LICUADO DEL PETRLEO:

Nombre dado a la mezcla de propano y butanos, que puede ser almacenada y transportada en forma lquida en bombonas a presin. De uso domestico e industrial como combustible y como materia prima en la industria petroqumica.

TRATAMIENTO:

Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas natural, como agua, dixido de carbono, helio y sulfuro de hidrgeno. El agua se elimina con productos qumicos que absorben la humedad. El sulfuro de hidrgeno se trata y elimina en plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser comercializadas para otros fines.

PROCESO DE DESHIDRATACIN DEL GAS CON GLICOL.

Se basa en el contacto del gas con un lquido higroscpico tal como un glicol. Es un proceso de absorcin donde el vapor de agua presente en el gas se disuelve en la corriente de glicol lquido puro.

En 1937 se instalo la primera planta de dietilenglicol (DEG) y en 1947 comenz a utilizarse trietilenglicol (TEG). La performance de una unidad deshidratadora es medida por su habilidad para reducir el punto de roco del gas. En los comienzos una depresin de 60 oF (33 oC) era considerada excepcionalmente buena pero mejoras operativas hicieron que ya en 1970 se llegara a 150 oF (83 oC).

En un proceso tpico el gas hmedo pasa a travs de un (scrubber) removedor de lquidos libres. Luego, el gas ingresa al contactor e intercambia el agua con el glicol que circula en contracorriente. El agua es absorbida por el glicol y el gas deja el contactor a travs de un removedor de niebla (demister) para reducir el transporte de glicol en el gas de salida a la lnea de venta.

En las plantas LTS tambin de emplean glicoles para evitar la formacin de hidratos en los intercambiadores, las consideraciones que siguen tambin son validas para esta aplicacin.

El glicol rico (en agua) es bombeado a travs de un filtro y luego a un intercambiador glicol glicol que eleva la temperatura del glicol rico antes que ingrese al regenerador.

El glicol es separado del agua y los contaminantes de bajo punto de ebullicin en la columna del regenerador (reboiler) retenindose estos ltimos. El reboiler usualmente es del tipo tubos de fuego y funciona produciendo la temperatura requerida para alcanzar la eficiencia de remocin de agua buscada. Un acumulador almacena el glicol reconcentrado que luego pasa al intercambiador glicol glicol que reduce la temperatura a un nivel que no dae las bombas. Usualmente, antes de las bombas se intercala un filtro para remover contaminantes que cause excesivo desgaste de la bomba.

Bajo la designacin de glicoles incluimos cuatros compuestos trietilenglicol, dietilenglicol, tetraetilenglicol y monoetilenglicol. Los ms empleados en nuestro pas son el trietilenglicol (TEG) y el monoetielenglicol (MEG).

El anlisis del glicol es muy til para determinar la eficiencia operacional de la planta. Existen especificaciones que deben cumplir los glicoles y existen tambin propiedades tpicas, algunas de los cuales puedan ser comparados con los mismos glicoles en uso para observar su apartamiento. ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURALEl endulzamiento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que removerlos para llevar el contenido de estos gases cidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases cidos, porque en presencia de agua forman cidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:- Toxicidad del H2S.

- Corrosin por presencia de H2S y CO2.

- En la combustin se puede formar SO2 que es tambin altamente txico y corrosivo.

- Disminucin del poder calorfico del gas.

- Promocin de la formacin de hidratos.

- Cuando el gas se va a someter a procesos criognicos es necesario remover el CO2 porque de lo contrario se solidifica. - Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los lquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben remover antes de que los compuestos se puedan usar.

Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cinco etapasi) Endulzamiento. Donde se le remueve por algn mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables. ii) Regeneracin. En esta etapa la sustancia que removi los gases cidos se somete a un proceso de separacin donde se le remueve los gases cidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero tambin es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2). iii) Recuperacin del Azufre. Como el H2S es un gas altamente txico y de difcil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre slido o lquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformacin del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayora de las veces, para comercializarlo. iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre an posee de un 3 a un 10% del H2S removido del gas natural y es necesario removerlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remocin del H2S bien sea transformndolo en azufre o envindolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existir si existe unidad recuperadora. v) Incineracin. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola slo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, an as no es recomendable descargarlo a la atmsferay por eso se enva a una unidad de incineracin donde mediante combustin el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento. TIPOS DE PROCESOS.Los procesos que se aplican para remover H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categoras de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para removerlos. En algunos casos no hay regeneracin con recobro de azufre y en otros si. Las cinco categoras son:

- Absorcin qumica. (Procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneracin se hace con incremento de temperatura y decremento de presin.- Absorcin Fsica. La regeneracin no requiere calor. - Hbridos. Utiliza una mezcla de solventes qumicos y fsicos. El objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes qumicos en cuanto a capacidad para remover los gases cidos y de los absorbentes fsicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneracin. - Procesos de conversin directa. El H2S es convertido directamente a azufre.- Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un slido que tiene afinidad por los gases cidos. Se conocen tambin como procesos de adsorcin.Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categora puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizs el ms importante desde el punto de vista de capacidad para remover el H2S es su presin parcial. PROCESOS DE ABSORCIN QUMICA Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solucin en la cual hay una substancia que reacciona con los gases cidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solucin entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solucin y los gases cidos son reversibles y por lo tanto la solucin al salir de la torre se enva a regeneracin. Los procesos con aminas son los ms conocidos de esta categora y luego los procesos con carbonato.El punto clave en los procesos de absorcin qumica es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reaccin entre los componentes cidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reaccin para liberar los gases cidos ( bajas presiones y altas temperaturas). PROCESOS CON AMINAS El proceso con aminas ms antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los ms usados por su buena capacidad de remocin, bajo costo y flexibilidad en el diseo y operacin. Las alcanol-aminas ms usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). La Tabla 19 muestra algunas de las propiedades ms importantes de ellas.Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases cidos tienen baja presin parcial y se requieren bajas concentraciones del gas cido en el gas de salida ( gas residual). PROCESOS CON CARBONATO Tambin conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 35% por peso y a temperaturas de unos 230 F. En el proceso de regeneracin el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorcin.La mayora de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual acta como catalizador para acelerar las reacciones de absorcin y reducir as el tamao de la contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o cido brico.Para la mayora de los procesos ms comunes de endulzamiento tales como MEA, DEA, DGA y sulfinol, el primer paso en cualquier evaluacin econmica debe ser una estimacin de la tasa de circulacin del solvente en galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTU/h. Estas son variables claves que controlan los costos de capital y operacin en la mayora de los procesos de endulzamiento del gas. Los tamaos de prcticamente todos los equipos en una planta de aminas, excepto la contactora, el despojador del gas agrio y del gas dulce, estn relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular. Adems los tamaos del regenerador, el rehervidor y el condensador de reflujo estn regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solucin. DIMENSIONAMIENTOLos procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas. Una vez que se han realizado los clculos bsicos del proceso se puede proceder a determinar el tamao de los equipos. El dimetro de la contactora se basa en la presin de operacin y la cantidad de gas a tratar. Para la longitud se plantea el diseo especfico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos tericos con una eficiencia entre el 10 y el 20%, lo cual lleva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre s unas 24 pulgadas. PROCESOS DE ABSORCIN FSICALa absorcin fsica depende de la presin parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presin del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminucin de presin y aplicacin baja o moderada de calor o uso de pequeas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucin y sin que se presenten reacciones qumicas; obviamente que mientras ms alta sea la presin y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solucin.Los procesos fsicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el uso de un solvente fsico puede implicar una prdida grande de los componentes ms pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases cidos y luego su separacin no es econmicamente viable. El uso de solventes fsicos para endulzamiento podra considerarse bajo las siguientes condiciones:Presin parcial de los gases cidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentracin de propano o ms pesados baja. Solo se requiere remocin global de los gases cidos ( No se requiere llevar su concentracin a niveles demasiado bajos) Se requiere remocin selectiva de H2S.Entre estos procesos est el proceso selexol y el lavado con agua. PROCESO SELEXOL Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayora de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 10 veces la del CO2 , permitiendo la absorcin preferencial del H2S . Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinacin la literatura reporta que simultneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2.Ventajas del Selexol: Selectivo para el H2S

No hay degradacin del solvente por no haber reacciones qumicas

No se requiere reclaimer.

Pocos problemas de corrosin

El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas cido y por lo tanto tiene bajos requerimientos en tamao de equipo.

Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2. Desventajas del Selexol. Alta absorcin de Hidrocarburos. Los procesos de absorcin fsicos son ms aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos ms pesados son bastante bajos. Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC.)

Solvente mas costoso que las aminas

En algunos casos se ha presentado acumulacin de azufre en el solvente y depositacin de azufre en los equipos.

Baja remocin de mercaptanos

Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneracin.

Proceso de Lavado con Agua. Es un proceso de absorcin fsica que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones qumicas los problemas de corrosin son mnimos y el lquido usado se regenera hacindolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicacin de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases cidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos.El gas cido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre est parcialmente endulzado y se enva a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre se enva a un separador de presin intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de ste se represuriza para enviarla a un separador de presin baja donde se le remueven los gases cidos y de aqu el agua ya limpia se recircula a la torre.

PROCESOS HBRIDOSLos procesos hbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos qumicos, alta capacidad de absorcin y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes, especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos fsicos en lo relativo a bajos niveles de energa en los procesos de regeneracin.El proceso hbrido ms usado es el Sulfinol que usa un solvente fsico, sulfolano (dixido de tetrahidrotiofeno), un solvente qumico (DIPA) y agua. Una composicin tpica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composicin del solvente vara dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remocin de COS, RSR y la presin de operacin.Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reduccin de la concentracin de gases cidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remocin, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes fsicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneracin, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos qumicos.Ventajas del Sulfinol. Exhibe excelentes capacidades para la remocin de H2S y CO2. El sulfinol como la DEA tienen buena capacidad para remover gases cidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc. El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2 sin degradacin. La remocin de estos contaminantes es debida bsicamente a la presencia del sulfolano.

La remocin selectiva del H2S es posible en algunos casos especficos, especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remocin de COS, RSR o CS2. Desventajas del Sulfinol. No es un proceso comercial. Hay que pagar derechos para poderlo aplicar. El CO2 degrada la DIPA , aunque el producto resultante se puede separar en un reclaimer. Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un reclaimer que trabaja al vaco en lugar de un reclaimer atmosfrico. Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneracin se pueden presentar prdidas por evaporacin. Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorcin excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperacin de azufre. Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formacin de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y lneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160F. PROCESOS DE CONVERSIN DIRECTAEstos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidacin reduccin que involucran la absorcin de H2S en una solucin alcalina. Entre estos mtodos est el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja. PROCESO STRETFORD. Es el ms conocido de los mtodos de conversin directa y en el se usa una solucin 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relacin es una funcin del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorfico del gas.El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solucin del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentracin de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solucin permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se enva a un tanque de oxidacin, en el cual se inyecta oxgeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxgeno inyectado por el fondo del tanque de oxidacin enva el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover.Ventajas del Proceso Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos de 2PPM.

Proceso Selectivo no remueve CO2.

No requiere unidad recuperadora de azufre.

Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansin para evaporacin

El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre. Desventajas del Proceso Es complicado y requiere equipo que no es comn en operaciones de manejo.

El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es un problema; est en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho.

Los qumicos son costosos.

El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 Lpca.

Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es difcil. PROCESO DEL HIERRO ESPONJA. Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y la presin tambin. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.Es un proceso de adsorcin en el cual el gas se hace pasar a travs de un lecho de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada de Fe2O3 que tiene alta afinidad por el H2S. La reaccin qumica que ocurre es la siguiente: Fe2S3 + 3H2O (5.18)(Fe2O3 + 3H2S La temperatura se debe mantener por debajo de 120F pues a temperaturas superiores y en condiciones cidas o neutras se pierde agua de cristalizacin del xido frrico.El lecho se regenera circulando aire a travs de l, de acuerdo con la siguiente reaccin: 2Fe2O3 + 6S (5.19)(2Fe2S3 + 3O2 La regeneracin no es continua sino que se hace peridicamente, es difcil y costosa; adems el azufre se va depositando en el lecho y lo va aislando del gas.El proceso de regeneracin es exotrmico y se debe hacer con cuidado, inyectando el aire lentamente, para evitar que se presente combustin. Generalmente, despues de 10 ciclos el empaque se debe cambiar.En algunos diseos se hace regeneracin continua inyectando O2 al gas agrio. Las principales desventajas de este proceso son: Regeneracin difcil y costosa

Prdidas altas de presin

Incapacidad para manejar cantidades altas de S

Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la calidad adecuada para venderlo. Una versin ms reciente de adsorcin qumica con xido de hierro utiliza una suspensin de este adsorbente, la cual satura un lecho de alta porosidad que se utiliza para garantizar un contacto ntimo entre el gas agrio y la suspensin de xido de hierro (15). El proceso sigue siendo selectivo ya que solamente adsorbe el H2S y no el CO2, por tanto se puede usar para remover H2S cuando hay presencia de CO2; pero tiene la ventaja que en la reaccin no produce SO2.El gas proveniente de un separador gas-lquido se hace pasar por un despojador de entrada con el fin de hacerle una remocin adicional de lquido que no se pudo retirar en el separador Gas-lquido; al salir del despojador el gas est saturado con los componentes condensables y se hace pasar por un sistema de calentamiento para que cuando entre a la torre est subsaturado con tales componentes y as evitar que en la contactora el gas pueda llevar lquidos que afectaran el proceso; del sistema de calentamiento el gas entra a la contactora por su parte inferior.Luego se tiene un empaque con anillos de prolipropileno de una alta porosidad, sostenido en su parte inferior y superior por bafles horizontales de acero perforados para permitir el paso del Gas. La porosidad de este empaque es de ms del 90% y su funcin es servir como medio para que la lechada de xido de hierro y el gas establezcan un contacto ntimo. La torre adems dispone de conexiones para inyeccin de qumicos en caso de que sea necesario para mejorar el proceso y vlvulas de muestreo para verificar el nivel de lechada en el empaque.La lechada se prepara en el tanque de mezcla con agua fresca y polvo de xido de hierro en una proporcin 4 a 1 por volumen; para garantizar una buena suspensin del xido en el agua sta se recircula con la bomba por el fondo al tanque a travs de boquillas mientras se agrega el xido por la parte superior. Una vez lista la suspensin se inyecta al empaque de la torre y cuando el proceso est en marcha el gas se encargar de mantener las partculas de xido de hierro en suspensin.Adems del H2S que se le remueve al gas durante el proceso en l tambin se le retira parte del vapor de agua; de todas maneras el gas que sale de la contactora generalmente pasa a una unidad de deshidratacin. Cuando el gas empieza a salir con un contenido alto de H2S, o sea cuando la suspensin ha perdido efectividad para removerlo, se debe proceder al cambio de lechada de la siguiente manera: se cierra la entrada de gas cido al despojador de entrada, se despresuriza la torre a unas 100 lpc., se remueve la lechada gastada de la contactora a travs de una vlvula de drenaje para ello, manteniendo la torre presurizada con un colchn de gas a 100 lpc., despus de retirada la lechada agotada se despresuriza completamente la torre y se inyecta la nueva suspensin que ya se ha preparado en el tanque de mezcla. Esta operacin dura unas dos horas y para evitar parar el proceso se debern tener dos contactoras.PROCESOS DE ABSORCIN EN LECHO SECO (ADSORCIN)En estos procesos el gas agrio se hace pasar a travs de un filtro que tiene afinidad por los gases cidos y en general por las molculas polares presentes en el gas entre las que tambin se encuentra el agua. El mas comn de estos procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos autores tambin clasifican el proceso del hierro esponja en esta categora.Aunque son menos usados que los procesos qumicos presentan algunas ventajas importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficiencia del proceso no depende de la presin. Se aplica a gases con concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2. PROCESO CON MALLAS MOLECULARES. Es un proceso de adsorcin fsica similar al aplicado en los procesos de deshidratacin por adsorcin. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remocin de agua de tal forma que queda un slido poroso con un rango de tamao de poros reducido y adems con puntos en su superficie con concentracin de cargas; esto hace que tenga afinidad por molculas polares como las de H2S y H2O; adems debido a que sus tamaos de poro son bastante uniformes son selectivas en cuanto a las molculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran nmero de cargas polares localizadas llamadas sitios activos. Las molculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces inicos dbiles en los sitios activos, en cambio las molculas no polares como las parafinas no se ligarn a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrn endulzar y deshidratar simultneamente el gas. Las mallas moleculares estn disponibles en varios tamaos y se puede tener una malla molecular que solo permita el paso de molculas de H2S y H2O pero no el paso de molculas grandes como hidrocarburos parafnicos o aromticos. Sin embargo el CO2 es una molcula de tamao similar a las de H2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las molculas de H2S y agua, aunque en pequeas cantidades, y bloquear los poros. El principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua.Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es comn presiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a temperaturas entre 300 y 400 F. No sufren degradacin qumica y se pueden regenerar indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no daarlas mecnicamente pues esto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho. La principal causa de dao mecnico son los cambios bruscos de presin o temperatura cuando se pasa la contactora de operacin a regeneracin o viceversa.El uso de mallas moleculares en endulzamiento est limitado a volmenes pequeos de gas y presiones de operacin moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos de endulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el endulzamiento o deshidratacin realizado con otros procesos o para deshidratacin de gases dulces cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos criognicos.El gas agrio entra por la parte superior y sale por la inferior. El lecho se regenera circulando una porcin del gas endulzado, precalentado a una temperatura de 400-600F o ms, durante unas 1,5 horas para calentar el lecho. Cuando la temperatura del lecho aumenta, ste libera el H2S adsorbido a la corriente del gas regenerador; este gas al salir de la torre es quemado, generalmente.Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la cantidad de gas a tratar es baja; adems se pueden usar como complemento en procesos de endulzamiento y y/o cuando se requieren contenido muy bajos de agua.Las mallas moleculares se usan tambin para tratar volmenes grandes de gas pero con contenidos bajos de contaminantes cidos. Una innovacin reciente del proceso con mallas moleculares permite la remocin selectiva de H2S en presencia de CO2.Ventajas.- Son econmicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S.

- Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2.

-Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar simultneamente. Desventajas.El gas que sale de la regeneracin en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustin del proceso de incineracin. Se puede formar COS en la malla molecular por reaccin entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneracin se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio.PROCEDIMIENTO PRELIMINAR PARA SELECCIONAR UN PROCESO DE ENDULZAMIENTOSELECCIN DE PROCESOS APLICABLES Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso particular dado los procesos aplicables se reducen a 3 0 4 si se analizan los siguientes aspectos:- Especificaciones del gas residual

- Composicin del gas de entrada

- Consideraciones del proceso

- Disposicin final del gas cido

- Costos

- Especificaciones del gas residual. Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del proceso habr procesos que no podrn llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto sern eliminados. En algunos casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar su poder calorfico. La selectividad tambin es importante en casos en que la relacin CO2/H2S sea alta y se requiera hacer pasar el gas cido por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de CO2 afecta el desempeo de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante, quizs el mas, en el gas de salida.El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinacin de H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en los lquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podra implicar tratamiento de estos lquidos. CARACTERSTICAS DEL GAS A TRATAR. Este factor es determinante en el diseo del proceso de endulzamiento, algunos procesos tienen desempeos muy pobres con algunos gases de entrada y deben ser eliminados en la seleccin. En cuanto a la composicin del gas el rea de mayor importancia es la cantidad relativa de hidrocarburos pesados recuperables; algunos procesos tienen tendencia a absorber hidrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras ms pesados sean los hidrocarburos, los cuales no solo crean problemas de espumas sino que tambin afectan el proceso de recuperacin de azufre.La presin del gas de entrada tambin es un factor importante en la seleccin del proceso. Los procesos con carbonato y los de absorcin fsica requieren presiones de al menos unas 400 Lpc., normalmente de 800 Lpc., por lo tanto estos procesos no se podrn aplicar cuando se va a trabajar a presiones bajas.La temperatura del gas tambin es importante porque define la temperatura del solvente; una buena recomendacin es que la temperatura del solvente sea unos 15 20 F por encima de la del gas de entrada; pues si el solvente est ms fro que el gas de entrada habr condensacin y los siguientes problemas de formacin de espumas.La cantidad de gas a tratar define el tamao del equipo y posiblemente el nmero de plantas en paralelo cuando se manejan volmenes grandes de gas. CONSIDERACIONES DEL PROCESO La temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe evaluar antes de hacer el diseo, esto es importante en los costos de equipo y operacin. La disponibilidad del medio de enfriamiento tambin es importante por la misma razn expuesta antes. Adems la temperatura del medio de enfriamiento define la temperatura de circulacin del solvente. En zonas donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio de enfriamiento el aire pasara a ser el medio de enfriamiento a usar y esto hace que las temperaturas del solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 135 140F, lo cual impedir usar solventes fsicos pues estos funcionan mejor a temperaturas bajas. DISPOSICIN FINAL DEL GAS CIDO La disposicin final del gas cido puede ser una unidad recuperadora de azufre o incineracin, dependiendo del contenido de H2S en el gas agrio y las exigencias ambientales. Cuando se usa incineracin no es importante el contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado tornndolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta su calidad. Adems si el gas cido se va a pasar por una unidad recuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere mas presin que si se va a incinerar. COSTOS Los factores de costo que se deben tener en cuenta son:- Costos de equipo

- Costos de Potencia

- Costos de solvente

- Costos de combustible. Algunos procesos son ms eficientes que otros en cuanto a combustible, por ejemplo los de absorcin fsica y los hbridos son mas eficientes en este sentido que los de aminas.CAPACIDAD DE REMOCIN DE CIDOSLos procesos con carbonato se usan bsicamente para remover CO2 y son buenos para tratar gases agrios con contenidos altos , mayores del 20%, de gases cidos pero generalmente requieren un paso adicional de tratamiento con aminas para terminar el endulzamiento y llevar el contenido de gases cidos a los niveles exigidos de 4ppm o menos. Todos los procesos, con excepcin de los de carbonato, remueven el H2S hasta 4 ppm o menos, pero no todos remueven el CO2; el Stretford, las mallas y el hierro esponja no remueven el CO2, y el DIPA y los solventes fsicos tienen grados de remocin variables dependiendo del contenido de CO2 y del diseo.

CONSIDERACIONES DE DISEO DIMENSIONAMIENTO APROPIADO. El dimensionamiento, adems de que afecta la tasa de circulacin del solvente es importante por los siguientes aspectos: se debe evitar velocidades excesivas, agitacin y turbulencia y debe haber espacio adecuado para la liberacin del vapor. ACONDICIONAMIENTO DEL GAS DE ENTRADA. Especialmente es importante la filtracin y remocin de lquidos presentes en el gas de entrada; tanto las partculas slidas como los lquidos presentes en el gas ocasionan problemas en las plantas de aminas. Se deben remover partculas de hasta 5 micrones. SELECCIN DE MATERIALES. La mayora de las plantas de aminas son construidas con aceros inoxidables al carbono pero por las condiciones de corrosin, presin y temperatura a las que tienen que trabajar es muy comn operaciones de reposicin de piezas o partes por su estado de alteracin por corrosin al cabo de tiempos de operacin relativamente cortos. Se recomienda el uso de aceros resistentes a la corrosin con espesor de tolerancia para la misma de aproximadamente 1/8 de pulgada para los recipientes y adems monitoreo del problema de corrosin. FILTRADO DE LA SOLUCIN Es una de las claves ms importantes para el funcionamiento adecuado de una planta de aminas. Generalmente los operadores no usan filtros para evitar problemas de taponamiento, pero el hecho de que este se presente es una prueba de la necesidad de filtracin. Los filtros remueven partculas de sulfuro de hierro y otros materiales tipo lodo que tratan de depositarse en los sistemas de endulzamiento; si estos materiales no se remueven tienen tendencia a formar espumas y crear problemas de corrosin.Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la solucin siendo el promedio entre 20 y 25%; mientras mayor sea el porcentaje filtrado mejor ser la calidad de la solucin, pero se requiere mayor mantenimiento de los filtros. La cada de presin a travs del filtro se toma como referencia para el cambio del mismo. El tamao de poro del filtro puede variar desde uno hasta micrones dependiendo de las caractersticas de las partculas a remover pero una seleccin de un filtro de 10 micras es tpica y parece adecuada. PRDIDAS Y DEGRADACIN DE LAS AMINAS. Este es un aspecto importante por varias razones, entre ellas: El solvente perdido se debe reemplazar y esto representa una fraccin apreciable de los costos de operacin.

El solvente degradado reduce la cantidad de solvente activo, acelera la corrosin y contribuye a la formacin de espumas.Las prdidas de solvente se pueden reducir usando reclaimers y filtros, instalando despojadores a la salida de contactora y el regenerador, teniendo colchn de gas ( Gas Blanketing) en el almacenamiento del solvente y diseando adecuadamente los sistemas intercambiadores de calor para reducir el flujo de calor. Si el vapor es el medio de calentamiento no debe estar a temperaturas mayores de 300F a 50 Lpc. y cuando es aceite caliente su temperatura no puede ser mayor de 350 F. FORMACIN DE ESPUMAS. Las espumas pueden reducir la calidad del gas de salida porque reducen el contacto gas lquido y ocasionan un arrastre excesivo de aminas. Algunas veces se hace necesario el uso de inhibidores de espumas y es necesario trabajo en el laboratorio para determinar el tipo de inhibidor y la cantidad del mismo. Algunas veces una pequea cantidad de inhibidor puede resolver el problema , pero una cantidad mayor del mismo lo puede reiniciar. Cuando se observa una cada de presin alta en la contactora se debe realizar una inspeccin del antiespumante.La formacin de espumas se debe intentar controlar con el uso del reclaimer y filtracin, el uso de inhibidores ser un ltimo recurso pues ellos solo controlan el problema no lo resuelven. Una causa de formacin de espumas que a menudo no se tiene en cuenta es la condensacin de hidrocarburos en la contactora, esto se puede controlar manteniendo la temperatura de la solucin pobre ( la que est entrando a la contactora) a una temperatura 10 0 15F por encima de la temperatura del gas de entrada y para gases muy agrios se pueden requerir diferencias an mayores. OPERACIN DEL REGENERADOR Temperaturas altas de regeneracin mejoran la capacidad de remocin de gases cidos pero tambin aumentan las posibilidades de corrosin y de degradacin del solvente. Las soluciones de amina pobre deben salir del regenerador a temperaturas no mayores de 260 F ( 280 F para la DGA) y en promedio entre 230 y 240F para prevenir la degradacin trmica. Cuando se tiene planta recuperadora de azufre la presin del regenerador requerida para forzar el gas a la unidad recuperadora puede resultar en temperaturas ms altas.El diseo del rehervidor tambin involucra consideraciones importantes. Debe haber espacio adecuado entre tubos para permitir la liberacin del vapor. Los tubos siempre deben estar cubiertos con algunas pulgadas de lquido y se debe garantizar un flujo estable de calor que no exceda los 12000 BTU/pie2/h. OPERACIN DEL RECLAIMER. La funcin del reclaimer es reversar las reacciones de degradacin de las aminas destilando las aminas recuperables y el vapor de agua y dejando un producto no regenerable, con aspecto de lodo, el cual hay que remover peridicamente. El reclaimer maneja entre 1 y 2% de la tasa de circulacin del solvente y debe tener orificios de acceso para remover los residuos no regenerables. Algunos reclaimers trabajan de forma intermitente, otros de forma continua, algunos al vaco y otros a presiones ligeramente por encima de la presin atmosfrica. CORROSIN Esta es quizs la principal preocupacin en la operacin de una planta de endulzamiento y los procedimientos planteados antes para controlar problemas de operacin en las plantas de endulzamiento tambin sirven para controlar la corrosin. Una planta de aminas diseada adecuadamente debe tener posibilidades de instalacin de cupones que permitan monitorear el problema de corrosin. Algunas veces puede ser necesario el uso de inhibidores y en este caso se debe garantizar la compatibilidad del inhibidor con la solucin del solvente para evitar problemas de espumas y degradacin del solvente.AVANCES TECNOLGICOS EN EL TRATAMIENTO DEL GAS.Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeos, yacimientos muy aislados o yacimientos de gas de muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que actualmente no se pueden integrar a las reservas disponibles de gas porque por los altos costos de produccin, incluyendo los costos de procesamiento del gas para llevarlo a las condiciones de calidad exigidos, no los hacen econmicamente viables. Una forma de hacerlos viables econmicamente sera si se tuvieran mecanismos de procesamiento ms econmicos, menos costosos y ms eficientes.Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigacin del Gas Natural, como el IGT ( Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas Association); la IGU ( International Gas Union) y la GPSA ( Gas Proccessors and Suppliers Associaton), realizan trabajos intensivos en investigacin y desarrollo para desarrollar nuevos equipos, materiales y procesos que permitan tener tecnologas de procesamiento del gas que hagan explotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.Otra de las razones que motivan investigacin en el rea de tratamiento del gas son las regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos orgnicos voltiles(VOC) especialmente en los procesos de regeneracin de los materiales usados para deshidratacin y endulzamiento del gas, y para la disposicin final del azufre obtenido en la remosin del sulfuro de hidrgeno.En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como los actuales o ms, pero ms integrados y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables fcilmente para poderlos utilizar en plataformas o en yacimientos de difcil acceso.En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposicin materiales menos costosos, mas eficientes y mas amistosos con el medio ambiente.Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesos eficientes, econmicos , de fcil operacin , que requieran equipos sencillos y en menor cantidad.Dentro de los desarrollos tecnolgicos en la industria del procesamiento del gas se pueden mencionar los siguientes: Uso de membranas para endulzamiento del gas. Remocin del H2S usando inyeccin directa de barredores de H2S a la tubera. Uso de nuevos materiales como la N Formil Morfolina (NFM) en procesos de endulzamientoBARREDORES DE H2SLos mtodos tradicionales para remover H2S han sido el uso de soluciones de etanolaminas y el mtodo del hierro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesos constan de una etapa de operacin y una etapa de regeneracin , lo cual implica el uso de equipos mltiples, al menos una torre contactora, una regeneradora y equipo accesorio, y demanda apreciable de espacio; adems en los procesos de regeneracin se presenta la formacin de productos altamente contaminantes cuya disposicin final incrementa aun mas los costos de tratamiento. El proceso de las etanolaminas no es econmicamente viable en el tratamiento de bajas cantidades de gas con contenidos relativamente bajos de H2S.Actualmente en la industria del gas se est trabajando en el desarrollo de qumicos barredores de H2S de inyeccin directa, entre ellos la triazina, en los procesos y equipos requeridos para su aplicacin de tal forma que se pueda garantizar eficiencia, economa, compatibilidad con el medio ambiente y versatilidad, con el fin de tener ahorros importantes en el tratamiento del gas teniendo un gas residual de igual o mejor calidad que el obtenido con los procesos aplicados hasta ahora.El GRI est patrocinando un programa de evaluacin de tecnologas de barrido de H2S como parte de un programa global de remocin y recuperacin de azufre. Uno de los objetivos fundamentales de este trabajo es desarrollar un conocimiento mas slido de los fundamentos de barrido con inyeccin directa ( inyectando barredores qumicos directamente a la tubera).En el rea del barrido con H2S, los operadores han buscado siempre reducir los costos de capital eliminando recipientes contactores e inyectando los qumicos directamente a la tubera. Esta aproximacin de inyeccin directa, aunque aparentemente sencilla ha sido difcil aplicar con xito, siendo los principales problemas obtener resultados de remosin aceptable de H2S y costos mayores en muchos casos.Un segmento creciente de la industria del gas usa procesos de barrido de H2S para remover bajas concentraciones de H2S en gases de baja calidad. Para este tipo de gases los procesos convencionales de endulzamiento con aminas no son mtodos econmicos de tratamiento especialmente cuando no se requiere la remosin de CO2. Histricamente, la industria de produccin de gas ha usado procesos de barrido de H2S no regenerativos En estos procesos un agente barredor reacciona irreversiblemente con el H2S. Los productos de la reaccin se separan del gas tratado y se desechan.Los agentes barredores de sulfuro de hidrgeno se aplican generalmente a travs de uno de los siguientes mtodos:1) Aplicacin por intervalos de tiempo del agente secuestrante lquido en una torre contactora sparged.2) aplicacin por intervalos de tiempo de los agentes secuestrantes slidos en una contactora de lecho fijo.3) inyeccin continua y directa de agentes barredores lquidos. Estudios de campo han demostrado que el desempeo de los sistemas con inyeccin directa de barredores es ms difcil de predecir que los sistemas basados en torres contactoras porque la fundamentacin terica asociada con su comportamiento y costos es bastante desconocida y porque los parmetros de aplicacin, tales como velocidad del gas, condiciones de mezcla lquido gas y tiempo de contacto varan ampliamente de un sitio a otro. Como resultado la remosin de H2S, el uso de qumico y los costos del mismo son bastantes especficos de cada sitio y no se pueden predecir con facilidad.

Proceso de Endulzamiento del Gas Natural

PUNTO DE ROCIO.

El gas natural se utiliza por todo el mundo como combustible. Hay muchos mtodos para medir su punto de condensacin:

Comportamiento de las fases

DIAGRAMAS DE FASE DE LOS CINCO FLUIDOS PRESENTE EN UN YACIMIENTOAntes de analizar todo lo relacionado a los diagrama de fases, es conveniente describir los factores que gobiernan el comportamiento de fases. En una mezcla de hidrocarburos, el comportamiento de fases se ve influenciado por cuatro factores fsicos, los cuales son: Presin, atraccin molecular, energa cintica y repulsin molecular. Las molculas de los hidrocarburos tienden a mantenerse juntas debido a efectos de presin y atraccin molecular lo que trae consigo un aumento de la densidad proporcional a estos parmetros; as mismo, las fuerzas de atraccin molecular son directamente proporcionales a la masa de las molculas e inversamente proporcional a la distancia entre las mismas.

Por otro lado la energa cintica y la repulsin molecular a tienden a dispersar las molculas. A elevadas temperaturas mayor es la tendencia a separarse las molculas produciendo disminucin de la densidad, tal es el caso de la licuefaccin de un gas o expansin de un gas.

Los hidrocarburos se comportan normalmente pasando de fase gaseosa a lquida por aumento de presin y/o disminucin de temperatura y de pasar de fase lquida a gaseosa por disminucin de presin y/o aumento de temperatura.

Los diagramas de fase representan la mejor forma de evidenciar el comportamiento de fase de mezclas de hidrocarburos que se encuentran en los diferentes yacimientos petrolferos. Un diagrama de fase esta comprendido por curvas de burbujeo y de roco las cuales convergen en un punto crtico; en los puntos de burbujeo el sistema o la mezcla de hidrocarburos se encuentra en equilibrio con la fase lquida con una cantidad infinitesimal de gas, anlogamente en los puntos de roco el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de liquido.

El diagrama de fase posee tres zonas bien definidas, una primera regin del liquido que se encuentra ubicada fuera de la envolvente de fase y a la izquierda de la temperatura critica; una segunda zona que igualmente esta fuera de la envolvente pero a la derecha del punto crtico y una tercera zona que se que se encuentra delimitada por la envolvente la cual constituye una regin de dos fases en donde se encuentra en equilibrio el gas y el liquido. En esta regin se observa las lneas de isocalidad las cuales son curvas que tienen igual porcentaje volumtrico de lquido en la mezcla de lquido-gas. As, las curvas de burbujeo y roco son lneas de 100% y 0% de lquido.

Diagramas de fase de los cinco fluidos presente en un yacimiento

De igual forma en el diagrama de fase de la figura anterior, se observan dos puntos extremos P y T. El punto T se denomina temperatura cricondentrmica y no es ms que la mxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y lquido. La presin del punto P se llama presin cricondembrica y es la mxima presin a la cual existe equilibrio entre vapor y lquido. Dependiendo de la composicin del fluido, la posicin relativa de dichos puntos vara.

La construccin de un diagrama de fase se basa en la determinacin de los puntos de roco y burbuja de la mezcla a diferentes condiciones de presin y temperatura. Esto es posible solo si se conocen de antemano las fracciones molares y las propiedades crticas de cada componente de la mezcla.

COSTA AFUERA El gas se seca generalmente costa afuera, antes de ser comprimido para la transmisin por la tubera o el petrolero a la base de la orilla. El exceso de humedad se debe quitar para prevenir la condensacin perjudicial en el compresor.

Plataforma petrolferaLas plataformas petrolferas extraen el petrleo de depsitos que se hallan bajo el fondo del mar, en el lecho marino.

TERRESTRE La medida es necesaria por exactamente la misma razn, mientras que el gas se comprime ms lejos para la tubera transmisin/distribucin, o el almacenamiento en la fase lquida.EL RE-GASEARCuando est almacenado en bulto como lquido, el lquido refrigerado pasa a travs de intercambiadores de calor en la etapa de la evaporacin. Estos intercambiadores de calor son propensos a la salida a introducir la humedad indeseada en el gas muy seco, as que el contenido de agua se supervisa inmediatamente despus del intercambiador de calor para los propsitos de la deteccin.

La medida en gas natural no es difcil, pero hay varias consideraciones especiales:

La sequedad costa afuera es alcanzada a menudo pasando el gas sobre el glicol lquido (en un ' contactor de glicol '). El gas en el enchufe ser seco, pero puede contener algo de residuo lquido del glicol, o adherencia al cilindro. Esto no daar el sensor de medicin, pero si el sensor est cubierto con una pelcula del glicol entonces que su respuesta llegar a ser muy lenta - debe por lo tanto ser evitada usando un filtro que se une en la lnea de la muestra. Exactamente de la misma manera, el lquido condensado del hidrocarburo en el gas contaminar el sensor y el resultado en una respuesta muy lenta.

Obviamente una instalacin de gas natural debe ser segura debido al riesgo. El medidor automtico del punto de condensacin (dew point) esintrnseco y seguro como estndar. Los instrumentos en lnea se pueden hacer intrnsecos y seguros usando la unidad de la barrera Zener y si no hay rea segura para la localizacin del instrumento, entonces el modelo a prueba de explosiones SDAEXD hace una ' rea segura local ' para el instrumento. El modelo SWM-SSNG tiene regulacin de dos etapas de la presin con el drenado del condensado, y se ocupar del condensado del hidrocarburo o de la contaminacin del glicol, mientras que el modelo

SWM-SSNGH ha calentado la regulacin de dos etapas de la presin y se utiliza para las instalaciones en donde puede haber contaminacin pesada de condnsate/Glicol o para los lquidos ligeros del hidrocarburo que se vaporizarn.

FASES DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL

La industria del gas natural comprende una fase de Explotacin y una de

Procesamiento. La primera consta de una etapa de Produccin, otra de Separacin y una de Comprensin. La segunda requiere una etapa de Tratamiento previa a los procesos de Extraccin de Lquidos y Fraccionamiento. Adicionalmente, la industria incluye actividades de Transporte, Distribucin y Utilizacin.

PRODUCCIN:

La primera etapa de la industria del gas natural es la actividad de produccin, que consiste en llevar el gas desde los yacimientos hasta la superficie a travs de los pozos productores. En el subsuelo, el gas natural se encuentra disuelto o en la capa de gas en los yacimientos de petrleo; en estado gaseoso en los yacimientos de condensado (Gas Asociado) y en yacimientos de gas libre (Gas no asociado).

SEPARACIN:

Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de separacin de los lquidos (petrleo, condensado y agua) en recipientes metlicos a presin llamados separadores. El gas que sale de este proceso es un gas natural rico. El gas libre no requiere separacin, va directamente a tratamiento.

SEPARADORESEl propsito esencial de todo separador es liberar la fase deseada tan completamente de las otras como sea posible, y para esto hay que seleccionar el proceso fsico adecuado.

Se disean equipos para separar mezclas de diferentes fases, a saber: gas-lquido, gas-slido, lquido-lquido.

Los separadores forman parte de un gran grupo de equipos que involucran los procesos fsicos de separacin de fases: slidas, lquidas y gaseosas

CLASIFICACIN DE LOS SEPARADORESLos separadores se pueden clasificar en base a varios criterios tales como:

El nmero de fases a separar

Los tipos de fases a separar

La forma o posicin del separador

Ubicacin relativa que ocupa el separador

Aplicacin de las operaciones

Presin de operacin

Los procesos de separacin

SEGN EL NMERO DE FASES A SEPARARSe pueden clasificar en los siguientes grupos: bifsico ( 2 fases) y trifsico ( 3 fases).

Un ejemplo delos separadores bifsicos se pueden mencionar los separadores gas-lquido, los cuales son tpicos en los campos petroleros.Un ejemplo de separadores trifsicos lo constituye aquel que se usa para separar los componentes de los fluidos que se producen en un pozo petrolero. En este caso, en el mismo separador se logra separar el crudo, el agua y el gas. Sin embargo, por razones operacionales este tipo de equipo es poco usado en los campos petroleros de nuestro pas.

SEGN LOS TIPOS DE FASES A SEPARARSe pueden clasificar en los siguientes grupos:

Gas-Liquido.

Gas-Slido.

Lquido-Lquido

Lquido-slido

Slido-slido

Gas-lquido-slido.

SEGN SU FORMA Y POSICIN.Los separadores gas-liquido generalmente se clasifican por su forma en tres grupos: horizontales, verticales y esfricos.SEPARADORES VERTICALESLos separadores verticales, mostrado en la figura siguiente, son usualmente cuando la razn gas-liquido es alta. En ellos el fluido entra chocando una placa desviadora con lo cual inicia la separacin primaria. El lquido removido por la placa de entrada cae al fondo del equipo. El gas se mueve hacia arriba, pasando a travs de un extractor de neblina para remover la neblina suspendida, y entonces el gas seco fluye hacia fuera. El lquido removido por el extractor de neblina coalescen en gotas ms grandes con lo cual caen a travs a travs del gas al depsito de lquido en el fondo del equipo.El nivel del lquido no es crtico y variar algunas pulgadas sin afectar la eficiencia operativa. Esto se debe a que su altura es mayor a la de un separador horizontal.

La capacidad para manejar baches de lquidos es comnmente obtenida por incremento de la altura.

Pueden acumular gran cantidad de arena, ya que se acumulan en un rea especfica del fondo.

Son fciles de limpiar

Tienen mayor capacidad para manejar volmenes anormales.

Existen menos tendencias para la re-evaporacin del lquido.

El extractor de neblina puede reducir significativamente el dimetro del separador vertical.

Ocupa menos espacio en el piso que un separador horizontal.

SEPARADOR HORIZONTALLos separadores horizontales, como se muestra en la figura siguiente, son ms eficientes donde grandes volmenes de fluido total y grandes cantidades de gas disuelto estn presentes con el lquido. La gran rea superficial de lquido provee ptimas condiciones para la liberacin del gas. En ellos el lquido que ha sido separado del gas se mueve por la parte inferior del equipo hacia la salida del lquido. El gas separado pasa a travs de un extractor de niebla antes de salir.

Pueden manejar bien la produccin de petrleo con espumas.El manejo de baches de lquido se obtiene por una disminucin del tiempo de retencin e incremento del nivel de lquido

Resultan ms econmicos que los verticales

Son ms fciles de colocar sobre una plataforma metlica

Resultan ms econmicos y ms eficientes para manejar altos caudales de gas y lquido.Requieren dimetros ms bajos para una capacidad determinada con respecto a los verticales.

Para una capacidad fija su costo es menor que el de uno vertical

Su instalacin, mudanza y servicio resulta menos complejos que el de uno vertical.

La superficie disponible para la separacin gas-lquido es mayor, lo cual hace ms efectivo el proceso de separacin

SEPARADORES ESFRICOSLos separadores esfricos son ocasionalmente usados para altas presiones donde el tamao compacto es deseado y los volmenes de lquido son pequeos. En la figura siguiente se observa que la distribucin geomtrica de la salida y entrada de los fluidos difiere del resto de los separadores.

Son los ms econmicos

Son los ms completos

Tienen buena capacidad para manejar volmenes de reserva

Son ms difciles de construir.

SEGN LA UBICACIN RELATIVA QUE OCUPA EL SEPARADORSEPARADOR DE ENTRADACuando est ubicado en la entrada de la planta, para recibir los fluidos en su condicin original, cruda; obviamente en este caso habr que esperar la posibilidad de recibir impurezas de cualquier tipo.

SEPARADOR EN SERIELos que estn colocados uno despus del otro; o en paralelo, uno al lado del otro. En el primer caso de la depuracin se realiza de manera progresiva y, en el segundo, las dos unidades hacen el mismo trabajo.

SEGN SU APLICACIN EN LAS OPERACIONESSEPARADOR DE PRUEBAEl propsito esencial de todo separador de prueba es separar y cuantificar las fases de la mezcla proveniente de un pozo. Estos pueden estar permanentemente instalados o ser porttiles, adems pueden estar equipados con diferentes tipos de instrumentos para la medicin de petrleo, gas y/o agua para pruebas de potencial, pruebas de produccin peridicas pruebas de pozos marginales, etc. SEPARADOR DE PRODUCCINEl separador de produccin es utilizado para separar los fluidos producidos provenientes de un pozo o un grupo de pozos a travs de la lnea del mltiple de produccin.CLASIFICACIN Aplicacin en las operaciones

SEGN LA PRESIN DE OPERACIN La mayora de los separadores de petrleo y gas operan en un rango de presin de 20 a 1500 psi, por lo que esto puede clasificarse en separadores de baja, media y alta presin. Los separadores de baja presin usualmente operan dentro del rango que oscilan entre 10 a 20 hasta 180 a 255 psi. Los separadores de media entre 230 a 250 hasta 600 a 700 psi. Mientras que los separadores de alta presin generalmente operan dentro de un amplio rango de presin entre 750 a 1500 psi.SEGN LOS PROCESOS DE SEPARACINSe pueden clasificar en los siguientes grupos:

Separadores convencionales

Depuradores separadores tipo filtro

Separacin de liberacin instantnea

Separadores tipo pulmn

Tratadores trmicos

Torres de destilacin

Goteo en lnea (line drilp)SEPARADORES CONVENCIONALES

Es un envase que se usa para separar una mezcla de componentes en una o dos corrientes, lquida y otra gaseosa. Generalmente las corrientes lquidas contienen muy poco lquido. Ejemplos de separadores convencionales son los separadores gas-lquido (bifsico) y los gas-crudo-agua (trifsico) que se usan en la industria petrolera.DEPURADORES

Los depuradores son separadores que no posee:

Capacidad para hacer una separacin gas-lquido cuando los volmenes de lquido pueden ser apreciables.

Tamao suficiente para que el asentamiento por fuerza gravitacional sea optimo.

La funcin bsica de un depurador es remover pequeas cantidades de lquido de una mezcla predominante gaseosa. Su diseo se fundamenta en la primera seccin de separacin, donde predominan elementos de impacto para remover partculas lquidas. El lquido puede estar ntimamente mezclado con el gas o en forma libre. Los valores de la constante K usados en el diseo de los depuradores para determinar la velocidad crtica son aproximadamente 2/3 mayores que los usados para un separadorSEPARADORES TIPO FILTRO

Esta clase de separadores se usa mucho para remover partculas lquidas antes de que el gas sea succionado por los compresores.

Un separador tipo filtro generalmente posee dos compartimientos. El primero de ellos contiene unos filtros coalescentes. Cuando el gas fluye a travs de estos filtros, las partculas lquidas coalescen y forman partculas de mayor dimetro. Cuando estas partculas alcanzan dimetros apreciables son empujadas a un segundo compartimiento por el flujo de gas.

El segundo compartimiento generalmente posee extractores de neblina que pueden ser de:

Malla metlica

Mallas plsticas

Anillos colocados en forma concntrica laminada colocadas en forma de zig.zag.En este segundo compartimiento son removidas las gotas de mayor dimetro. En algunos casos la remocin puede ser aproximadamente 100% para partculas mayores de 2 micrones y cerca de 96% para las partculas entre 0.5 y 2 micrones.

Algunos separadores tipo filtro poseen un tubo de barril conectado al separador y el cual permite el almacenaje de lquido removido o la acumulacin para casos de flujo inestable (flujo en oleaje) SEPARACIN DE LIBERACIN INSTANTNEA (TANQUE FLASH)Esta clase de separadores consiste en un envase que se utiliza para separar gases que se liberan de un lquido sometido a un proceso de liberacin instantnea. Generalmente parte del lquido se volatiliza al experimentar una disminucin de presin en el separador.

SEPARADOR TIPO GOTEO EN LNEA (LINE DRIP)

Este tipo de separadores normalmente se usa en lneas con relaciones gas-lquido muy altas. Su objetivo fundamental es remover el lquido libre y no necesariamente todo el lquido contenido en la corriente gaseosa, como puede ser por ejemplo, el lquido que fluye entrampado en el gas. Por lo tanto, los envases de goteo en lnea permiten la acumulacin y separacin de lquido libre.

De este amplio universo de separadores solamente se concentrar la atencin en los separadores gas-lquido, los cuales son utilizados frecuentemente en las reas de produccin para separar el gas del petrleo y el agua.

SEPARADORES TIPO TAMBOR (SCRUBBER O KNOOCKOUT DRUM)Es un recipiente diseado para manejar corrientes con una alta relacin gas-lquido. El lquido, por lo general, entra como una niebla, disperso en el gas, o arrastrado en la parte inferior de la tubera. Este contenedor posee poca capacidad para retencin de lquido.

SEPARADORES TIPO TRAMPA (SLUG CATCHER)

Es un separador diseado para atrapar, de manera continua o a intervalos irregulares, grandes volmenes de lquido. De ordinario, se consiguen en sistemas de recoleccin bifsicos. Un Slug catcher puede ser un solo recipiente o un conjunto de tuberas direccionadas (acopladas a un manifold).MODELO FSICOLa cada de una partcula sumergida en un fluido se representa mediante el modelo fsico mostrado en la siguiente figura, en esta se indican las diferentes fuerzas que intervienen en el fenmeno. El movimiento de la partcula bajo la accin combinada de estas pueden describirse aplicando la segunda ley de Newton al modelo mencionado.FUERZAS QUE INTERVIENEN SOBRE LAS PARTCULAS Las fuerzas externas que actan sobre la partcula: fuerzas gravitatorias o centrfugas.

La fuerza de empuje, debido a la inmersin de la partcula en el fluido.

La fuerza de arrastre, debida al movimiento de la partcula respecto al fluido.

MECANISMOS DE SEPARACINExisten varios procesos fsicos de separacin, los cuales se basan en los principios siguientes:

Gravedad

Fuerza centrifuga

Choque

Filtracin

Coalescencia

En los equipos utilizados en la industria petrolera los principios mas usados son los tres primeros.

EN EL SIGUIENTE DIBUJO SE ILUSTRAN LOS SIGUIENTES MECANISMOS.1.-Separacin por Choque2.-Separacin por Coalescencia3.-Separacin por Gravedad

SEPARACIN POR CHOQUE CONTRA UNA SUPERFICIE

Fases de fluidos con diferentes densidades tendrn diferentes momentum. Si un flujo de dos fases cambia rpidamente de direccin o se aproxima a una superficie, el gran momentum no permitir a las partculas de la fase ms pesada cambiar tan rpidamente como las partculas de la fase mas liviana, de tal manera que las partculas mas pesadas continen en lnea recta y ocurra la separacin. Cuando una corriente de gas se aproxima a una superficie, la fase gaseosa de desva y la fase lquida contenida en la gaseosa choca contra la superficie ocurriendo de esta manera la separacin de fases.

SEPARACIN POR COALESCENCIAGotas muy pequeas tales como nieblas no pueden ser separadas por gravedad. Estas gotas pueden ser coalescidas para formar gotas ms grandes que asentarn por gravedad. Herramientas coalescentes fuerzan al gas a seguir un camino tortuoso. El momentum de las gotas causadas en ellas por coalescer con otras forma gotas ms grandes que pueden asentarse fuera de la fase gaseosa por gravedad

SEPARACIN POR GRAVEDADLas gotas de lquido se asentarn fuera de la fase gaseosa si la fuerza gravitacional es mayor que la fuerza de arrastre o dragado del flujo de gas alrededor de la gota. Estas fuerzas pueden ser descritas matemticamente usando la velocidad lmite.

SEPARADORES VERTICALES

Fuerza de Gravedad

Fuerza de Flotacin

Fuerza de arrastre

Fuerza Resultante

SEPARADORES HORIZONTALESMODELO FSICO

Fuerza de Gravedad

Fuerza de Flotacin

Fuerza de arrastre

Fuerza Resultante

SECCIONES DE UN SEPARADOR1.- Seccin de separacin Primaria2.- Seccin de las fuerzas gravitacionales3.- Seccin de extraccin de neblinas4.- Seccin de acumulacin de lquido

SECCIN DE SEPARACIN PRIMARIA

Comprende la entrada de los fluidos al separador

Esta seccin permite absorber la cantidad de movimientos de los fluidos de alimentacin

En ella tambin se controla el cambio abrupto de la corriente, lo que produce una separacin inicial

Generalmente, la fuerza centrifuga, originada por su entrada tangencial en el envase, remueve volmenes apreciables de lquido y permite redistribuir la velocidad del gas.

Los accesorios internos se especifican para efectuar dentro del separador la separacin primaria de la mezcla gas-lquido, mejora la distribucin del fluido que entra, disminuir el arrastre de lquido por el gas y el arrastre de gas por el lquido que sale del separador.

CICLONES Funcionan de forma que la separacin mecnica se efecta por la fuerza centrfuga que acta sobre las partculas al provocar el movimiento giratorio sobre la corriente de alimentacin. Para lograr este efecto se coloca una chimenea ciclnica cerca de la boquilla de alimentacin. Esta chimenea produce una alta velocidad y una gran cada de presin

PLACAS DESVIADORAS Y PLACAS DE CHOQUE Las placas desviadoras se colocan dentro de un separador para separar lquidos con espuma, estas placas producen suficiente agitacin para romper la mayora de las espumas naturales. Cuando estas son causadas por productos qumicos, tales como los empleados en el tratamiento de emulsiones, aguas de inyeccin, etc. Los medios mecnicos para romperlas pueden ser inefectivos en un periodo de tiempo razonable y deben emplearse agentes qumicos para eliminar dichas espumas.La corriente entrante de fluido choca contra la superficie de la plancha, donde algunas pequeas gotas de lquido se aglomeran y descienden como gotas mas grandes

PLACAS ALINEADAS DE FLUJOAlgunos equipos estndar vienen previstos de unos dispositivos en la entrada, fabricado con planchas paralelas colocadas en forma de jaula, para disminuir las turbulencias producidas por las planchas de choque, o la fuerza centrfuga resultante de una entrada tangencial.

SECCIN DE LAS FUERZAS GRAVITACIONALES En esta seccin las fuerzas gravitacionales tienen una influencia fundamental.

Las gotas de lquido que contiene el gas son separadas al mximo.

Este proceso se realiza mediante el principio de asentamiento por gravedad.

En algunos casos, en esta seccin se usan tabiques con el fin de controlar la formacin de espumas y la turbulencia.SECCIN DE EXTRACCIN DE NEBLINAS Aqu se separan las minsculas partculas de lquido que aun contiene el gas, despus de haber pasado por las dos secciones anteriores.

La mayora de los separadores utilizan, como mecanismo principal de extraccin de neblina, la fuerza centrifuga y el principio de choque.

Las pequeas gotas de lquidos son recolectadas en una superficie, donde son separadas de la corriente del gas en forma de grandes gotas, que luego caen en la primera seccin de separacin.

MALLA

CICLN

Este dispositivo posee una de las ms altas eficiencias de remocin, produce una baja cada de presin y es preferible por su bajo costo de instalacin

Como desventaja el gas es forzado a travs de los mismos canales por los que el lquido es drenado bajo la influencia de la gravedad

ALETA

El lquido recolectado es drenado en contracorriente al flujo de gas

Poseen una alta eficiencia y durabilidad. Es susceptible a taponamiento cuando manejan crudos parafinosos o asfaltnicos y su costo es elevado en relacin con los otros tipos de eliminadores

Estos dispositivos producen la separacin debido a un cambio en la cantidad angular de movimiento de corriente bifsica. Su principal uso se limita a corrientes formadas bsicamente por gas o cuando la diferencia de densidad relativa entre las fases es pequea. La eficiencia de separacin depende mucho de la velocidad del gas.SECCIN DE ACUMULACIN DE FLUIDOSEn separadores horizontales muy largos, se debe evitar la propagacin de las ondulaciones y los cambios de nivel en direccin longitudinal

Los lquidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte inferior del separador.

Tambin se necesita un volumen mnimo de alimentacin, especialmente cuando el flujo es intermitente.

Esta seccin posee controles de nivel para manejar los volmenes de lquidos obtenidos durante la operacin de separacin.

Las burbujas de gas que ascienden a travs del lquido colapsan y producen la agitacin necesaria para formar la espuma

Para eliminar dichas ondulaciones es usual colocar placas en sentido transversal al separador, conocidas como rompe olasROMPE OLAS

En cualquier recipiente es factible que, al descargar los fluidos por la parte inferior, se forme un vrtice. Es un remolino originado en el separador por efectos de rotacin de los fluidos.

Se deben especificar dispositivos correctores para cada salida de liquido donde la direccin de flujo saliente es vertical

Los dispositivos correctores de vrtices colocados en las salidas de lquido reducen el arrastre de gas

Una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo colocadas en la zona de retencin de lquidos

PLACAS ALINEADAS

DISEO DE LAS ETAPAS DE SEPARACIN SECCIN DE SEPARACIN POR GRAVEDADVELOCIDAD CRTICA O LMITE DE DISEO

Donde:

son las densidades del lquido y gas, respectivamente, a la presin y temperatura del separador.

KS es una constante El Valor de K: Depende de todos los factores que afectan la separacin Propiedades de los fluidos Turbulencias o Vrtices Formacin de espuma

Tipo de flujo (pulsante o intermitente) Presencia de slidos Grado de separacin deseada Magnitud de la relacin gas-liquido

Longitud del separador La primera de ellas es la que utiliza la asociacin de productores y procesadores de gas de los EAU:

K es igual a 0.35 y disminuye 0.01 para cada 100 lpc La segunda procede de la norma britnica

Para separadores verticales

(Wl/Wg) < 0.1 K = 0.35

0.1< (Wl/Wg) < 1 K = 0.25

(Wl/Wg) > 1 K = 0.20

La SGPA recomienda:

0.4 < K < 0.5

PDVSA estable la siguiente relacin L/D

2.5 < (L/D ) < 4 K = 0.4

4 < (L/D ) < 6 K = 0.5

(L/D ) > 6 K = 0.5 (L/LBASE)0.5

NORMA API 12 J

DIMENSIONES DE UN SEPARADOR VERTICAL

Existe menos tendencia para la re-evaporacin del lquido ya separado.

El nivel de lquido no es crtico y puede variar algunas pulgadas sin afectar la eficiencia operativa.

El extractor de lquido puede reducir significativamente el dimetro del separador vertical.

La capacidad para manejar baches de lquidos es comnmente obtenida por incremento de la altura. Ocupa menos espacio en el piso que uno horizontal

Pueden acumular gran cantidad de arena, ya que se acumulan en un rea especfica del fondo.

Son fciles de limpiar

Tienen mayor capacidad para manejar volmenes anormales

SEPARADORES HORIZONTALES

Resultan mas econmicos y mas eficientes para manejar altos caudales de gas y liquido

Requieren dimetros ms bajos para una capacidad determinada con respecto a los verticales.

El manejo de baches de lquido se obtiene por una disminucin del tiempo de retencin e incremento del nivel de lquido.

Para una capacidad fija su costo es menor que el de uno vertical

Resultan mas econmicos que los verticales

Su instalacin, mudanza y servicio resultan menos complejos que el de uno vertical.

Son mas fciles de colocar sobre una plataforma metlica La superficie disponible para la separacin gas-liquido es mayor, lo cual hace mas efectivo el proceso de separacin.

DISEO CONCEPTUALRecomendacin del tipo de separador

SituacinVertical

sin MallaVertical

con MallaHorizontal

sin MallaHorizontal con Malla

Presencia de slidos, materiales pegajososRecomendableModerado: Considerar internos especialesModerado: Considerar internos especiales/inclinacModerado: Considerar internos especiales/inclinac

Separacin

Liq - LiqNo

recomendableNo

recomendableRecomendableRecomendable

Separacin

Liq - Liq - VaporModeradoModeradoMuy recomendableMuy recomendable

Limitaciones en rea de plantaRecomendableRecomendableNo

recomendableNo

recomendable

Limitaciones en espacio vertical o alturaNo

recomendableNo

recomendableRecomendableRecomendable

OPERACIN DE UN SEPARADOR DE PRUEBA PRUEBA DE POZOSCONTROL DE LLENADO / VACIADO Y CONTABILIDAD DEL CRUDO: La Prueba se inicia despus de alinear el pozo al separador de medida, en forma automtica en caso de contar con los actuadores o manual en caso contrario.

Luego, en caso de que el nivel est por arriba del punto de ajuste bajo para el control de llenado / vaciado (Nivel B), el cual es establecido a partir de LT-001, el PLC drena el separador abriendo LCV-001 (LY-001). Una vez finalizado el drenado (nivel detectado por LT-001, al punto de ajuste Nivel B), se cierra LCV-001, lo que inicia el ciclo de llenado.

El ciclo de llenado continua hasta que el nivel alcanza el punto de ajuste alto para el control de llenado / vaciado (Nivel A), se abre la LCV-001, lo que inicia el ciclo de vaciado.

El ciclo de vaciado continua hasta que el nivel alcanza el punto de ajuste bajo para el control de llenado / vaciado (Nivel B), momento en el cual se manda a cerrar la LCV-001, con lo cual se inicia el ciclo de llenado.

La operacin se repite hasta finalizar la prueba.

La contabilizacin del volumen de crudo se realiza durante cada golpe, a partir de la diferencia entre los puntos de ajuste alto y bajo, y el rea de la seccin del recipiente.

La produccin de crudo bruto del pozo durante la prueba se calcula con la sumatoria del volumen calculado en cada golpe y el tiempo de duracin de la prueba, realizando una proyeccin a 24 horas.

Para el clculo del tiempo de duracin de la prueba, se realiza la sumatoria de los tiempos de duracin de cada golpe. El tiempo de duracin de cada golpe se calcula considerando como inicio del golpe el momento en el que el nivel pasa por Nivel B en el ciclo de llenado, y como fin del golpe el momento en el que el nivel pasa por Nivel A en dicho ciclo.

PROTECCIONES: Adicionalmente se cuenta con: Sistema de cierre del separador (vlvula XV-001), a travs de una solenoide (XY-001) y las seales provenientes de los interruptores PSH-001, LSHH-001, LSL-001. La vlvula XV-001 tambin puede ser cerrada por el sistema de cierre de la estacin de flujo (el cual suprime el gas de instrumentos).

Sistema de presurizacin a partir de la vlvula XV-002 y la solenoide XY-001.

CONTABILIZACIN DEL GAS EN EL SEPARADOR DE MEDIDA (VORTEX):La medicin del gas en el separador de medida se realiza en forma continua, sin verse afectada por el llenado/vaciado del separador. En este caso, se utiliza un medidor de flujo tipo Vortex (FE/FT-001), con lo cual se mejora considerablemente la rangoabilidad del instrumento en comparacin con la medicin a travs de placas orificios.. El flujo de gas en el separador de medida durante la prueba se calcular a partir del volumen total de gas acumulado y el tiempo de duracin de la misma, el cual se calcula a travs de la diferencia entre el instante en que se inicio la prueba de pozo y el instante en el que finaliz el ltimo golpe de la prueba.

EXTRACCIN DE LQUIDOS:

Es el proceso al que se somete el gas natural rico libre de impurezas, con la finalidad de separar el gas metano seco (CH4) de los llamados Lquidos del Gas Natural, LGN, integrados por etano, propano, butanos, pentanos (gasolina natural) y nafta residual.

COMPRESIN:

La compresin es un proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la finalidad de aumentarle la presin y enviado a los sistemas de transporte y distribucin para su utilizacin en el sector industrial y domstico y en las operaciones de produccin de la industria petrolera (inyeccin a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas Lift).

FRACCIONAMIENTO:

Los Lquidos del Gas Natural, LGN, se envan a las plantas de fraccionamiento, donde se obtiene por separado etano, propano, iso butano, normal butano, gasolina natural y nafta residual, que se almacenan en forma refrigerada y presurizada en recipientes esfricos.

TRANSPORTE Y DISTRIBUCIN:

El Gas Metano es transportado en estado gaseoso a travs de una red de gasoductos (tuberas). El GLP se transporta en camiones hasta los centros nacionales de consumo y llega en bombonas al sector domstico.

UTILIZACIN:

El Gas Metano y los Lquidos de Gas Natural, LGN, son productos limpios y verstiles, que encuentran aplicaciones como agente energtico (combustible) y como insumo (materia prima) en diversos sectores industriales del pas. Asimismo, el Gas Metano constituye un factor importante que eleva la calidad de vida en el hogar. Adicionalmente, los volmenes excedentes de LGN son comercializados en el mercado internacional.

PROCESO DE ENDULZAMIENTO

En esencia, hay siete categoras de procesos endulzamiento:1. Procesos con solventes qumicos.

2. Procesos con solventes fsicos.

3. Procesos con solventes hbridos o mixtos.

4. Procesos de conversin directa (solamente para remocin del H2S)

5. Procesos de lecho slido o seco.

6. Membranas.

7. Otros procesos de endulzamiento.

Antes de seleccionar un proceso se debe considerar cuidadosamente la composicin del gas de alimentacin y las condiciones de flujo, as como los requerimientos especficos del gas residual. Algunos factores que afectarn la seleccin del proceso son: Afinidad con hidrocarburos.

Degradacin por la presencia de oxgeno o trazas de componentes contaminantes.

Costos de la planta.

Costos de operacin.

Confiabilidad del proceso.

Condiciones climticas.

Toxicidad del solvente o reactivos empleados.

Operacin simple y libre de problemas.

CROMATOGRAFA DE GAS:

La cromatografa consiste en la separacin fsica de dos o mas compuestos basados en la diferencia de distribucin de los ltimos en dos fases una de las cuales es estacionaria y la otra mvil. Consiste en hacer circular un fluido (fase mvil) a travs de una fase estacionaria (slido o liquida), cuando una mezcla de sustancias se introducen en el sistema, se produce una serie de equilibrios de distribucin entre las dos fases, general mente de distintas magnitud para cada componente de la mezcla, por lo que cada uno de ellos se desplazara con diferentes velocidades a lo largo del sistema. Las sustancias han de ser solubles en la fase mvil. Y segn sea el tipo de interaccin con la fase estacionaria. El proceso puede clasificarse de la siguiente manera:

ABSORCIN:Cuando la fase estacionaria es un slido, las isotermas de distribucin son de tipo exponencial, las absorbentes mas utilizadas son slice, almina, carbn

BOMBASPara seleccionar una bomba para cualquier servicio, es necesario saber que lquido se va a manejar, cual es la carga dinmica total, temperatura, viscosidad, presin de vapor, densidad relativa y el costo de la misma. En la industria qumica tambin se tiene en cuenta la presencia de slidos y caractersticas de corrosin que exigen materiales especiales. Los slidos pueden aceleran la erosin, tienen tendencia a aglomerarse o pueden exigir un manejo delicado para evitar la degradacin indeseable.

BOMBAS CENTRFUGASEste tipo de bombas se utilizan en la industria qumica para transferir lquidos de todo tipo, materiales de fabricacin y productos de acabados, as como tambin se usa para los servicios generales de abastecimiento de agua, como, alimentacin a los quemadores, regreso de condensadores. etc. Existen unas amplias gamas de tamaos entre 2 o tres gal/min hasta 100000 gal/min. Este tipo de bomba es simple, de bajo costo inicial, de flujo uniforme, el espacio necesario para su instalacin es pequeo, los costos de mantenimiento son bajos, el funcionamiento es silencioso y posee buena capacidad de adaptacin para su uso con impulsos por motor o turbina.

DESCRIPCIN DE UNA BOMBA CENTRFUGA:

Una bomba centrfuga consiste bsicamente de un impulsor que gira dentro de una caja. El impulsor consta de cierta cantidad de hojas, ya sea abierta o resguardada, montadas sobre un rbol o eje que se proyecta al exterior de la caja. Los impulsores pueden tener ejes de rotacin horizontal o vertical, para adaptarse al trabajo que se vaya a realizar. Por lo comn, los impulsores resguardados o de tipo cerrado suele ser ms eficiente. Los impulsores del tipo abierto o semiabierto usan para lquidos viscosos o que contengan materiales slidos, as como tambin en bombas pequeas, para servicios generales. Los impulsores pueden ser del tipo de succin simple si el lquido entra por un lado o doble si el lquido entra por los dos lados.

Las cajas son de tres tipos generales, pero consisten siempre en una cmara en la que gira el impulsor, con una entrada y salida para el lquido que se bombea. la forma ms simple de caja es la circular, que consta de una cmara anular en torno al impulsor, sin que se haga ningn intento por vencer las prdidas debidas a los choques y remolinos que se producirn cuando entre a la cmara el lquido que sale del impulsor a velocidades relativamente elevadas, es raro que se utilicen esas cajas. Las cajas en espiral toman esa forma, con un rea de seccin transversal creciente al acercarse a la salida. La espiral la energa de velocidad que imparte el lquido del impulsor en energa de presin, con prdidas relativamente bajas.

En las bombas de turbina o de tipo difusor se utilizan un tercer tipo de caja. En este ltimo, se interponen difusores o paletas de gua entre el impulsor y la cmara de la caja. En las bombas de este tipo que estn bien diseadas, las prdidas son mnimas.

FUNCIONAMIENTO DE UNA BOMBA CENTRIFUGA:

Por medio de la figura a se puede mostrar la accin de una bomba centrifuga. Se aplica potencia de una fuente exterior al eje A, que hace girar el impulsor B dentro de la caja estacionaria C. Las hojas del impulsor al girar producen una reduccin de presin a la entrada del orificio impulsor. Esto hace que fluya lquido al impulsor desde la tubera de succin D. Este lquido se ve obligado a salir a lo largo de las paletas a velocidades tangenciales crecientes. La velocidad de carga que adquiere al salir de las puntas de las paletas, se convierte en carga de presin conforme pasa el lquido a la cmara espiral y de esta ltima a la descarga E.

Diagrama de una bomba centrifuga simple

DATOS TCNICOS Mxima

Serie Dimetro bocas velocidad

rpm

100 ROSCA 3/8 1450

200 ROSCA 3/4 1450

300-M ROSCA 1 930

300 ROSCA 1 580

Temperatura mxima trabajo 135C Viscosidad Mxima 200000cSt Mxima presin 5 bar

400 ROSCA1 490

500 ROSCA21/2 465

600 ROSCA 3 365

BRIDA 4

600-B 365

DIN-2573

BRIDA 5

700 345

DIN -2501

BRIDA 6

800 DIN -2501 325

BOMBAS DE ROTOR FLEXIBLE: (MODELOS EJE LIBRE)Las bombas de impulsor flexible se pueden utilizar para mover lquidos viscosos, que no pueden manejar las bombas centrfugas, y lquidos con alto contenido de abrasin que requieren superficies de contacto endurecidas para los elementos rotatorios en la mayor parte de las bombas rotatorias de desplazamiento positivo.

DIAGRAMA DE BLOQUE:

MANTENIMIENTO PROGRAMADOFILTROS.Los filtros deben ser limpiados peridicamente, para impedir la falta de suministro de fluido a la bomba.

La frecuencia depender de la aplicacin y de las condiciones de funcionamiento.

LUBRICACIN DE LA BOMBA.Se recomienda engrasar los cojinetes de bolas cada 3 meses como mnimo. Puede ser necesaria una frecuencia mayor, dependiendo de la aplicacin y de las condiciones de funcionamiento.

GRASA RECOMENDADA.Amoco- Amolith all Weather Grease o equivalente.

No engrase excesivamente los cojinetes de la bomba. aunque es normal que un poco de grasa escape, un escape excesivo de las bombas equipadas con juntas mecnicas puede ser causa de rotura de las juntas.

RODETES.El rodete es una pieza de desgaste, modificndose las prestaciones de la bomba a medida que se desgasta el rodete. el caudal y la presin disminuyen en funcin del tiempo de servicio.

Los lquidos abrasivos perjudican seriamente la vida de servicio del rodete, por lo que se recomiendan velocidades de trabajo bajas, los factores que influyen en la vida t